/
Author: Баширов М.Г.
Tags: производство продукции и услуг по отраслям народного хозяйства экономика экономические науки промышленность электроснабжение учебное пособие электроэнергия издательство унгти электрическое хозяйство
ISBN: 5-7831-0594-5
Year: 2004
Text
Mb
9
Министерство образования и науки Российской Федерации L, О
Федеральное агентство по образованию w
Государственное образовательное учреждение высшего
профессионального образования
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Салаватский филиал
М.Г. БАШИРОВ, Э.М. БАШИРОВА, Н.К. БУЛАНКИН
ЭКОНОМИКА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Под редакцией доктора технических наук М.Г. Баширова
*
t б^.
Допущено УМО по образованию в области энергетики и электротехники
в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений,
обучающихся по направлению подготовки 654500 - "Электротехника,
электромеханика и электротехнологии" и специальности 181300 -
"Электрооборудование и электрохозяйство предприятий, организаций
и учреждений"
Уфа 2004
УДК 338.45
ББК 65.30
Э40
Авторы: М.Г Баширов, Э.М. Баширова, Н.К. Буланкин, Р.Г. Вильданов,
Р.Р. Галеева, Н.Н. Лунева, Х.Х. Рахимов, В.Н. Шикунов
Рецензенты:
Заведующий кафедрой электромеханики Уфимского государственного
авиационного технического университета, доктор технических наук,
профессор Ф.Р. Исмагилов
Профессор кафедры машин и аппаратов бытового назначения Уфимского
государственного института сервиса, доктор технических наук А.Ф. Романенко
Э 40 Экономика электропотребления в промышленности: Учеб, пособие
для вузов / М.Г Баширов и др.; Под ред. М.Г Баширова. - Уфа: Изд-во
УГНТУ, 2004,- 156 с.
ISBN 5-7831-0594-5
В учебном пособии рассмотрены вопросы системного описания
электрического хозяйства и параметров электропотребления предприятий
по критериям присоединения и оплаты за электроэнергию, оптимизации
схем и режимов электроснабжения, энергосбережения, управления
структурой оборудования, организации управления электрохозяйством по
удельным и общим расходам электроэнергии, изложены экономические
аспекты технического обслуживания и ремонта электрических сетей и
электрооборудования.
Учебное пособие предназначено для использования студентами,
обучающимися по специальности 181300 "Электрооборудование и
электрохозяйство предприятий, организаций и учреждений", направления
подготовки 654500 "Электротехника, электромеханика и
электротехнологии" при изучении специальной дисциплины СД.Ф.06
"Экономика электропотребления в промышленности". Может быть
полезно работникам промышленных предприятий, занимающихся
эксплуатацией электрических сетей и электрооборудования.
УДК 338.45
ББК 65.30
ISBN 5-7831-0594-5 © Уфимский государственный нефтяной
технический университет, 2004
© Баширов М.Г., Баширова Э.М.,
Буланкин Н.К., Вильданов Р.Г.,
Галеева Р.Р., Лунева Н.Н.,
Библиотека УГГ" Рахимов Х.Х., Шикунов В.Н., 2004
3
ПРЕДИСЛОВИЕ
Рациональное расходование топливно-энергетических ресурсов, в том
числе электрической энергии, в промышленности приобретает общегосударст-
венное значение. Разработан и принят целый ряд Федеральных целевых про-
грамм и постановлений Российского правительства, направленных на обеспе-
чение перехода отечественной экономики на энергосберегающий путь разви-
тия, повышение конкурентоспособности промышленной продукции, оздоров-
ление социальной сферы. Экономика электропотребления современного про-
мышленного предприятия охватывает широкий круг вопросов, связанных с
проектированием, монтажом, эксплуатацией и ремонтом электрических сетей и
электрооборудования. Важными аспектами экономики электропотребления яв-
ляются оптимизация схем, структуры и режимов электроснабжения, организа-
ция управления электрохозяйством, диагностика технического состояния и
прогнозирование ресурса электрических сетей и электрооборудования, реали-
зация мероприятий по энергосбережению, договорные отношения с поставщи-
ками электрической энергии. Учитывая широкий спектр рассматриваемых во-
просов, в подготовке учебного пособия к изданию наряду с преподавателями
кафедры «Электрооборудование и автоматика промышленных предприятий»
приняли участие экономисты, юристы и специалисты служб Уфимского госу-
дарственного нефтяного технического университета и открытого акционерного
общества «Салаватнефтеоргсинтез». Авторы признательны представителям
служб ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» за предоставленные статистические,
нормативные и справочные материалы.
Главу 1 учебного пособия подготовили к изданию канд. техн, наук
Буланкин Н.К. и канд. экон, наук Лунева Н.Н., главу 2 - канд. техн, наук
Вильданов Р.Г., канд. экон, наук Лунева Н.Н. и главный энергетик ОАО
«Салаватнефтеоргсинтез», чл. корр. МАНЭБ Шикунов В.Н., главу 3 - канд.
экон, наук Лунева Н.Н., канд. техн, наук Буланкин Н.К, главный инженер ОАО
«Салаватнефтеоргсинтез» Рахимов Х.Х., главу 4 - ст. преподаватель
Галеева Р.Р., д-р техн, наук Баширов М.Г., канд. техн, наук Вильданов Р.Г., гла-
ву 5 - д-р техн, наук Баширов М.Г., инженер Баширова Э.М., главный инженер
ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» Рахимов Х.Х., главный энергетик ОАО «Сала-
ватнефтеоргсинтез», чл. корр. МАНЭБ Шикунов В.Н.
Учебное пособие предназначено для студентов электротехнических спе-
циальностей вузов, может быть рекомендовано для повышения квалификации
специалистов, эксплуатирующих электрооборудование и электрические сети
промышленных предприятий.
Авторы выражают глубокую благодарность рецензентам рукописи заве-
дующему кафедрой электромеханики Уфимского государственного авиацион-
ного технического университета, доктору технических наук, профессору
Ф.Р. Исмагилову и профессору кафедры машин и аппаратов бытового назначе-
ния Уфимского государственного института сервиса, доктору технических наук
А.Ф. Романенко за ценные замечания и пожелания по содержанию и оформле-
нию рукописи. ’
4
ГЛАВА 1. СИСТЕМНОЕ ОПИСАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО
ХОЗЯЙСТВА И ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
ПРЕДПРИЯТИЯ ПО КРИТЕРИЯМ ПРИСОЕДИНЕНИЯ И ОПЛАТЫ
ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ
1.1 Электрическое хозяйство современных промышленных
предприятий и организаций
Современные промышленные предприятия являются основными потре-
бителями электроэнергии, топлива, газа и других энергоресурсов. Они потреб-
ляют около 70 % вырабатываемой в стране электроэнергии, примерно 60 %
всех видов топлива. Потребление электроэнергии на отдельных крупных пред-
приятиях превышает 1 млрд кВт-ч в год. Доля энергетических затрат в себе-
стоимости продукции в некоторых производствах достигает 55 % [1.1].
Энергетическое хозяйство является важнейшей составной частью совре-
менного промышленного предприятия. Его надежная и эффективная работа в
значительной мере обеспечивает ритмичность и качественные показатели рабо-
ты всего предприятия. Достижение этой цели в решающей степени определяет-
ся совершенствованием организационной структуры и управления промыш-
ленной энергетикой.
Энергетическое хозяйство современного промышленного предприятия
состоит из энергетических и вспомогательных устройств и сооружений, пред-
назначенных для обеспечения предприятия энергией различных видов [1.2].
Технологически энергетическое хозяйство подразделяется на ряд взаимосвя-
занных энергетических систем: электроснабжения, водоснабжения, теплоснаб-
жения, газоснабжения, воздухоснабжения и др. В зависимости от специфики
предприятия, его мощности и особенностей технологического процесса эти
системы в том или ином сочетании имеются на каждом промышленном пред-
приятии и являются его важнейшей составной частью. Взаимосвязанность
энергетических систем объясняется их участием в едином процессе энерго-
снабжения. Разнообразие технологических и производственных процессов на
отдельных промышленных предприятиях обуславливает особенности структу-
ры и функционирования систем энергоснабжения.
Особое место в системе энергоснабжения промышленных предприятий
занимает система электроснабжения. В целом система электроснабжения пред-
ставляет собой совокупность электрических установок и линий электропереда-
чи, предназначенных для получения электрической энергии от источника и
распределения ее потребителям [1.2].
Электрическая установка (электроустановка) - это комплекс взаимосвя-
занного оборудования, сооружений и помещений, предназначенных для произ-
водства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электриче-
ской энергии и преобразования ее в другой вид энергии [1.3].
В системе электроснабжения выделяют три вида электроустановок [1.4]:
1) по производству электроэнергии - электрические станции;
2) по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии - элек-
трические сети и подстанции;
5
3) по потреблению электроэнергии в производственных и бытовых целях
- приемники электроэнергии.
Электрической станцией называется предприятие, на котором вырабаты-
вается электрическая энергия. Электрическая станция состоит из строительной
части, оборудования для преобразования электрической энергии и вспомога-
тельного оборудования. На этих станциях различные виды энергии (топлива,
падающей воды, ветра, ядерных реакций и др.) с помощью электрических ма-
шин (генераторов) преобразуются в электрическую энергию. В зависимости от
используемого вида первичной энергии все существующие электрические
станции делятся на следующие основные группы: тепловые, гидравлические,
атомные, ветряные и др.
Электрическая сеть — это совокупность электроустановок для передачи и
распределения электроэнергии, состоящая из подстанций и распределительных
устройств, соединенных линиями электропередачи, и работающая на опреде-
ленной территории.
Электрической подстанцией называется электроустановка, предназна-
ченная для приема, преобразования и распределения электрической энергии. В
ее состав входят трансформаторы или другие преобразователи энергии, устрой-
ства управления, распределительные и вспомогательные устройства.
Совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстан-
ций, объединенных общим и непрерывным процессом выработки, преобразова-
ния и распределения электрической энергии на определенной территории, на-
зывается районной электроэнергетической или энергетической системой. Еди-
ная энергетическая система (ЕЭС) объединяет районные энергетические сис-
темы, соединяя их линиями электропередачи.
Приемником электроэнергии (электроприемником, токоприемником) на-
зывается электрическая часть производственной или технологической установ-
ки, которая получает электроэнергию от источника и преобразует ее в механи-
ческую, тепловую, химическую и световую энергию, в энергию электростати-
ческого и электромагнитного поля.
По технологическому назначению электроприемники классифицируются
в зависимости от вида энергии, в который данный приемник преобразует элек-
трическую энергию: электродвигатели приводов машин и механизмов; электро-
термические установки; электрохимические установки; установки электроос-
вещения; установки электростатического и электромагнитного поля, электро-
фильтры; устройства искровой обработки, устройства контроля и испытания
изделий (рентгеновские аппараты, установки ультразвука и т. п.).
Совокупность электроприемников производственных и технологических
установок цеха, корпуса или предприятия, присоединенных с помощью элек-
трических сетей к общему пункту электропитания, называется потребителем
электроэнергии.
Электрическая сеть или система электроснабжения промышленного
предприятия является продолжением электрической сети энергосистемы. Ос-
новными источниками питания системы электроснабжения промышленного
предприятия являются районные энергосистемы и ближайшие электрические
6
станции. В большинстве своем электрические сети и электрические станции
энергетических систем являются самостоятельными предприятиями, и лишь
небольшая их часть входит в состав крупных промышленных предприятий, ко-
торые обладают большим количеством вторичных энергоресурсов, например,
металлургические предприятия [1.5], либо являются градообразующими в не-
больших удаленных городах.
