Загрузка оборудования.

Загрузка электрооборудования характеризуется коэффициен­том использования:

К_Н=S_нагр/S_ном (12)

Замена трансформаторов, загруженных менее 70 % на мень­шую мощность, дает экономию:

ΔЭ=ΔР_ХХ∙t (кВт∙ч) (13)

где ΔР_хх - потери холостого хода трансформатора.

Отключение одного из n параллельно работающих трансфор­маторов целесообразно, когда происходящее при этом снижение потерь холостого хода оказывается большим, чем увеличение на­грузочных потерь из-за перераспределения суммарной нагрузки между оставшимися в работе трансформаторами. Целесообраз­ность отключения одного из n однотипных трансформаторов оп­ределяется по условию:

S_НАГР<S_НОМ∙, (14)

где S_HOM - номинальная мощность трансформатора, ΔР_КЗ - потери короткого замыкания трансформатора.

Замена незагруженных асинхронных двигателей на меньшую мощность дает экономию:

_{ΔЭ=0,1∙ΔР∙t (кВт∙ч) (15)}

где ΔР - изъятая мощность.

При этом следует иметь ввиду, что замена, загруженных менее 45 % электродвигателей всегда рентабельна, а более 70 % - неце­лесообразна.

Переключение обмоток незагруженных асинхронных двигате­лей с треугольника на звезду (при нагрузке до 40 %) снижает их мощность в и дает экономию энергии порядка 6-7 %.

Кроме этого, как было показано в разделе по коэффициенту мощности, загрузка элек­тродвигателя отражается на его к. п.д.

Превышение потребления реактивной энергии ее экономического значения.

Плата за реактивную энергию осуществляется не за весь объ­ем ее потребления, а за превышение некоторого его уровня, опре­деляемого в договоре с энергоснабжающей организацией.

Величина реактивной энергии, предъявляемой к оплате, опре­деляется по формуле:

W_p.э= W_p.Ф (W_p.э+ W_pcA) (16)

где W_p.Ф - фактическое значение реактивной энергии, потребляе­мое за расчетный период, W_p.э - экономическое значение реактивной энергии, включенное в договор на пользование электрической энергией, W_pcA - значение реактивной энергии, потребленное субабонен­тами, которые освобождаются от платы за реактивную энергию.

Согласно « Инструкции о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию» №449 от 28.12.93 г., освобождаются от пла­ты за реактивную энергию население и потребители с ежемесяч­ным потреблением активной энергии не более 30 тыс.кВт·ч.

При расчете экономических значений реактивной энергии ру­ководствуются «Правилами применения скидок и надбавок к та­рифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии» инструктивное письмо от 08.02.94 г. №42-6/2В. Согласно данным правилам, основой при расчете эко­номических значений реактивной энергии является экономиче­ское значение реактивной мощности tg φ_Э Нормативное значение

tg ф_ЭН для шин 6-10 кВ подстанций 35-750 кВ и шин любого вто­ричного напряжения трансформаторов, определяется по формуле:

tgφ_Э.Н.= tgφ_б(К(0,4∙d_MAX+0,6) (17)

где tg ф_б - базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый 0,4; 0,5; 0,6 для сетей 6-10 кВ, присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжением соответственно 35, 110, 220 кВ и выше, для шин генераторного напряжения tg φ_б ⁼ 0,6; d_MАХ - отношение потребления активной энергии (для двухставочных потребителей - мощность) потребителем в квартале макси­мальной нагрузки системы к потреблению в квартале его макси­мальной нагрузки; К - коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электро­энергии в различных энергосистемах ( по данным таблицы на­стоящей инструкции для «Томскэнерго» К=1). Если значение tg φ_эн, рассчитанное по формуле (17), больше 0,7, то его при­нимают равным 0,7.

Если потребитель питается от шин 6-10 кВ, получающих пи­тание от трансформаторов с различными высшими напряжения­ми, нормативный коэффициент определяется по формуле:

tgφ_Э.Н.=Σ tg ф_э.н.j.∙ d_j (18)

где tg ф_э.н.j. - коэффициент, определяемый по формуле (17) и относящийся к j-му напряжению, d_j - доля номинальной мощности трансформаторов j-гo напряже­ния в суммарной номинальной мощности трансформаторов (Σ d_j=1).

