Приёмники электрической энергии промышленных предприятий (стр. 9 из 10)

Для выполнения работ внутри баков трансформатора допускаются только специально подготовленные рабочие и специалисты, хорошо знающие пути перемещения, исключающие падение и травмирование во время выполнения работ или осмотров активной части. Спецодежда работающих должна быть чистой и удобной для передвижения, не иметь металлических застежек, защищать тело от перегрева и загрязнения маслом. Работать внутри трансформатора следует в защитной каске и перчатках. В качестве обуви необходимо использовать резиновые сапоги.

Перед проникновением внутрь трансформатора следует убедиться в том, что из бака полностью удалены азот или другие газы, а также выполнена достаточная вентиляция бака с кислородосодержанием воздуха в баке не менее 20%.

Для контроля за состоянием и действиями людей внутри трансформатора должен быть назначен как минимум один работник, который обязан находиться у входного люка и постоянно поддерживать связь с работающими. Работник при выполнении работ внутри трансформатора должен быть обеспечен лямочным предохранительным поясом с канатом и при необходимости шланговым противогазом.

Освещение при работе внутри трансформатора должно обеспечиваться переносными светильниками напряжением не более 12 В с защитной сеткой и только заводского исполнения или аккумуляторными фонарями. При этом разделительный трансформатор для переносного светильника должен быть установлен вне бака трансформатора.

Если в процессе работы в бак подается осушенный воздух (с точкой росы не более – 40^оС), то общее время пребывания каждого рабочего внутри трансформатора не должно превышать 4 часов в сутки.

Работы по регенерации трансформаторного масла, его осушке, чистке, дегазации должны выполняться с использованием защитной одежды и обуви.

14. Энергосбережение

В современных условиях рациональное использование топливно-энергетических ресурсов становится одним из важнейших факторов рентабельности и конкурентоспособности промышленных предприятий. По сей день одной из основных причин низкой эффективности использования ТЭР является распространенное заблуждение о незначительности доли энергетических затрат в себестоимости продукции. Вместе с тем, в ряде отраслей эта доля составляет от 15 до 40% себестоимости продукции (без учета стоимости сырья и материалов), а в отдельных случаях достигает 75%.

В то же время снижение конкурентоспособности отечественной продукции связано как с постоянным удорожанием энергоносителей, так и с устаревшим подходом к управлению и контролю за использованием энергоресурсов в промышленности. Следует также подчеркнуть, что в масштабах всей страны экономия ТЭР имеет значительно более высокую рентабельность по сравнению с увеличением объемов добычи топлива и строительством новых мощностей по производству энергии.

Наряду с системами контроля и управления использованием энергоресурсов в технологических процессах и смежных производственных нуждах существенная роль в повышении энергоэффективности эксплуатации промышленного оборудования, принадлежит установкам компенсации реактивной мощности.

Экономический эффект внедрения КРМ

Реактивная мощность наряду с активной мощностью учитывается поставщиком электроэнергии, а следовательно, подлежит оплате по действующим тарифам, поэтому составляет значительную часть счета за электроэнергию.

Экономический эффект от внедрения автоматической конденсаторной установки складывается из следующих составляющих:

1. Экономия на оплате реактивной энергии. Оплата за реактивную энергию составляет от 12% до 45% от активной энергии в различных регионах России.

2. Для действующих объектов уменьшение потерь энергии в кабелях за счет уменьшения фазных токов.

3. Для проектируемых объектов экономия на стоимости кабелей за счет уменьшения их сечения.

4. В среднем в действующих объектах в подводящих кабелях теряется 10…15% расходуемой активной энергии.

Рассчитаем экономический эффект внедрения КРМ.

Для расчетов примем коэффициент потерь: Кп=12%. Потери пропорциональны квадрату тока, протекающего по кабелю. Рассмотрим эту составляющую на примере ПС16.

До внедрения автоматической конденсаторной установки cosφ=0,80.

После внедрения автоматической конденсаторной установки cosφ=0,98.

Относительную активную составляющую тока (совпадающую по фазе с напряжением) примем равной единице.