Поэтому система электроснабжения промышленного предприятия объе-
диняет только понижающие, распределительные и преобразовательные под-
станции, приемники электроэнергии, воздушные и кабельные линии электропе-
редачи, находящиеся на территории данного предприятия, и образует электри-
ческое хозяйство современного промышленного предприятия.
1.2 Уровни системы электроснабжения и уровни управления
электрическим хозяйством
Структура системы электроснабжения промышленного предприятия за-
висит от категории его приемников электроэнергии по надежности электро-
снабжения, от производственной мощности предприятия и его структурных
подразделений, от единичной мощности и параметров отдельных электропри-
емников, их территориального расположения и удаленности от электрических
подстанций электроснабжающих предприятий.
Все электроприемники по надежности электроснабжения делятся на три
категории [1.6]. К электроприемникам I категории относятся такие, перерыв в
электроснабжении которых может повлечь за собой: опасность для жизни лю-
дей, значительный материальный ущерб; повреждение дорогостоящего основ-
ного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного техно-
логического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов
коммунального хозяйства.
Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа
электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварий-
ного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей,
взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования.
К электроприемникам II категории относятся электроприемники, пере-
рыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции,
массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нару-
шению нормальной деятельности значительного количества городских и сель-
ских жителей.
Электроприемники III категории - это все остальные электроприемники,
не подходящие под определения электроприемников I и II категорий.
Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией
от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Перерыв их
электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного источника мо-
жет быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. В
качестве второго независимого источника питания для электроприемников I ка-
тегории могут быть использованы электрические станции, входящие в состав
7
крупных промышленных предприятий, и электрические станции энергосистемы
(например, шины генераторного напряжения).
Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории
должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого,
взаимно резервирующего источника питания. В качестве третьего независимого
источника питания для особой группы электроприемников используются спе-
циальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.
Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электро-
энергией от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания.
Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от од-
ного из источников питания допустимы перерывы в электроснабжении на вре-
мя, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного
персонала или выездной оперативной бригады.
Для электроприемников III категории электроснабжение может выпол-
няться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснаб-
жения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы
электроснабжения, не превышают одни сутки.
В зависимости от производственной мощности все предприятия можно
условно разделить на следующие группы:
1) малые предприятия (торговли, общественного питания, бытового об-
служивания, зрелищные, спортивные, учебные, медицинские и другие органи-
зации и учреждения). В технологическом плане они являются одноуровневыми.
Их электрическую нагрузку составляют электроприемники напряжением 0,38 и
(или) 0,22 кВ (электроосвещение; холодильные установки, вентиляторы и дру-
гие машины и механизмы с электроприводом мощностью до 5 кВт; лаборатор-
ные стенды, электробытовые приборы и оргтехника);
2) средние предприятия различного назначения, состоящие из одного или
нескольких цехов. В технологическом плане они могут быть одно- и двухуров-
невыми (цех, установка или технологический агрегат). Основную электриче-
скую нагрузку составляют электроприемники напряжением 0,38 кВ и единич-
ной мощностью до 50 кВт, например, электропривод обрабатывающих стан-
ков, механизмов мостовых кранов, насосов, компрессоров и вентиляторов,
электротермические установки и т. п.;
3) крупные предприятия различного назначения, состоящие из несколь-
ких цехов. В технологическом плане такие предприятия являются многоуров-
невыми, так как содержат крупные производства, цеха, технологические уста-
новки и агрегаты большой единичной мощности. Основную электрическую на-
грузку образуют электроприемники напряжением 0,38 и 6 кВ единичной мощ-
ностью до 1000 кВт и более. Это электропривод различных по производитель-
ности и мощности машин и механизмов, электротермические и электротехно-
логические установки и т. п.;
4) особо крупные предприятия, в составе которых имеется целый ряд
крупных заводов, производств, цехов, технологических установок и агрегатов
большой единичной мощности. В технологическом плане такие предприятия
также являются многоуровневыми. Основная электрическая нагрузка представ-
8
ляет собой большое количество элекгроприемников напряжением 0,38 и
6(10) кВ, единичная мощность которых составляет до 1000 кВт и более.
Предприятия средней, большой и сверхбольшой мощности имеют также
большое число элекгроприемников напряжением 0,22 кВ, например, электроос-
вещение, система автоматизации, электробытовые приборы и оргтехника.
Количество уровней электроснабжения на промышленном предприятии
равно количеству узлов распределения электроэнергии, которое определяется
числом номинальных напряжений используемых элекгроприемников, так как
для их питания необходимо иметь отдельные электрические сети для всех зна-
чений данных напряжений. По отдельным номинальным напряжениям образу-
ется несколько узлов распределения электроэнергии.
На предприятиях очень малой производственной мощности, где имеются
только однофазные электроприемники напряжением 0,22 кВ, используются од-
ноуровневые системы электроснабжения. Такие предприятия, как правило, на-
ходятся в пределах населенных пунктов и получают электроэнергию напряже-
нием 0,38 кВ от ближайшей трансформаторной подстанции 6(10)/0,4 кВ, вхо-
дящей в состав электрических сетей данного населенного пункта.
На предприятиях малой и средней производственной мощности, где име-
ются электроприемники напряжением 0,38 и 0,22 кВ, применяются двухуровне-
вые системы электроснабжения: трехфазная электрическая сеть напряжением
0,38 кВ и однофазная электрическая сеть напряжением 0,22 кВ.
Если предприятие малой производственной мощности расположено в
пределах населенного пункта, то оно получает электроэнергию напряжением
0,38 кВ от ближайшей трансформаторной подстанции 6(10)/0,4 кВ электриче-
ских сетей данного населенного пункта. В том случае, когда несколько подоб-
ных предприятий находятся за пределами населенного пункта, но расположены
в непосредственной близости друг от друга (на расстоянии не более 1 км), то
они получают электроэнергию напряжением 0,38 кВ от одной общей трансфор-
маторной подстанции 6(10)/0,4 кВ. Если они удалены друг от друга на значи-
тельные расстояния, то в системе электроснабжения имеют собственную
трансформаторную подстанцию 6(10)/0,4 кВ небольшой мощности.
Предприятия средней производственной мощности в системе электро-
снабжения всегда должны иметь собственную трансформаторную подстанцию
6(10)/0,4 кВ, так как потребление электроэнергии у них значительно выше, чем
на предприятиях малой производственной мощности.
Система электроснабжения крупных и особо крупных промышленных
предприятий является как минимум трехуровневой, так как они имеют элек-
троприемники напряжением 6,0 кВ, 0,38 кВ и 0,22 кВ. Поэтому система элек-
троснабжения должна содержать отдельные электрические сети данных уров-
ней напряжения. Учитывая, что данные предприятия потребляют значительное
количество электроэнергии (до 1,5 млрд кВт ч в год), то она поступает от элек-
трической системы под напряжением 35 кВ, НО кВ или даже под напряжением
220 кВ по двум и более независимым линиям электропередачи.
В общем случае все схемы электроснабжения промышленных предпри-
ятий организаций и учреждений имеют древовидную структуру, так как все
9
электроприемники, как элементы электрической схемы, соединены параллель-
но. На участках с электроприемниками I и II категории имеются две и более не-
зависимых взаимно резервирующих ветвей, а на участках с электроприемника-
ми III категории имеется только одна ветвь.
В качестве примера рассмотрим типовую систему электроснабжения
крупного предприятия, схема которой изображена на рисунке 1.1. Данное пред-
приятие имеет элекгроприемники напряжением 6 кВ, 0,38 кВ и 0,22 кВ первой
категории по надежности электроснабжения. Система электроснабжения явля-
ется четырехуровневой и содержит две параллельные ветви, которые взаимно
резервированы на каждом уровне с помощью секционных выключателей на-
пряжением 6 кВ, 0,4 и 0,23 кВ.
Электрическая энергия поступает на предприятие по двум линиям элек-
тропередачи от двух независимых энергосистем напряжением 110 кВ. Верхний
уровень электроснабжения, который еще называют внутризаводским электро-
снабжением, образует система одиночных распределительных шин напряжени-
ем 6 кВ главной понизительной подстанции (Г1111), в состав которой входят
также два понижающих трансформатора Т1 и Т2 110/6/6 кВ с расщепленными
вторичными обмотками. Система распределительных шин разделена на четыре
секции с помощью секционных выключателей, которые по каналам управления
связаны с быстродействующими системами АВР (БАВР).
К каждой паре независимых (относительно трансформаторов Т1 и Т2)
секций системы распределительных шин 6 кВ подключены отходящие линии к
распределительным трансформаторным подстанциям (РТП), которые являются
ядром систем внутрицехового электроснабжения. На рисунке 1.1 показана ти-
повая схема одной из РТП. В ее состав входят система одиночных распредели-
тельных шин напряжением 6 кВ (третий уровень электроснабжения), две сек-
ции которой представляют собой два независимых источника питания, взаимно
резервированные с помощью секционного выключателя. К секциям системы
распределительных шин 6 кВ подключены отходящие линии к электроприем-
никам напряжением 6 кВ и к двум понижающим трансформаторам ТЗ и Т4
6,3/0,4 кВ. Выходные обмотки трансформаторов ТЗ и Т4 соединены с секциями
системы одиночных распределительных шин 0,4 кВ (второй уровень электро-
снабжения), которые на рисунке 1.1 представлены как щиты силового управле-
ния (ЩСУ). Секции ЩСУ-2 и ЩСУ-3 разделены секционным выключателем,
который по каналам управления связан с системой АВР напряжения 0,4 кВ. Две
другие секции ЩСУ-1 и ЩСУ-4 подключены соответственно к ЩСУ-2 и
ЩСУ-3. В результате ЩСУ-1 и ЩСУ-2 образуют одну магистраль, ЩСУ-3 и
ЩСУ-4 образуют вторую магистраль. Секционные выключатели между ними
находятся во включенном состоянии.
Первый уровень электроснабжения образует электрическая сеть напря-
жением 0,22 кВ, которая на рисунке 1.1 не показана, так как имеет аналогичную
структуру, что и электрическая сеть напряжением 0,38 кВ.
Низковольтная и высоковольтная нагрузка РТП делится на три группы:
- асинхронные двигатели напряжением 0,38 кВ и 6 кВ;
- синхронные двигатели напряжением 0,38 кВ и 6 кВ;
ЭС 110 кВ
ЭС НО кВ
Рисунок 1.1- Типовая схема электроснабжения крупного предприятия
11
- прочая низковольтная и высоковольтная нагрузка, например, электро-
технологические установки, осветительные установки и т. и.
Перед электрическим хозяйством стоит ответственная задача - надежно
обеспечить потребителей промышленных предприятий электроэнергией задан-
ного качества, требуемой для ведения нормального технологического процесса.
В то же время требуется обеспечить рациональное расходование электроэнер-
гии с целью получения максимально возможной ее экономии [1.1].
Надежность электроснабжения во многом определяется состоянием элек-
троэнергетического оборудования. Поддержание его в работоспособном со-
стоянии обеспечивается четкой организацией эксплуатации этого оборудова-
ния, проведением планово-предупредительного технического обслуживания и
ремонта (ППТОР), своевременной его модернизацией, совершенствованием и
обновлением.