ЕслиW_p.пл, вычисленное по формуле (16), равно нулю или имеет отрицательное значение, плата за потребляемую реактив­ную энергию не взимается.

Экономические значения определяются по формуле:

W_p.э=К_λi∙ tg ф_э.н.i.∙ W_Ai (19)

где W_Ai - среднемесячное потребление активной энергии (как правило, за предшествующий год),

К_λi - коэффициент, определяемый по формуле:

К_λi=(1,25+K_Зi)∙tg ф_э.i.∙ tg ф_н. (20)

где K_3i - коэффициент заполнения графика нагрузки активной мощности,

tg φ_н. - коэффициент реактивной мощности по данным контроль­ного измерения,

tg ф_н.=(Q_ф+Q_КУ)/Р_мах (21)

где Q_ф - фактическое потребление реактивной мощности в часы

максимума энергосистемы,

Q_KУ - мощность компенсирующих устройств, работающих во

время измерения,

Р_мах - 30-минутный максимум активной нагрузки в эти часы.

Коэффициенты заполнения графика нагрузки по данным рас­сматриваемых правил принимаются:

0,25 - для односменных потребителей,

0,5 - для двухсменных потребителей,

0,75 - для трехсменных потребителей,

0,9 - для непрерывных производств.

Величина среднего тарифа на электроэнергию по предприятию.

Для потребителей, оплачивающих электроэнергию по двухставочному тарифу за i-й месяц, можно определить средний та­риф на электроэнергию по следующей формуле:

Т_ср.i=(P_MAX.i∙T₁+ Э_i∙T₂)/ Э_i (22)

где Рмах.i - заявленный максимум активной мощности в i-ом меся­це (кВт),

Э_i - фактическая потребленная электроэнергия в i-ом месяце (кВт·ч),

Т₁, T₂ - тарифы за мощность и электроэнергию.

На величину Т_ср влияют характер графика активной нагрузки предприятия (прежде всего время использования максимальной нагрузки Т_мах), непроизводительные расходы электроэнергии, а также планируемое значение Р_мах. Значение Т_ср за i-ый месяц должно сравниваться со средними тарифами других месяцев по данному предприятию, со средними тарифами других предприятий региона, а также с тарифом для одноставочных потребителей.

Потери электроэнергии и их структура.

Электрическая энергия является единственным видом продук­ции, транспортировка которой осуществляется за счет расхода определенной ее части. Поэтому потери электроэнергии при ее передаче неизбежны. Задача состоит только в определении их оптимального уровня и поддержании фактических потерь на этом уровне.

Различают следующие виды потерь: отчетные, технические и коммерческие.

Отчетные потери определяют как разницу между электроэнер­гией, отпущенной в сеть с шин электростанций Э_ос, и суммой электроэнергии, оплаченной потребителями Э_ПО и израсходован­ной на производственные нужды энергосистемы Э_ПН;

ΔЭ_ОТ = Э_ОС-(Э_ПО+ Э_ПН). (3.23)

В свою очередь, отчетные потери складываются из техниче­ских ΔЭ_Т и коммерческих потерь ΔЭ_К:

ΔЭ_ОТ=ΔЭ_Т + ΔЭ_К (3.24)

Технические потери могут быть определены только расчетом. Коммерческие потери связаны с неточностью учета электроэнер­гии (погрешности счетчиков, отсутствие у ряда потребителей счетчиков, разновременность снятия показаний счетчиков), с не­своевременной оплатой за электроэнергию, с ее хищениями и т.д.

Оптимальные технические потери не являются постоянной ве­личиной и не могут выступать в качестве нормативных потерь ввиду изменений нагрузок, схемы сети, состава оборудования и пр. Поэтому оптимальные технические потери могут быть пред­ставлены в виде ряда значений, каждое из которых соответствует своему расчетному периоду (обычно году). Весь ряд этих значе­ний должен корректироваться по мере уточнения данных о на­грузках и схемах на перспективу.