Относительный полный ток составляет до внедрения[14]: I₁ =

= 1,22

Относительный полный ток составляет после внедрения[14]: I₂ =

= 1,02

Снижение потребления активной энергии составит[14]:

W_c = W₁ [

] К_п = W₁ · [ ] 0,12 = W₁ · 0,036

Т.е. в этом примере затраты на активную энергию: уменьшились на 3,6%. В общем случае для действующего объекта годовое снижение потребления активной энергии за счет увеличения cos(φ) составит[14]:

W_c = W₁ {[

]} · К_п ;

где,

cos(φ1) – cos(φ) до компенсации

cos(φ2) – cos(φ) после компенсации

К_п – коэффициент потерь К_п = 0,12

W₁ – годовое потребление энергии до компенсации

W_c = W₁ · {[

]} · К_п = =15841584 · {[ ]} · 0,12 = 570297кВт

Годовая экономия С в оплате энергии составит[14]:

С = W_c · Т;

где,

Т – тариф на активную энергию

С = 570297 · 1,05 = 598811,85 руб.

Годовой экономический эффект[14]:

Э_г =

;

где,

С_ту – Стоимость конденсаторной установки;

С_рк – Срок службы конденсаторной установки;

С – экономия на оплате электрической энергии.

Э_г =

= 8519,19

Коэффициент эффективности[14]:

ε =

;

где,

К – капитальные вложения (стоимость конденсаторной установки)

ε =

= 1,27

ε >ε_н (0,3)

Срок окупаемости капитальных вложений[14]:

Т_ок =

= = 0,78 года = 9,4мес.

Т_ок(0,78) < Т_ок(3года)

Расчет экономического эффекта показывает, что применение в электросетях установок компенсации реактивной мощности КРМ позволяет обеспечить значительную экономию денежных средств на оплату электроэнергии при низком сроке окупаемости капитальных вложений.

15. Расчет стоимости годового потребления энергии по двухставочному тарифу

Промышленные предприятия составляют с энергоснабжающей компанией договор потреблению электроэнергии. В нем указывается допустимая присоединенная мощность с которой предприятие участвует в потреблении электроэнергии в часы максимума энергосистемы это активная мощность в кВт. Присоединенная мощность это суммарная мощность присоединенная к питающей сети энергосистемы тр-ров и электродвигателей напряжением выше 1кВ. Для уменьшения утренних и вечерних пиков графиков нагрузки энергосистемы необходимо перераспределять мощность предприятия и не промышленных потребителей, чтобы избежать дефицита мощности в энергосистеме. Диспетчер энергосистемы ежесуточно назначает режим потребления энергопользования. Предприятие несет ответственность за то чтобы не допускалось повышение заявочного максимума присоединенной мощности. В противном случае энергосистема устанавливает надбавки к тарифам на электроэнергию или штрафы. Под тарифом понимается система отпускных цен на электроэнергию деференцированных для различных групп потребителей. Тарифы разрабатываются комитетами энергетики (раньше министерством энергетики) и утверждаются постановлением правительства по субъекту федерации. В формировании тарифов могут участвовать представители заинтересованных предприятий или ведомств. В основу тарифа закладывается полная себестоимость электроэнергии.

В настоящее время тарифы, предусмотренные прейскурантом цен на электроэнергию N09-01 корректируется с учетом инфляционных коэффициентов.

Согласно этому прейскуранту применяется 2 системы тарифов: одноставочный и двухставочный.

По одноставочному тарифу за электроэнергию платят промышленные потребители и приравненные к ним не промышленные коммунальные.

Одноставочные тарифы являются наиболее простыми, но имеют ряд недостатков: при отключении потребителей они не несут расходов за электроэнергию в тот период, хотя энергосистема держит в рабочем состоянии генерирующие мощности. Другим недостатком одноставочного тарифа является то, что потребитель не имеет стимулов к снижению нагрузки потребления в часы максимума энергосистемы.

Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу[14]:

С_э=А Р_р+В · W_а, руб

Двухставочный тариф состоит из основных и дополнительных ставок. За основные принимается плата (годовая) за 1кВт-час присоединенной договорной максимальной 30 мин мощности предприятия участвующей в максимуме энергосистемы Р_р=Р_р.max

Дополнительная ставка предусматривает плату израсходованную в кВт-час электроэнергию учтенную счетчиками.