Решение этих задач возможно при максимальном внедрении автоматиза-
ции электроэнергетических процессов и автоматизированного централизован-
ного управления электрическим хозяйством промышленного предприятия.
В настоящее время оформились три вида систем централизованного
управления электрохозяйством промышленных предприятий в зависимости от
числа уровней электроснабжения [1.1].
Системы оперативного управления (СОУ) осуществляют постоянный ав-
томатический контроль за работой и состоянием системы электроснабжения,
оперативное управление электроэнергетическим оборудованием, контроль и
регулирование основных электроэнергетических параметров, управление на-
ружным освещением территории предприятия.
Автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ), кото-
рые наряду с функциями оперативного управления и контроля, присущими
СОУ, осуществляют решение отдельных организационных и расчетных задач.
К ним относятся:
1) автоматизированный контроль производства и рациональное расходо-
вание электроэнергетических ресурсов;
2) контроль совмещенной 30-минутной электрической нагрузки предпри-
ятия в часы максимальной нагрузки электрической системы;
3) сравнение измеряемых электроэнергетических параметров с уставками
и сигнализация (регистрация) отклонений их от нормы;
4) автоматизированная разгрузка контролируемой системы электроснаб-
жения;
5) сбор и первичная обработка данных, необходимых для составления
электроэнергетических балансов и выполнения расчетов технико-экономичес-
ких показателей;
6) автоматизация выдачи заданий (нарядов) электротехническому персо-
налу на выполнение различных переключений в электрических сетях и т. п.
Автоматизированные системы управления электроснабжением (АСУЭ), в
которых наряду с задачами оперативного управления и контроля, автоматизи-
рованного учета электроэнергетических ресурсов и другими, входящими в
функции АСДУ, решаются следующие задачи:
12
1) оптимизация в области производства и потребления электроэнергии,
работы электроэнергетического оборудования;
2) оперативное и долгосрочное планирование;
3) ремонт электроэнергетического оборудования;
4) накопление и анализ статистических данных, необходимых для разра-
ботки реальных удельных нормативов и обоснованных перспективных планов;
5) диагностика неисправностей электрооборудования и электроэнергети-
ческого оборудования электрического хозяйства предприятия.
Из краткой характеристики систем централизованного управления следу-
ет, что система управления более высокого уровня является дальнейшим разви-
тием систем управления более низкого уровня в части расширения ее функций,
числа и вида решаемых задач, повышения технико-экономической эффектив-
ности. Достигается это путем использования в системе управления дополни-
тельных специальных технических средств и экономико-математических мето-
дов обработки информации, усложнения ее структуры.
Расчеты и практика эксплуатации систем централизованного управления
промышленным электроснабжением показывают, что системы оперативного
управления (СОУ) целесообразно использовать на предприятиях средней про-
изводственной мощности и в системах внутрицехового электроснабжения
крупных и особо крупных предприятий.
Автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) целе-
сообразно внедрять на крупных предприятиях, а также для программного
управления освещением уникальных спортивных и зрелищных сооружений.
Автоматизированные системы управления электроснабжением (АСУЭ)
целесообразно предусматривать на особо крупных предприятиях, потребляю-
щих электроэнергию в больших количествах и имеющих развитое и сложное
электроэнергетическое оборудование.
1.3 Функциональное назначение служб
Для надежной и безаварийной эксплуатации энергетического хозяйства в
средних, крупных и особо крупных промышленных предприятиях организуется
специальная энергетическая служба во главе с главным энергетиком.
Примерная структурная схема отдела главного энергетика по электрохо-
зяйству крупного предприятия приведена на рисунке 1.2 [1.7].
Главный энергетик имеет двух заместителей: один по электрохозяйству, а
второй по теплосантехническому хозяйству.
В подчинении заместителя главного энергетика по электрохозяйству на-
ходятся управление электроснабжения (УЭС), один или несколько электроце-
хов и цех связи. В состав управления электроснабжения входят один или не-
сколько цехов электроснабжения 6 кВ, электротехническая лаборатория, группа
режима и учета, бюро планирования, экономики и 1П1ТОР, проектно-
конструкторское электробюро.
В задачи электроцеха входит эксплуатация, техническое обслуживание,
текущий и капитальный ремонт электроустановок в системах внутрицехового
13
Рисунок 1.2 - Примерная структурная схема отдела главного энергетика
электроснабжения напряжением 0,4 кВ на заводах или на крупных производст-
вах предприятия. В состав электроцеха входят электроучастки по техническому
обслуживанию и ремонту электродвигателей, электротехнологических устано-
вок, электрических цепей первичной и вторичной коммутации в электрических
сетях напряжением 0,4 кВ. Во главе элекгроцеха стоит начальник, у которого
два заместителя: один по эксплуатации, а второй по техническому обслужива-
нию и ремонту. В подчинении заместителя начальника электроцеха по эксплуа-
тации находится оперативный электротехнический персонал, а в подчинении
заместителя начальника цеха по техническому обслуживанию и ремонту нахо-
дится оперативно-ремонтный и ремонтный электротехнический персонал [1.3].
В задачи цеха связи входит эксплуатация, техническое обслуживание и
ремонт системы внутренней телефонной и радиосвязи предприятия.
Цех электроснабжения 6 кВ имеет структуру и выполняет такие же функ-
ции, что и электроцех, но только в электрических сетях напряжением 6 кВ сис-
тем внутризаводского и внутрицехового электроснабжения.
Электротехническая лаборатория предназначена для технического об-
служивания и ремонта электроизмерительных приборов, систем релейной за-
щиты и автоматики на 1'1111 и РТП, электрических преобразователей различно-
го назначения, а также других сложных электронных устройств, например, тех-
нических средств систем централизованного управления. Электротехническая
14
лаборатория разделена на отдельные специализированные участки: участок
электроизмерительных приборов, участок релейной защиты и автоматики, уча-
сток электрических преобразователей, участок метрологии и т. п.
Задачей группы режима и учета является поддержание заданного режима
электроснабжения предприятия, учет потребления электроэнергии на всех
уровнях электроснабжения, сбор, обработка данных и расчет технико-экономи-
ческих показателей электроснабжения всех технологических и производствен-
ных цехов, а также предприятия в целом.
Бюро планирования, экономики и ППТОР занимается сбором и обработ-
кой данных о техническом состоянии электроустановок системы электроснаб-
жения предприятия, разработкой оптимальных графиков проведения планово-
предупредительных технических обслуживании и ремонтов, расчетом эконо-
мической эффективности реконструкции, модернизации и замены отдельных
видов электрооборудования, строительства новых электроустановок системы
электроснабжения для реконструируемых или вновь вводимых производствен-
но-технологических мощностей.
Если на предприятии имеется система централизованного управления
электроснабжением, то группа режима и учета, а также бюро планирования,
экономики и 111 П ОР включаются в ее состав как структурные подразделения,
используя при этом для реализации своих функций технические средства сис-
темы централизованного управления.
Проектно-конструкторское электробюро предназначено для разработки
небольших проектов по модернизации и реконструкции действующих электро-
установок системы электроснабжения предприятия. На отдельных предприяти-
ях имеется централизованное проектно-конструкторское бюро, в состав кото-
рых входит электротехнический отдел. В его задачи входит не только разработ-
ка проектов для электрохозяйства предприятия, но и разработка электрической
части проектов по реконструкции и модернизации технологических установок
и производств.
1.4 Договорные отношения с электроснабжающей организацией
Взаимоотношения потребителей с энергоснабжающими организациями
регламентируются договором энергоснабжения, Гражданским Кодексом Рос-
сийской Федерации и действующими нормативно-правовыми актами в области
энергоснабжения предприятий, организаций и учреждений [1.8].
На поставку электрической энергии между электроснабжающей органи-
зацией и предприятием (абонентом) заключается договор электроснабжения.
По договору электроснабжения электроснабжающая организация обязуется по-
давать абоненту (потребителю) через присоединенную электрическую сеть
электрическую энергию и мощность как вид промышленной продукции. Або-
нент обязуется своевременно оплачивать принятую электрическую энергию и
мощность, а также соблюдать предусмотренный договором режим потребления
электрической энергии, обеспечивать безопасность эксплуатации находящихся
в его ведении электрических сетей и электрических установок и исправность
15
используемых им приборов и оборудования, связанных с потреблением элек-
трической энергии.
Договор электроснабжения заключается с абонентом при наличии у него
отвечающих установленным техническим требованиям электроустановок, при-
соединенных к электрическим сетям электроснабжающей организации, и дру-
гого необходимого оборудования, а также при обеспечении учета потребления
электроэнергии.
В договоре электроснабжения указываются обязанности и права электро-
снабжающей организации и абонента, количество субабонентов, цена договора
и тарифы на электрическую энергию, технические характеристики электро-
снабжающей организации, абонента и субабонентов, порядок расчетов за элек-
трическую энергию, ответственность сторон, особые условия, порядок рас-
смотрения споров, условия заключения и сроки действия договора.
Если абонентом по договору электроснабжения выступает гражданин,
использующий электроэнергию для бытового потребления, договор считается
заключенным с момента первого фактического подключения абонента в уста-
новленном порядке к присоединенной сети. Такой договор считается заклю-
ченным на неопределенный срок, если иное не предусмотрено соглашением
сторон. Он может быть изменен или расторгнут по инициативе абонента в од-
ностороннем порядке (например, при изменении места жительства) при усло-
вии уведомления об этом электроснабжающей организации и полной оплаты
использованной электроэнергии или по соглашению сторон.
Когда абонентом по договору электроснабжения выступает юридическое
лицо (предприятие, организация или учреждение), договор заключается на оп-
ределенный срок. Однако он считается продленным на тот же срок и на тех же
условиях, если до окончания срока его действия ни одна из сторон не заявит о
его прекращении или изменении, либо о заключении нового договора. Если од-
ной из сторон до окончания срока договора внесено предложение о заключении
нового договора, то отношения сторон до заключения нового договора электро-
снабжения регулируются ранее заключенным договором.
Электроснабжающая организация обязана подавать абоненту электро-
энергию через присоединенную сеть в количестве, предусмотренном договором
электроснабжения, и с соблюдением режима подачи, согласованного сторона-
ми. Количество поданной электроснабжающей организацией и использованной
абонентом электроэнергии определяется в соответствии с данными учета о ее
фактическом потреблении.
Договором электроснабжения может быть предусмотрено право абонента
изменять количество принимаемой электроэнергии, определенное договором,
при условии возмещения им расходов, понесенных электроснабжающей орга-
низацией в связи с обеспечением подачи электроэнергии не в обусловленном
договором количестве.
В случае, когда абонентом по договору электроснабжения выступает гра-
жданин, использует электрическую энергию для бытового потребления, он
имеет право использовать электрическую энергию в необходимом его нужд ко-
личестве.
16
Качество подаваемой электроснабжающей организацией электроэнергии
должно соответствовать требованиям, установленным государственными стан-
дартами и иными обязательными правилами или предусмотренным договором
электроснабжения. В случае нарушения электроснабжающей организацией
требований, предъявляемых к качеству электроэнергии, абонент вправе отка-
заться от оплаты такой электроэнергии. При этом электроснабжающая органи-
зация вправе требовать возмещения абонентом стоимости того, что абонент не-
основательно сберег вследствие использования этой электроэнергии.