Технические потери в свою очередь разделяют на нагрузочные потери, потери холостого хода и потери на корону. Отраслевая инструкция по расчету и анализу технологического расхода элек­трической энергии на передачу по электрическим сетям энерго­систем и энергообъединений («Союзтехэнерго», 1987 г.) выделяет семь составляющих потерь:

- нагрузочные потери в линиях и силовых трансформаторах,

- потери холостого хода в трансформаторах,

- потери на корону в воздушных линиях,

- расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций,

- расхода электроэнергии в компенсирующих устройствах,

- потери в реакторах подстанций,

- потери в измерительных трансформаторах тока и напряжения и вторичных цепях, включая счетчики электроэнергии. Составляющие потерь данной структуры зависят от класса,

типа, назначения электрических сетей, а также их уровня. Анали­зируя структуру и величину потерь электроэнергии, можно уста­новить причины ее нерационального расхода при передаче, рас­пределении и потреблении.

Энергоемкость выпускаемой продукции.

Энергоемкость выпускаемой продукции (Э) представляет со­бой отношение суммарного расхода всех энергоресурсов пред­приятия (W_∑) к выпуску продукции в денежном выражении (П) за расчетный период (обычно год).

Э=W_Σ(тыс.т.у.т.)/П(тыс.руб) (25)

Под суммарным расходом энергоресурсов понимается расход топлива (Т) (природный газ, нефтепродукты, уголь), расход теп­ловой энергии (Т_э), расход электроэнергии (W_A), т.е.

W_Σ=T+T_Э.ПР.+W_А.пр (26)

где Т_э.пр , W_A.np - расходы тепловой и электрической энергии, приведенные к топливному эквиваленту.

Все виды энергоресурсов должны быть приведены к единому топливному эквиваленту - условное топливо (т.у.т.). Данный пе­ревод осуществляется по следующим соотношениям:

Т_э.пр= Т_Э∙0,14∙10^-3 (т.у.т.) , W_A.np=W_А∙0,35∙10^-3 (т.у.т.) (27)

где Т_Э задана в Гкал, W_A задана в кВт·ч.

Оценка эффективности энергосбережения.

Реализуемые сегодня технические и технологические меры, обеспечивающие снижение потребления энергии и энергоресур­сов, весьма разнообразны. Выбор среди них или обоснованный отказ от любого из них может быть осуществлен только по одно­значному и явному критерию. Само по себе снижение энергопо­требления ничего не означает и может оказаться даже вредным, если эффективность использования энергии в этом случае не по­вышается. Это означает, что требуется вовсе не энергосбережение как таковое, О_а повышение эффективности использования и из­влечения энергии. Повышение эффективности использования энергии, повышение производительности энергоресурса, увели­чение глубины полезного извлечения энергии, по существу, явля­ется основной задачей энергосбережения.

В оценке экономической эффективности энергосберегающих проектов осуществляется сравнение капиталовложений и ежегод­ных издержек с доходами от реализации проекта. Все расчеты эффективности основываются на вычислении потока платежей:

Р_t=(V_t-U_t±A_t)-(V_t-U_t± Л_t^Н)∙C_H-К+S (28)

где t - временной интервал (месяц, квартал, год),

P_t - элемент финансового потока t - интервала,

V_t - ожидаемый брутто - доход в интервале t,

U_t - издержки t - интервала,

A_t - амортизационные отчисления t - интервала ("+" потому, что это реальные ресурсы предприятия, которые могут быть ин­вестированы в проект; в остальных случаях "-", поскольку ресур­сы изымаются из проекта),

Л_t^Н - издержки t - интервала, на которые распространяются налоговые льготы,

К - единовременные инвестиционные расходы в нулевом году,

S - различные формы компенсаций, дотаций, ссуд.

Критериями экономической эффективности являются:

1. Простой срок окупаемости. Это такой период, в течение ко­торого объем начальных инвестиций окупается за счет дохо­дов от реализации продукции.

ΣP_t=K (29)

2. Учетная норма прибыли за период амортизации проекта по­казывает среднюю ежегодную недисконтированную норму прибыли. В сравнении вариантов инвестирования капитала лучшим является тот, который обеспечивает наибольшую прибыль.

(30)

3. NTV, чистая текущая дисконтированная стоимость., Текущая стоимость (дисконтированная) сравнивается с объемом инвестиций. Критерием эффективности является положительный знак NTV за период отдачи инвестиций Т и ставка дисконта r:

_{NTV=Pv-K (31)}

(32)

Чистая дисконтированная стоимость за допустимый период должна быть положительной.

_{NTV>0 (33)}

а индекс рентабельности R - больше единицы:

(34)