Оплата электроэнергии производится за фактически принятое абонентом
количество электроэнергии в соответствии с данными учета электроэнергии,
если иное не предусмотрено законом, иными правовыми актами или соглаше-
нием сторон.
Порядок расчетов за электроэнергию определяется законом, иными пра-
вовыми актами или соглашением сторон.
Абонент может передавать электроэнергию, принятую им от электро-
снабжающей организации, другому лицу (субабоненту) только с согласия элек-
троснабжающей организации.
К договору электроснабжения прилагаются документы, в которых указы-
ваются технические характеристики электроснабжающей организации и або-
нента, дополнительные данные, условия и требования, не вошедшие в статьи
основного договора и которые являются его неотъемлемой частью.
1 Объем отпуска электрической энергии и мощности на год.
2 Перечень производств и электроприемников по надежности электро-
снабжения (оформляется ежегодно).
3 Информация по приборам учета активной и реактивной мощности и та-
рифным группам потребителей абонента.
4 Информация по трансформаторам тока и напряжения, используемым в
цепях коммерческого учета электроэнергии.
5 Гарантированный уровень напряжения и качество электроэнергии в
безаварийном режиме работы.
6 Экономические значения и технические пределы потребления и генера-
ции реактивной энергии и мощности.
7 Порядок определения потребляемой активной мощности, где электро-
снабжающая организация устанавливает порядок контроля за фактическими
совмещенными максимумами активной мощности в часы контроля максимума
нагрузок.
8 Порядок использования информационно-измерительных систем при
коммерческих расчетах за потребляемую электроэнергию и мощность.
9 Акт разграничения балансовой принадлежности электрических сетей и
эксплуатационной ответственности сторон, в котором устанавливаются грани-
цы балансовой принадлежности электрических сетей и эксплуатационной от-
ветственности электроснабжающей организации и абонента, категория элек-
троприемников потребителей по надежности электроснабжения, определяемая
внешней схемой электроснабжения, соответствие проекту внешней схемы элек-
троснабжения от источника электроснабжения до границ ответственности.
17
10 График вывода в ремонт электроустановок, снижающих надежность,
приводящих к отключению потребителей или ограничению поступления элек-
троэнергии и мощности (оформляется ежегодно).
11 Наименование выпускаемой продукции по подразделениям абонента и
перечень выполняемых работ.
12 Акт проверки электрической установки, присоединенной к электриче-
ской сети электроснабжающей организации, в котором приводятся технические
характеристики электроустановок абонента и субабонентов. В акт включается
однолинейная схема электроснабжения. Схема оформляется на отдельном лис-
те, где указываются источники питания (основной и резервный), марки и длины
кабелей и проводов внешнего электроснабжения, тип и мощности силовых
трансформаторов, трансформаторов тока и напряжения, данные по приборам
учета (тип, номер, расчетные коэффициенты, коэффициенты значности).
13 Порядок ограничения или прекращения подачи электрической энергии
и мощности за невыполнение договорных обязательств.
14 Ограничения (отключения) абонента при возникновении или угрозе
возникновения аварии (оформляется ежегодно).
1. 5 Технические условия на присоединение
Электрическая сеть потребителя электрической энергии (абонента) явля-
ется продолжением электрической сети электроснабжающей организации. На
предприятия с электроприемниками I и II категории по надежности электро-
снабжения электроэнергия должна подводиться по двум отдельным кабельным
или воздушным линиям электропередачи от двух независимых источников
электроснабжения. На предприятия с электроприемниками 1П категории элек-
троэнергия может подводиться по одной кабельной или воздушной линии элек-
тропередачи от одного источника электроснабжения.
Границей балансовой принадлежности и эксплуатационной ответствен-
ности элекгроснабжающей организации и потребителя электроэнергии являют-
ся вводные фидера электроустановок потребителя, к которым присоединяются
наконечники кабельных или воздушных линий электропередачи электроснаб-
жающей организации. В некоторых случаях граница балансовой принадлежно-
сти и эксплуатационной ответственности устанавливается на отходящих фиде-
рах электроустановок электроснабжающей организации, к которым присоеди-
няются наконечники кабельных или воздушных линий электропередачи потре-
бителя электроэнергии [1.7].
Перед подключением новых и реконструированных электроустановок по-
требителей электрической энергии производится их допуск в эксплуатацию.
Для этого создается приемочная комиссия, в состав которой входят представи-
тели потребителя, электроснабжающей организации и органов Федеральной
службы атомного, технологического и экологического надзора (ранее Департа-
мента государственного энергетического надзора и энергосбережения Минтоп-
энерго Российской Федерации) [1.9].
Допуск в эксплуатацию заключается:
3 блчотека УГТГТУ I
18
1) в составлении акта допуска электроустановки в эксплуатацию;
2) в выдаче разрешения на подключение электроустановки к электриче-
ской сети электроснабжающей организации.
При этом для трансформаторных подстанций общей мощностью
1000 кВ-А и выше и напряжением 35 кВ и выше, линий электропередачи напря-
жением 35 кВ и выше акт допуска электроустановки в эксплуатацию может не
составляться. Однако обязательным является присутствие в приемочной комис-
сии представителей органов Федеральной службы атомного, технологического
и экологического надзора.
Все вновь смонтированные и реконструированные электроустановки
должны быть выполнены в соответствии с выданными техническими условия-
ми, Правилами устройства электроустановок, СНиП и другими нормативными
документами. Они должны быть обеспечены проектной, приемосдаточной и
эксплуатационной документацией', подготовленным электротехническим пер-
, соналом (либо договором на обслуживание электроустановок специализиро-
ванной организацией); испытанными средствами защиты, инструментом, зап-
частями, средствами связи и сигнализации, пожаротушения, аварийного осве-
щения и вентиляции.
У потребителей электрической энергии должны быть назначены ответст-
венные за электрохозяйство.
Электроустановки, располагаемые во взрывоопасных зонах, должны
иметь также свидетельство Федеральной службы атомного, технологического и
экологического надзора.
Кроме этого, электроснабжающая организация выдает потребителю до-
полнительные технические условия на подключение новых и реконструирован-
ных электроустановок потребителей к электрической сети. Основные из этих
технических условий следующие:
1) пределы потребления и генерации реактивной мощности;
2) уровни напряжения и показатели качества электрической энергии на
границе балансовой принадлежности электрической сети;
3) места установки измерительных трансформаторов тока и трансформа-
торов напряжения, питающих расчетные приборы учета электрической актив-
ной и реактивной энергии и мощности;
4) установка расчетных приборов учета электрической энергии и мощно-
сти заданного класса точности;
4) техническое обслуживание, ремонт и замена расчетных приборов учета
электрической энергии и мощности;
5) приведение схем электроснабжения абонента в соответствие с проек-
том в отношении обеспечения надежности электроснабжения;
6) обеспечение устойчивой работы технологического оборудования або-
нента при перерывах в электроснабжении на время работы устройств АПВ,
АВР и другой противоаварийной автоматики энергосистемы и абонента по вос-
становлению питания;
7) нагрузка потребителей электроэнергии абонента, подключенных к уст-
ройствам АЧР.
19
1.6 Права и обязанности потребителя электроэнергии
и электроснабжающей организации
Электроснабжающая организация и потребитель электроэнергии в равной
степени несут ответственность по договору электроснабжения. В случаях неис-
полнения или ненадлежащего исполнения обязательств по договору электро-
снабжающая сторона, нарушившая свои обязательства, обязана возместить
причиненный этим реальный ущерб. Если в результате регулирования режима
потребления электроэнергии, осуществленного на основании закона или иных
правовых актов, допущен перерыв в подаче электроэнергии потребителю, элек-
троснабжающая организация несет ответственность за неисполнение договор-
ных обязательств при наличии ее вины [1.8].
С целью беспрепятственного урегулирования споров и взаимных претен-
зий по всем вопросам электроснабжения между потребителем электроэнергии и
электроснабжающей организацией в договоре электроснабжения в обязатель-
ном порядке указываются их права и обязанности, обеспечивающие надлежа-
щее исполнение условий договора.
В качестве примера рассмотрим основные права и обязанности потреби-
теля электроэнергии (абонента) и электроснабжающей организации, которые
обычно включаются в договор электроснабжения.
К основным правам потребителя электроэнергии относятся:
1) требовать возмещения реального причиненного ущерба в случаях пе-
рерывов электроснабжения по вине электроснабжающей организации;
2) требовать отпуска в последующий период недоотпущенные электро-
энергию и мощность в связи с перерывами в электроснабжении, происшедши-
ми по вине электроснабжающей организации;
3) требовать поддержания гарантированного уровня напряжения и пока-
зателей качества электроэнергии;
4) производить замену расчетных приборов учета, измерительных транс-
форматоров тока и напряжения, питающих расчетные приборы учета, с согла-
сия и под контролем электроснабжающей организации;
5) заявлять в электроснабжающую организацию об ошибках, обнаружен-
ных в платежных документах;
6) возлагать обязательство по оплате потребленной электроэнергии и
мощности на третьих лиц, в том числе на субабонентов [1.8].
Потребитель электроэнергии (абонент) обязуется:
1) ежемесячно представлять в электроснабжающую организацию справку
о потреблении электроэнергии и двухсторонние акты между абонентом и суб-
абонентами с показаниями расчетных приборов учета активной и реактивной
энергии, снятыми 1-го числа на 00 часов, и наибольшими фактическими вели-
чинами активной и реактивной мощности в контрольные часы энергосистемы
за отчетный период по установленным формам;
2) соблюдать условия и порядок расчетов за электроэнергию и мощность,
производить ежемесячную сверку финансовых расчетов с оформлением актов
сверки платежей до конца месяца, следующего за расчетным;
20
3) соблюдать установленные договором величины потребления электро-
энергии и мощности, условия потребления и генерации реактивной энергии и
мощности;
4) поддерживать на границе балансовой принадлежности электросети ус-
тановленные гарантированный уровень напряжения и другие показатели каче-
ства электрической энергии;
5) сообщать в электроснабжающую организацию о всех нарушениях схем
и неисправностях в работе приборов учета электрической энергии и мощности
не позднее чем в суточный срок с момента обнаружения;
6) сообщать в электроснабжающую организацию об изменениях, проис-
шедших в технологических процессах и схеме электроснабжения потребителей
абонента в течение трех суток; —
7) обеспечивать за свой счет замену расчетных приборов учета электри-
ческой энергии и мощности, находящихся на балансе абонента, в установлен-
ные сроки или при их повреждении по согласованию с электроснабжающей ор-
ганизацией;
8) ежегодно представлять в электроснабжающую организацию заявку на
потребное количество электроэнергии и мощности с месячной разбивкой до
конца текущего года (по договоренности с электроснабжающей организацией)
для формирования договорных величин на предстоящий год;
9) два раза в год проводить сезонные (зима, лето) замеры электрических
нагрузок и обработанный материал своевременно представлять в электроснаб-
жающую организацию;
10) обеспечивать беспрепятственный доступ в любое время суток пред-
ставителей электроснабжающей организации по предъявлении служебного
удостоверения к электроустановкам, приборам учета электроэнергии и контро-
ля мощности, приборам контроля качества электроэнергии и необходимой тех-
нической, оперативной и иной документации;
11) обеспечивать на своей территории сохранность электрооборудования,
воздушных и кабельных линий электропередачи, приборов учета электроэнер-
гии, технических и программных средств систем автоматизированного учета,
контроля и управления электропотреблением, принадлежащих электроснаб-
жающей организации;
12) по требованию электроснабжающей организации абонент обязан:
- составлять (пересматривать) акт аварийной и технологической брони
абонента;
— представлять разработанные и составленные графики ограничений по-
требления и временного отключения электроэнергии ежегодно до 15 мая теку-
щего года;
— обеспечивать подключение к устройствам автоматической разгрузки по
частоте (АЧР) присоединений потребителей электроэнергии абонента с нагруз-
кой, не менее заданной;
- производить настройку уставок реле частоты и времени устройств ав-
томатической частотной разгрузки (АЧР) с привлечением организаций, имею-
щих лицензию на выполнение этих работ;
21
- выполнять задания электроснабжающей организации по вводу ограни-
чений отключений;
13) не выводить из-под АЧР потребителей электроэнергии без разреше-
ния электроснабжающей организации;
14) подключать сторонних потребителей при наличии разрешения элек-
троснабжающей организации, выполнении технических условий на подключе-
ние, обязательной установке приборов учета электроэнергии и мощности и вне-
сение соответствующих изменений в договор электроснабжения;
15) не использовать электроотопительные приборы независимо от мощ-
ности в часы утренних и вечерних максимальных нагрузок энергосистемы;
16) поддерживать технически безопасное состояние своих электроустано-
вок в соответствии с требованиями действующих нормативных актов;
17) в случае возникновения просрочки по оплате за потребленную энер-
гию и мощность более двух месяцев выполнить одно из следующих условий:
- заключить с электроснабжающей организацией договор залога на сумму
образовавшейся задолженности;
- выписать и передать электроснабжающей организации авалированный
вексель на сумму образовавшейся задолженности;
- выйти с инициативой по заключению договора поручительства (банков-
ской гарантии) на сумму образовавшейся задолженности.
Электроснабжающая организация имеет право:
1) устанавливать по каждому потребителю абонента экономические зна-
чения и технические пределы потребления и генерации реактивной мощности в
зависимости от среднемесячного потребления активной энергии;
2) пересматривать ежегодно объем отпуска и потребления электрической
энергии и мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, ис-
ходя из наличия ресурсов электроснабжающей организации и заявки абонента;
3) вводить ограничение или прекращение подачи электрической энергии
(мощности) абоненту при возникновении или угрозе возникновения аварии в
работе систем электроснабжения, а также при возникновении дефицита элек-
троэнергии и мощности в объединении энергосистем;
4) прекращать отпуск электрической энергии, полностью или частично,
после предварительного предупреждения абонента в следующих случаях:
- за неоплату выставленных платежных документов в установленные до-
говором электроснабжения сроки;
- за самовольное присоединение электроприемников к сети электроснаб-
жающей организации, присоединение элекгроприемников помимо расчетных
приборов учета или увеличение присоединенной мощности сверх разрешенной,
а также при нарушении схем учета электроэнергии и мощности;
- за нарушение режимов электропотребления, установленных договором;
- за снижение показателей качества электроэнергии по вине абонента до
значений, нарушающих нормальное функционирование электроустановок элек-
троснабжающей организации;
- за недоотпуск представителя электроснабжающей организации к элек-
троустановкам абонента и приборам учета электроэнергии и мощности;
22
- за неудовлетворительное техническое состояние электроустановок або-
нента, угрожающее аварией, пожаром и создающее угрозу жизни и безопасно-
сти граждан, удостоверенное органом Федеральной службы атомного, техноло-
гического и экологического надзора;
5) представители электроснабжающей организации имеют право беспре-
пятственного доступа в любое время суток к электрическим установкам, при-
борам учета и необходимой технической, оперативной или иной документации
абонента независимо от его ведомственной принадлежности, для:
- контроля по приборам учета за соблюдением установленных режимов
электропотребления;
- обслуживания приборов учета;
- проведения замеров по определению качества электрической энергии;
- проверок электрических установок, присоединенных к электроснаб-
жающей организации;
- обслуживания электрических сетей и установок, находящихся на балан-
се и в эксплуатации электроснабжающей организации.
К обязательствам электроснабжающей организации относятся:
1) отпускать электрическую энергию и мощность абоненту с учетом суб-
абонентов в объемах, установленных договором электроснабжения;
2) поддерживать на границе балансовой принадлежности электросети га-
рантированный уровень напряжения и требуемые показатели качества электри-
ческой энергии;
3) обеспечивать уровень надежности внешнего электроснабжения до гра-
ниц балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности;
4) согласовывать сроки и продолжительность отключений, ограничений
или снижения надежности электроснабжения абонента для проведения плано-
вых работ по ремонту электрооборудования электроснабжающей организации;
5) осуществлять замену и поверку расчетных приборов учета, находя-
щихся на балансе электроснабжающей организации в установленные сроки;
6) производить ежемесячную сверку финансовых расчетов с оформлени-
ем актов сверки платежей до конца месяца, следующего за расчетным;
7) соблюдать условия, установленные «Порядком изменения (корректи-
ровки) договорных величин электрической энергии и мощности, договорных
величин тепловой энергии с теплоносителем пар, отпускаемых энергоснаб-
жающими организациями потребителям», утвержденных региональной энерге-
тической комиссией;
8) оперативно извещать абонента:
- о всех нарушениях схемы учета и неисправностях расчетных приборов
учета абонента, установленных на объектах элекгроснабжающей организации;
- о причинах перерыва в подаче электрической энергии и сроках восста-
новления нормального электроснабжения;
9) обеспечивать сохранность на своей территории электрооборудования,
воздушных и кабельных линий электропередачи, приборов учета электроэнер-
гии, технических и программных средств автоматизированных систем учета,
контроля и управления электропотреблением, принадлежащих абоненту.
23
1.7 Договорные величины потребления электрической энергии
и мощности
По договору электроснабжения между потребителем электрической энер-
гии и электроснабжающей организацией устанавливается целый ряд договор-
ных величин. Основные из них следующие:
1) годовой объем отпуска и потребления активной электрической энергии
и мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы;
2) ежемесячные объемы отпуска и потребления активной электрической
энергии и мощности, участвующие в максимуме нагрузки энергосистемы;
3) годовой и ежемесячные объемы отпуска и потребления электроэнергии
субабонентами потребителя;
4) тарифы и тарифные группы потребителей электроэнергии;
5) потери активной и реактивной электроэнергии в сети от места установ-
ки приборов учета до границы балансовой принадлежности сети;
6) ориентировочная стоимость годового объема отпуска и потребления
электроэнергии и мощности;
7) сроки и порядок оплаты за потребленную электроэнергию и мощность;
8) пределы потребления и генерации реактивной энергии и мощности;
9) скидки и надбавки к тарифу за компенсацию реактивной мощности в
электроустановках потребителя;
10) гарантированный уровень напряжения на границе балансовой при-
надлежности сети;
11) показатели качества электрической энергии на границе балансовой
принадлежности сети;
12) сроки и продолжительность отключений, ограничений в отпуске элек-
троэнергии и снижения надежности электроснабжения потребителя для прове-
дения плановых работ по ремонту электрооборудования электроснабжающей
организации;
13) сроки и продолжительность ограничений в потреблении электроэнер-
гии для проведения плановых работ по ремонту электрооборудования, техноло-
гических установок и производств потребителя электроэнергии;
14) заданная нагрузка потребителей электроэнергии, подключенных к
устройствам АЧР.
Основанием для определения договорных величин по активной электро-
энергии и мощности являются заявка потребителя на год с разбивкой по меся-
цам и ресурсы электроснабжающей организации. Потребитель электроэнергии
и электроснабжающая организация по договору электроснабжения оставляют
за собой право ежегодно и ежемесячно корректировать отпуск и потребление
электроэнергии по причинам, которые указываются в договоре. Например, ввод
в эксплуатацию новых производственных мощностей, вывод из эксплуатации
или отчуждение действующих технологических установок и производств у по-
требителя электроэнергии.
Основанием для определения годового и ежемесячных объемов отпуска и
потребления электроэнергии и мощности на сторону являются заявки субабо-
24
нентов, технические возможности электроустановок потребителя и ресурсы
электроснабжающей организации.
Объемы отпуска электрической энергии и мощности определяются по
показаниям приборов учета электроэнергии и мощности, находящихся в веде-
нии электроснабжающей организации. Объемы потребления электрической
энергии и мощности определяются по показаниям приборов учета потребите-
лей электроэнергии. В случае расхождения показаний приборов учета потреби-
теля и электроснабжающей организации, возникающие споры разрешаются в
порядке, установленном по договору электроснабжения.
При определении объемов отпуска и потребления электрической энергии
учитываются потери электроэнергии. Если приборы учета потребителя уста-
новлены на некотором расстоянии после границы балансовой принадлежности
сети, то на величину этих потерь увеличивается объем потребления электро-
энергии потребителем. Если же приборы учета потребителя установлены на не-
котором расстоянии до границы балансовой принадлежности сети, то объем
потребления электроэнергии уменьшается на величину этих потерь.
Расчет стоимости потребленной электроэнергии и мощности производит-
ся на основании объемов потребления и действующих тарифов и цен на элек-
трическую энергию и мощность, которые устанавливаются органами исполни-
тельной власти субъектов Российской Федерации по государственному регули-
рованию тарифов. При расчете стоимости за электрическую энергию и мощ-
ность все потребители электрической энергии делятся на тарифные группы с
учетом их мощности, режимов электропотребления и уровня напряжения.
Оплата за электрическую энергию и мощность, включая электропотреб-
ление субабонентов, производится по выставленным электроснабжающей орга-
низации платежным документам не позднее 3-х дней с момента их поступления
в банк потребителя. Платежные документы за мощность, участвующую в часы
максимума нагрузки энергосистемы, выставляются до 5-го числа расчетного
месяца в объеме договорной величины. Платежные документы по промежуточ-
ным расчетам за электроэнергию в объеме 90 % договорной суммы выставля-
ются до 10-го числа расчетного месяца, а по окончательному расчету за факти-
ческое потребление электроэнергии выставляются до 5-го числа месяца, сле-
дующего за расчетным, с учетом пересчета суммы платежа в случае изменения
тарифов и других условий.
Пределы потребления или генерации реактивной энергии и мощности ус-
танавливаются электроснабжающей организацией в зависимости от режима ра-
боты энергосистемы, включая режимы работы синхронных генераторов на
электростанциях. Если потребитель электроэнергии соблюдает указанные пре-
делы путем компенсации реактивной мощности, то в платежных документах за
потребленную электроэнергию и мощность учитываются скидки (при генера-
ции) или надбавки (при потреблении) к тарифу. В случае превышения установ-
ленных технических пределов потребления или генерации реактивной мощно-
сти скидки с тарифа не представляются.
Показатели и нормы качества электрической энергии на границе балансо-
вой принадлежности сети определяются на основании требований действующе-
25
го в настоящее время ГОСТ 13109-99 [1.4]. Данный ГОСТ устанавливает сле-
дующие основные показатели качества электроэнергии:
1) отклонение частоты 5 f
2) установившееся отклонение напряжения 8Uy;
3) размах изменения напряжения SU,;
4) доза фликера (мерцания или колебания) Pt;
5) коэффициент искажений синусоидальности кривой напряжения Ку ;
6) коэффициент и-й гармонической составляющей напряжения Ку(пу,
Т) коэффициенты несимметрии напряжений по обратной К^у и по нуле-
вой К$у последовательности;
8) глубина и длительность провала напряжения 8Un, 8tn;
9) импульсное напряжение UUM„;
10) коэффициент временного перенапряжения KnepU.
К договору электроснабжения прилагается график вывода в ремонт элек-
троустановок потребителя и электроснабжающей организации, снижающих на-
дежность электроснабжения, приводящих к отключению потребителей или ог-
раничению отпуска и потребления электроэнергии, а также график вывода в
ремонт технологических установок и производств потребителя. В этом доку-
менте устанавливаются последовательность и сроки проведения планово-
предупредительных технических обслуживании и ремонтов отдельных элек-
трических и технологических установок и производств, указывается, на какую
величину будут уменьшены отпуск и потребление электрической энергии и
мощности во время проведения этих работ.
В энергосистемах периодически возникают такие режимы работы, когда
потребление электроэнергии и мощности превышает возможности генерирую-
щих электростанций [1.10]. В результате начинает уменьшаться частота напря-
жения в электрических сетях энергосистемы. Чтобы не допустить уменьшения
частоты напряжения ниже предельного допустимого значения (3f < -0,4 Гц),
производится автоматическая разгрузка по частоте с помощью устройств АЧР,
к которым подключается часть электроприемников всех потребителей. При
снижении частоты напряжения в энергосистеме с помощью устройств АЧР
производится последовательное отключение этих электроприемников до тех
пор, пока частота напряжения не восстановится до номинального значения. По
мере наращивания мощностей и увеличения выработки электроэнергии на ге-
нерирующих электростанциях отключенные электроприемники с помощью тех
же устройств АЧР вновь подключаются к электрической сети.
1.8 Система тарифов на электрическую энергию. Одноставочный
и двухставочный тарифы. Тарифы, дифференцированные по времени суток
Тарифы на электроэнергию, их формирование, реализация тарифной по-
литики - это сложный многофункциональный процесс, обусловленный как тех-
ническими аспектами формирования, так и политическими, социальными и
26
экономическими аспектами на всех уровнях — федеральном, региональном и
местном, где сталкиваются интересы производителей и потребителей электро-
энергии, естественных монополий и субъектов рынка [1.16].
В настоящее время регулирование тарифов и цен в Российской Федера-
ции осуществляют:
- Федеральная служба по тарифам (ФСТ) Министерства экономического
развития и торговли Российской Федерации (до 09.03.2004 г. - Федеральная
энергетическая комиссия РФ (ФЭК));
- органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в об-
ласти государственного регулирования тарифов (ОИВТ) (до 04.03 2004 г. - ре-
гиональные энергетические комиссии (РЭК)).
Система тарифов и цен на электрическую и тепловую энергию определе-
на в «Основах ценообразования в отношении электрической и тепловой энер-
гии в Российской Федерации», которые утверждены постановлением Прави-
тельства Российской Федерации от 26.02.2004 г. № 109.
В систему тарифов и цен входят [1.16]:
1) тарифы и цены на электрическую энергию (мощность) на оптовом
рынке и (или) их предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни,
включая регулируемый сектор, секторы отклонений и свободной торговли;
2) тарифы на электрическую энергию (мощность) на розничном рынке;
3) тарифы (размер платы) на услуги, оказываемые на оптовом и рознич-
ном рынках электрической энергии (мощности).
На оптовом рынке для поставщиков и покупателей устанавливаются
двухставочные тарифы и (или) их предельные уровни, включающие в себя
ставку за 1 кВт-час потребленной электрической энергии и ставку за 1 кВт ус-
тановленной генерируемой мощности. В указанные тарифы не включается
стоимость услуг, оказываемых на и розничном рынках.
В регулируемом секторе купля-продажа электрической энергии (мощно-
сти) осуществляется по регулируемым тарифам. Регулируемые тарифы уста-
навливаются исходя из равенства сумм стоимости покупаемой и стоимости по-
ставляемой на оптовый рынок электрической энергии, а также исходя из объе-
мов поставки и потребления электрической энергии (мощности) на оптовом
рынке (без учета сектора отклонений), утверждаемых ФСТ.
В секторе отклонений производится расчет стоимости отклонений объе-
мов фактического производства (потребления) электрической энергии участни-
ков оптового рынка от объемов их планового почасового производства (по-
требления) на основе тарифов регулируемого сектора. При расчетах стоимости
отклонений применяются повышающие или понижающие коэффициенты в со-
ответствии с Правилами оптового рынка.
В секторе свободной торговли предельный уровень цен определяется в
соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми ФСТ, и Правилами
оптового рынка.
Постановлением от 31.07.2002 г. № 49-Э/8 бывшая Федеральная энерге-
тическая комиссия Российской Федерации утвердила «Методические указания
по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию
27
на розничном (потребительском) рынке», которые действуют и в настоящее
время. В них изложена методология расчета регулируемых тарифов и цен на
розничных (потребительских) рынках электрической и тепловой энергии (мощ-
ности), определены виды регулируемых цен и тарифов, порядок и методиче-
ские положения формирования тарифов, ценообразования для отдельных групп
потребителей, порядок расчета экономически обоснованных тарифов на шинах
генерирующих источников, тарифов (платы) за услуги по передаче электриче-
ской энергии региональным электрическим сетям и системам, методы диффе-
ренциации тарифов и цен по уровням напряжения и зонам суток [1.11].
В разделе VI Методических указаний потребители электрической энергии
(мощности) делятся на четыре группы.
К первой группе отнесены базовые потребители, у которых среднее за пе-
риод регулирования значение заявленной мощности, МВт, равно
м
-^заявл = Х^заявл/ - 250,
(1-1)
где М- количество месяцев в периоде регулирования;
Лзаявл i ~ заявленная мощность в г-м месяце.
и числом часов использования заявленной мощности в году Ти > 7000.
Ко второй группе потребителей относятся все бюджетные предприятия,
организации и учреждения. У них среднее за период регулирования значение
заявленной (расчетной) мощности не ограничивается, но, как правило, оно
меньше УзаяВл < 250 МВт.
К третьей группе потребителей относится население. Это потребители
населенных пунктов, садоводческих, товарищеских и дачно-строительных коо-
перативов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе; жилищные орга-
низации, потребляющие электроэнергию на технические цели жилых домов, а
также потребители, содержание которых осуществляется за счет прихожан ре-
лигиозных организаций.
К четвертой группе относятся все остальные потребители электрической
энергии, у которых Узаявл < 250 МВт.
На розничном рынке регулируемые тарифы (цены) на электрическую
энергию, поставляемую потребителям (кроме населения), устанавливаются од-
новременно в трех вариантах для каждой группы потребителей [1.16];
1) одноставочные тарифы, включающие в себя полную стоимость покуп-
ки 1 кВт-ч электрической энергии;
2) двухставочные тарифы, которые включают в себя ставку платы за по-
купку 1 кВт ч электрической энергии и ставку платы за 1 кВт заявленной элек-
трической мощности;
3) тарифы (одноставочные и двухставочные), дифференцированные по
зонам (часам) суток.
Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в об-
ласти государственного регулирования тарифов на основании Методических
28
указаний разрабатывают систему тарифов и цен на потребительском рынке
электрической энергии для данного региона и жестко закрепляют ее за отдель-
ными группами потребителей. Для промышленных предприятий и приравнен-
ных к ним потребителей, потребляющих электроэнергию на производственные
нужды с присоединенной оплачиваемой мощностью 750 кВ А и выше, ранее ус-
танавливался только двухставочный тариф. Остальные потребители могли при-
менять либо двухставочный, либо одноставочный тарифы.
В настоящее время «Основы ценообразования в отношении электриче-
ской и тепловой энергии в Российской Федерации» разрешают всем потребите-
лям электроэнергии самостоятельно выбирать любой из перечисленных выше
вариантов тарифов. При этом о своем выборе необходимо предварительно уве-
домлять энергоснабжающую организацию не менее, чем за месяц до вступле-
ния в установленном порядке в силу указанных тарифов.
В том же документе указывается, что дифференцирование тарифов по
группам потребителей электрической энергии (мощности) будет отражать раз-
личия в стоимости производства, передачи и сбыта электроэнергии на основа-
нии следующих критериев:
1) величины присоединенной (заявленной) мощности;
2) режима использования электрической мощности;
3) категории надежности электроснабжения;
4) уровня напряжения электрической сети;
5) иных критериев в соответствии с законодательством РФ.
Двухставочный тариф состоит из основной и дополнительной ставки.
Основная (постоянная) ставка предусматривает годовую плату за 1 кВт
заявленной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы. Под
заявленной мощностью понимают получасовую мощность в киловаттах, отпус-
каемую потребителям в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы.
Контроль за фактической мощностью потребителей электроэнергии в ча-
сы максимума нагрузки осуществляется энергоснабжающей организацией по
30-минутным записям показаний расчетных счетчиков и производится в ре-
жимные сутки два раза в год (в июне и декабре). Часы контроля максимума на-
грузок следующие:
1) утро - с 8.00 до 10.00 часов;
2) вечер -1 квартал, IV квартал и апрель - с 17.00 до 21.00 часов;
май, июнь, III квартал - с 20.00 до 23.00 часов.
К потребителям, не имеющим приборов учета максимума нагрузки, до
установки необходимых измерительных приборов применяют основную плату
за киловольт-амперы (кВ-A) оплачиваемой присоединенной мощности.
Дополнительная (переменная) ставка двухставочного тарифа предусмат-
ривает плату за киловатт-часы (кВт-ч) потребленной активной электрической
энергии, учтенной счетчиками электроэнергии.
При наличии у предприятия электродвигателей напряжением выше 1 кВ
их мощность включается в суммарную оплачиваемую мощность предприятия
без взимания основной платы за мощность трансформаторов, к которым они
присоединены.
29
Результирующая стоимость одного кВт ч потребленной электрической
энергии (руб/кВт ч) и при плате в постоянной части за установленную мощ-
ность определяют по формуле [1.12]
С = С. + 1 - 1,1 д сд , (1.2)
где С2 - переменная часть двухставочного тарифа за 1 кВт-ч потребленной
электроэнергии, руб/кВт-ч-,
С\ - постоянная часть тарифа за заявленный 1 кВ-А мощности трансфор-
маторов, асинхронных и синхронных двигателей (независимо от номинального
коэффициента мощности двигателя),руб/кВ-А;
- количество израсходованной электроэнергии за год, кВт-ч-,
- оплачиваемая суммарная мощность установленных трансформа-
торов, кВ-А;
£5ад- оплачиваемая суммарная мощность асинхронных двигателей на-
пряжением свыше 1 кВ, кВ А, которая определяется по формуле
(1.3)
Жадном
где Радном _ номинальная мощность на валу асинхронных двигателей, кВт-,
Жадном - номинальный КПД асинхронных двигателей;
Е^сдном ~ оплачиваемая суммарная мощность синхронных двигателей,
кВ-А, определяется по формуле
р
X”1 С* — X-1 сд ном
2-*^ ОДНОМ “2- 5 (ДА)
бедном
где Рсд ном - номинальная мощность на валу синхронных двигателей, кВт;
бедном - номинальный КПД синхронных двигателей.
В случае превышения установленной в договоре электроснабжения мощ-
ности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, основную плату ис-
числяют по фактической нагрузке. Кроме этого, энергоснабжающая организа-
ция может применить к потребителю штрафные санкции.
Если величина фактической мощности ниже договорной заявленной
мощности, то возврат уплаченных денежных средств не производится. Для
снижения расходов на оплату заявленной (присоединенной) потребителям це-
лесообразно ежегодно корректировать договорную величину заявленного мак-
симума потребляемой мощности.
30
Экономический эффект от корректировки договорной величины заявлен-
ного максимума потребляемой мощности определяется по формуле [1.16]
п _ с v(p — Ркор )
'-I 3maxt * зmaxi /’
М
(1-5)
где Р3 тах j и Р3 maj: i - исходное и скорректированное значения заявленного
максимума мощности.
Одним из эффективных способов снижения затрат на оплату за потреб-
ленную электроэнергию при использовании двухставочного тарифа является
регулирование электрических нагрузок в часы контроля максимума нагрузок
путем применения скользящего графика работы отдельных электроприемников
и производственных подразделений. Экономический эффект проявляется сле-
дующим образом:
1) сокращение числа включенных электроприемников в контролируемое
время, за счет чего можно уменьшить мощность фактического Рфтах, а следова-
тельно и заявленного Рзтах максимума нагрузок;
2) выравнивание графика электрических нагрузок, что выгодно потреби-
телям и электроснабжающей организации.
По одноставочным тарифам оплата производится только за фактически
потребленную активную электрическую энергию, которая учитывается счетчи-
ками электроэнергии.
Целесообразность использования потребителями двухставочного или од-
ноставочного тарифов можно определить по величине годового числа часов ис-
пользования максимальной нагрузки
Т = А /Р
1 м Л г' зтах ’
(1.6)
где Аг - годовое потребление электроэнергии.
Годовое число часов использования максимальной нагрузки Ты теорети-
чески может изменяться от 0 до Тг = 8760 ч - календарное число часов в году.
Если фактическое годовое число часов использования максимальной на-
грузки 7мф больше его граничного значения Гм гр, то экономически обоснован-
ным является применение двухставочного тарифа. В противном случае эконо-
мически выгодным является одноставочный тариф.
Граничное годовое число часов использования максимальной нагрузки
определяется следующим образом [1.16].
Вначале вычисляется размер платы за потребленную электроэнергию по
двухставочному тарифу:
- постоянная часть тарифа
12
Ц\ =G HP3maxi ;
1=1
(1-7)
31
- переменная часть тарифа
Я2=С2Е(Лит,-7’мфД (1-8)
<=1
где P-imrni ~ помесячная величина заявленного максимума мощности;
Ти t - число часов использования максимума нагрузки в месяц.
Затем определяется размер платы за потребляемую электроэнергию по
одноставочному тарифу
4о (1.9)
1=1
где Со - величина тарифа за потребленную электроэнергию.
Граничная точка равноценности использования обоих вариантов тарифов
определяется из условия равенства величины платы
Ц1+Ц2=Ц0. (1.10)
После подстановки в (1.10) вместо размеров платы их значений из
(1.7). ..(1.9) получается выражение для определения граничного годового числа
часов использования максимума нагрузки
(1-И)
В соответствии с методическими указаниями (1.16) двухставочный и од-
ноставочный тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются
по четырем уровням напряжения:
1) высокое (110 кВ и выше);
2) среднее первое CH I (35 кВ);
3) среднее второе CH II (20-1 кВ);
4) низкое (0,4 кВ и ниже).
По мере увеличения напряжения величина тарифов уменьшается. Это
связано с тем, что при высоких напряжениях потребитель несет дополнитель-
ные расходы, связанные с трансформацией и распределением электроэнергии
своим обособленным потребителям. Если электрическая энергия поступает по-
требителю при малых напряжениях, например, под напряжением 0,4 кВ, то ана-
логичные расходы несет уже электроснабжающая организация.
Потребителям с относительно стабильным по времени суток графиком
электрических нагрузок и трехсменным режимом работы экономически выгод-
но использование дифференцированных тарифов, которые устанавливают
стоимость покупки электроэнергии в зависимости от времени года и по зонам
32
суток. При этом базовая ставка оплаты за электроэнергию умножается на та-
рифный коэффициент К. Зоны суток и величина тарифного коэффициента К
для всех зон суток устанавливается постановлениями ОИВТ субъектов Россий-
ской Федерации. Для ночных зон (с 11 часов вечера до 7 часов утра) значение
тарифного коэффициента меньше единицы К < 1, для полупиковых зон величи-
на этого коэффициента принимается равной К = 1, а для пиковых зон К > 1.
Границы зон суток с 7 часов утра до 11 часов вечера зависят от времени года.
Чтобы получить разрешение на использование дифференцированных та-
рифов на электроэнергию по зонам суток и по времени года, потребители
должны иметь автоматизированную систему контроля и учета электрической
энергии (кроме населения).
1.9 Системное описание электрического хозяйства. Основные
и вспомогательные электрические показатели
В настоящее время существует множество подходов к математическому
описанию электрического хозяйства предприятий, организаций и учреждений.
Один из таких подходов [1.13] заключается в том, что из схемы электроснабже-
ния произвольно выбирается одна ветвь. На этой ветви выделяются узлы рас-
пределения нагрузки, количество которых равно числу распределительных
пунктов реальной схемы электроснабжения. Если в схеме электроснабжения
имеются магистральные ветви, количество узлов возрастает на число электро-
приемников, которые присоединены к данной магистрали.
Фрагмент структурной схемы модели радиального электроснабжения
изображен на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3 - Фрагмент структурной схемы модели электроснабжения
33
На структурной схеме приведены следующие обозначения:
Ljj+x j - длина линии электропередачиj-й ветви между узлами z+1 и i, км\
~ соответственно активное и реактивное сопротивления
линии/-й ветви между узлами z+1 и z, Ом/клс,
Uc, Ujjn, Ujj и Ujj-i - напряжения энергосистемы и узлов z+1, i и z-1 ву-й
ветви, кВ-,
Sj j, Ру и Qjj - соответственно полная, кВ-А, активная, кВт, и реактивная,
квар, мощности в z-м узле j-й ветви;
2су,I - компенсируемая реактивная мощность в z-м узлеу-й ветви, квар-,
BPjj - потери активной мощности в /-м узлеу-й ветви, Вт-,
- потери напряжения ву-й ветви между узлами z+1 и i, В.
На основании данной модели электроснабжения можно рассчитать поте-
ри активной и реактивной мощности и потери напряжения между узлами всех
ветвей, напряжение, активную, реактивную и полную мощности в узлах всех
ветвей, а также целый ряд других параметров и функциональных зависимостей.
Например, можно рассчитать и построить графики зависимостей потерь актив-
ной и реактивной мощностей от напряжения для каждого узла всех ветвей с це-
лью последующего определения оптимальных значений напряжений в каждом
узле, при которых эти потери будут минимальными. Все вычисления произво-
дятся по известным формулам, которые широко используются для расчета
электрических потерь в системах электроснабжения [1.10, 1.14].
Для математического описания структуры, конфигурации и состояния
систем электроснабжения лучше всего подходит их представление в форме
матриц [1.15]. Для этой цели выделяются узлы распределения нагрузки на всех
уровнях системы электроснабжения. Для каждого уровня составляется матрица.
Элементами матриц являются различные электротехнические устройства и
электроприемники или показатели их электрических нагрузок (потребляемые
активная, реактивная или полная мощность, потребляемый ток).
Введем следующие обозначения:
1) АД - асинхронные двигатели;
2) СД - синхронные двигатели;
3) РТП - распределительно-трансформаторные подстанции;
4) РП - распределительные подстанции;
5) ТР - силовые трансформаторы;
6) Щ - щиты силового управления ЩСУ;
7) ЭТ - электротехнологические установки или агрегаты;
8) ПР - прочие электроприемники.
Распределительные шины на каждом уровне электроснабжения разделе-
ны на секции, поэтому по строкам матриц указывается номер секции, к которой
присоединены электротехнические устройства и электроприемники. По столб-
цам матриц указывается номер присоединения электротехнических устройств и
электроприемников к распределительным шинам данного уровня. Количество
матриц математического описания соответствует числу уровней системы элек-
троснабжения.
34
Для наглядности математического описания систем электроснабжения
целесообразно однородные электроприемники объединить в отдельные группы
и представлять их в виде подматриц. Например, группа распределительных
подстанций, группа силовых трансформаторов, группа асинхронных двигате-
лей, группа синхронных двигателей и т.д.
Нумерацию отдельных электротехнических устройств и электроприемни-
ков в группе обозначим через i, где i = 1, 2,..., п, а нумерацию секций распреде-
лительных шин данного уровня системы электроснабжения обозначим через у,
где j = 1, 2, ..., т.
Отдельные уровни системы электроснабжения выразим через СЭ1, СЭ2,
СЭЗ,СЭ4ит.д.
В качестве примера составим матрицы математического описания струк-
туры для всех ступеней системы электроснабжения крупного предприятия, ко-
торая изображена на рисунке 1.1.
РТпРТ12РТ13...РТ11...РТ1л
СЭ4= PT21PT22PT23"PT2i-PT2" .
PT31PT32PT33...PT3i...PT3n ’
PT4JPT42PT43...PT4i...PT4n
АДц.-АД1п1 ^Дц-.СД^г :ТРц :ПРц...ПР1л3
ДДгг-АДгл!:СД21— СД2п2 :ТР21 :ПР2]...ПР2л3
АДн...АД,л1 :ПР„..ЛР1л2'
СЭ2 _ АДгн-АДзл! ’ПР21...ПР2л2
АД31...АД3л1 :ПР31...ПР3л2
АД41...АД4л1 :ПР41...ПР4я2
В матрице (1.12) i = 1, 2,..., п - количество распределительных трансфор-
маторных подстанций РТП, присоединенных к каждой секции распределитель-
ных шин 11111. Если ку-ой секции присоединено меньшее количество подстан-
ций РТП (например, н, < и), то соответствующие элементы матрицы (1.12) ос-
тавляют пустыми, так как они не имеют численных значений.
В матрице (1.13) и1, «2 и rii - количество присоединенных к каждой сек-
ции распределительных шин напряжением 6 кВ соответственно высоковольт-
ных асинхронных двигателей, синхронных двигателей и прочей нагрузки в
произвольно выбранной РТП. Если к каждой секции присоединено различное
количество однородных электротехнических устройств и электроприемников,
то соответствующие элементы матрицы оставляют пустыми. К секциям распре-
делительных шин на третьем уровне системы электроснабжения присоединены
четыре группы однородных электроприемников, поэтому матрица (1.13) разде-
лена на четыре подматрицы.
35
В матрице (1.14) nl и «2 - количество присоединенных к каждой секции
распределительных шин напряжением 0,4 кВ соответственно низковольтных
асинхронных двигателей и прочей нагрузки. Данная матрица разделена на две
подматрицы, так как на втором уровне системы электроснабжения имеются две
группы однородных элекгроприемников. Если количество однородных элек-
троприемников, присоединенных к каждой секции распределительных шин,
неодинаковое, то соответствующие элементы матрицы также оставляют пус-
тыми.
На основании структурных матриц (1.12) ... (1.14) можно составить ана-
логичные матрицы для отдельных показателей электрических нагрузок, элек-
трических потерь или технико-экономических показателей отдельных электро-
приемников (эксплутационные затраты, затраты на сооружение и т.п.).
В качестве примера на основании матрицы (1.14) составим матрицу по-
требления активной мощности на второй ступени системы электроснабжения:
РцР12...Pi„! :РиР12...Р1я2
РгЛз-'-Ргл! ;Р21Р22— ^2я2
Р31Р32—₽3nl ;Рз1Рз2— ^Зя2
Р41Р42—Рдя! ' ^>41^>42*"^>4я2
(1-15)
В матричной форме можно представить тарифы на электроэнергию, ко-
эффициенты использования, коэффициенты спроса и коэффициенты нагрузок
отдельных элекгроприемников:
СцС12...С1я1 :С11С12...С1л2
_ С21С22...С2п] :С21С22...С2п2
С31С32...С3л1 :С31С32...С3п2
_С41С42...С4л1 :С41С42...С4л2_
КС1 1КС,2 —КС1„! : кс1 iKci2...Кс1л2
Кс21Кс22—Кс2л1 : Кс21Кс22-.-Кс2л2
КС31КС32— Кс3л1 ;Кс31Кс32-КСЗи2
Кс41Кс42...Кс4л1.Кс41Кс42...Кс4л2
(1-16)
(1-17)
В результате все вычисления стоимости потребляемой активной мощно-
сти или расчетной активной мощности сводятся к действиям над матрицами. В
данном случае матрицы стоимости активной мощности и расчетной активной
мощности будут иметь вид
Цр=Р2 Ст;
(1-18)
36
Рр=Р2К:. (1.15)
Таким образом, представление в матричной форме математической моде-
ли структуры конкретной системы электроснабжения и всевозможных электри-
ческих и технико-экономических показателей позволяет формализовать схему
системы электроснабжения и производить вычисление вторичных электриче-
ских и технико-экономических показателей.
Контрольные вопросы к главе 1
1 Назовите виды и дайте характеристику электрических установок.
2 Дайте определение и назовите основные признаки классификации при-
емников и потребителей электрической энергии.
3 По каким признакам определяются уровни электроснабжения?
4 Перечислите основные структурные подразделения отдела главного
энергетика по электрохозяйству и их функции.
5 Назовите состав и назначение электротехнического персонала.
6 Назовите основные документы, на основании которых составляется до-
говор электроснабжения.
7 Назовите обязательные пункты и состав договора электроснабжения.
8 Каков порядок допуска электроустановок в эксплуатацию?
9 Перечислите основные технические условия на подключение электро-
установок к электрической сети электроснабжающей организации.
10 Перечислите основные права и обязанности потребителей электриче-
ской энергии.
11 Перечислите основные права и обязанности электроснабжающей орга-
низации.
12 Каким образом осуществляется контроль отпуска и потребления элек-
трической энергии и мощности?
13 Каким образом устанавливаются объемы отпуска и потребления элек-
трической энергии и мощности?
14 Перечислите основные показатели качества электрической энергии.
15 Кто устанавливает и регулирует тарифы и цены на электроэнергию?
16 Дайте характеристику двухставочному тарифу.
17 Каким образом производится расчет тарифов на оплату электроэнер-
гии и мощности на каждом предприятии?
18 Назовите основные подходы к математическому описанию электриче-
ского хозяйства промышленных предприятий.
19 Раскройте сущность матричного метода математического описания
электрического хозяйства промышленных предприятий.
37
Библиографический список к главе 1
1.1 Соскин Э.А., Киреева Э.А. Автоматизация управления промышлен-
ным энергоснабжением. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 384 с.
1.2 Киреева Э.А., Юнее Т., Айюби М. Автоматизация и экономия элек-
троэнергии в системах промышленного электроснабжения: Справочные мате-
риалы и примеры расчетов. -М.: Энергоатомиздат, 1998. - 320 с.
1.3 Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей
(Утв. приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. № 6).
1.4 Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. -М.: Изд-во «Мастерст-
во», 2002. - 320 с.
1.5 Копцев Л.А., Зуевский В.В. О влиянии тарифов на электроэнергию на
энергоемскость продукции металлургических предприятий // Промышленная
энергетика. - 2004. - № 2.
1.6 Правила устройства электроустановок. - СПб.: Изд-во ДРАН 2003. -
928 с.
1.7 Сибикин Ю.Д. Справочник по эксплуатации электроустановок про-
мышленных предприятий / Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин. - М.: Высшая шко-
ла, 2002. - 248 с.
1.8 Гражданский кодекс Российской Федерации. - М.: Издательская
группа ИНФРА-М - НОРМА, 1997.-Ч. 1,2.- 560 с.
1.9 Инструкция о порядке допуска в эксплуатацию новых и реконструи-
рованных электроустановок. - М.: Минэнерго РФ, 2003. - 23 с.
1.10 Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. -
М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.
1.11 Забелло Е.П., Евсеев А.Н. Учет режимных особенностей базовых по-
требителей при оплате за электрическую энергию // Промышленная энергетика.
-2004,-№4.
1.12 Энергоснабжение строительства / В.Г. Сенчев, Ю.Б. Александров,
В.С. Аушев и др.; Под ред. В.Г. Сенчева. - М.: Стройиздат, 1980. - 783 с.
1.13 Чаронов В.Я., Нурбосыков Д.Н., Ярыш Р.Ф., Несторин В.А.,
Алаев Ю.Г. Энергосберегающие режимы напряжения и электропотребления в
электротехнических комплексах предприятий нефтедобычи // Промышленная
энергетика. - 2004. - № 1.
1.14 Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб,
пособие для электроэнерг. спец, вузов / В.В. Ежков, Г.К. Зарудский, Э.Н. Зуев и
др.; Под ред. В.А. Строева. - М.: Высшая школа, 1999. - 352 с.
1.15 Сушков В.В., Пухальский А.А., Гельд А.Д. Совершенствование эко-
номического механизма хозяйствования // Промышленная энергетика. - 1999. -
№2.
1.16 Цырук С. А., Кондратьев А. В., Гужов С. В. Тарифы и режимы элек-
тропотребления предприятий, организаций и учреждений: Учебное пособие по
курсу «Экономика электропотребления в промышленности». - М.: Изд-во
МЭИ, 2004. - 26 с.
38
ГЛАВА 2. ОПТИМИЗАЦИЯ СХЕМ И РЕЖИМОВ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
2.1 Технико-экономические расчеты при проектировании систем
электроснабжения. Учет фактора времени при технико-экономических
расчетах
Как при проектировании, так и в условиях эксплуатации систем электро-
снабжения для нахождения наиболее выгодных технических решений прово-
дятся технико-экономические расчеты. По ним определяются капиталовложе-
ния, требуемые для сооружения системы электроснабжения, удельные капита-
ловложения (отнесенные к установленной мощности питаемых электроприем-
ников, к пропускной способности системы электроснабжения или к другим ха-
рактерным показателям), издержки, возникающие при эксплуатации системы
электроснабжения, приведенные годовые затраты на систему электроснабжения
или ее отдельные элементы, срок окупаемости более дорогого по капиталовло-
жениям варианта электроснабжения относительно более дешевого, окупаемость
реконструкции системы электроснабжения, экономическая эффективность ме-
роприятий по экономии электроэнергии, ущерб от нарушения электроснабже-
ния, окупаемость мер по повышению надежности электроснабжения и др.
Капитальные вложения, необходимые для сооружения систем электро-
снабжения или их частей, складываются:
- из стоимости устанавливаемого оборудования-,
- из стоимости строительной части установок, включая расходы, свя-
занные с выделением площади или земельных участков под энергообъекты
(расходы на увеличение длины цеховых или заводских коммуникаций и т.п.);
- из стоимости монтажных работ, включающих заработную плату
строительно-монтажного персонала, затраты на механизацию монтажных ра-
бот, стоимость монтажных материалов, энергии и т.п.;
- из смежных расходов, имеющих место, например, в случае сооружения
установок электроснабжения на действующих предприятиях (расходы на вре-
менную остановку или перестройку технологического процесса, внутрицехово-
го или внутризаводского транспорта и т.п).
Наиболее точно капиталовложения определяются по проектно-сметной
документации или путем сметной калькуляции, проводимой с использованием
прейскурантов на оборудование и материалы, единых Норм и расценок на
строительно-монтажные работы, нормативной стоимости использования строи-
тельно-монтажных машин и механизмов, норм и тарифов на электрическую и
тепловую энергию, горючее и т.п.
Стандартными напряжениями для сетей внутризаводского электроснаб-
жения являются напряжения б, 10, 20, 35, 110 кВ [2.8]. Напряжение 35 кВ при-
меняют в том случае, когда отдельные подразделения предприятия расположе-
ны на значительном расстоянии от основного производства (в горнорудной,
угольной, нефтедобывающей промышленности), когда производственные цехи
занимают большую площадь и размещены на значительном расстоянии друг от
друга и для питания подстанций электропечных установок, преобразователей и
39
других приемников большой мощности. Для большинства предприятий основ-
ными напряжениями из числа перечисленных выше являются 6 и 10 кВ. При-
менение в проектируемых и реконструируемых системах электроснабжения
одного из указанных напряжений решается на основе выполнения нескольких
вариантов технико-экономического расчета и сопоставления приведенных за-
трат, потерь мощности и расхода цветного металла, аналогично проектирова-
нию сетей внешнего электроснабжения.
Напряжение 10 кВ следует применять в качестве основного как более
экономичное по сравнению с напряжением 6 кВ. Однако при проектировании
новых объектов электроснабжения, особенно при их реконструкции, приходит-
ся учитывать наличие у потребителей элекгроприемников, рассчитанных на на-
пряжение б кВ. К ним в первую очередь относятся двигатели мощностью 200
кВт и выше, изготовляемые на напряжение 6 кВ. Поэтому при наличии на
предприятии значительного числа двигателей на 6 кВ приходится рассматри-
вать вариант электроснабжения предприятия при напряжении 10 кВ для рас-
пределительной внутризаводской сети и предусматривать установку промежу-
точных трансформаторов 10/6 кВ для питания двигателей, рассчитанных на на-
пряжение 6 кВ.
В таблице 2.1 приведены основные параметры сетей би 10 кВ при уста-
новке промежуточных трансформаторов 10/6 кВ на 1000 кВА.
Таблица 2.1- Основные параметры сетей 6 и 10 кВ
Параметры сети Напряжение сети, кВ Эффективность (±) сети 10 кВ перед се- тью 6 кВ
6 10
Мощность, кВА 1000 1000 -
Ток, А 100 58 -
Сечение провода, мм1 25 16 +35%
Удельные потери Вт/км 5,9 3,8 +35%
Стоимость сети, тыс. руб. /км 2,03 2,13 -0,1%
Стоимость ТП напря- жением 10/6 кВ, тыс. руб. - 5340 -5,34 руб/кВА
Из таблицы следует, что:
1) применение напряжения 10 кВ более целесообразно, так как при этом
напряжении увеличивается пропускная способность линий и снижаются потери
напряжения и мощности в сети;
2) при наличии у потребителей двигателей на 6 кВ следует сравнивать
получаемую экономию в стоимости потерь электроэнергии при напряжении
10 кВ с дополнительными затратами на установку промежуточных трансформа-
торов 6/10 кВ и учитывать уменьшение расхода цветного металла в распредели-
40
тельной сети напряжением 10 кВ.
Таким образом, эффективность применения напряжения 10 кВ с одновременной
установкой трансформаторов 6/10 кВ будет достигнута, если выполняется усло-
вие СП] - Сп2 > рК, где СП| - стоимость потерь электроэнергии при напряжении
6 кВ; Сп2 - стоимость потерь электроэнергии при напряжении 10 кВ; рК - за-
траты на сооружение трансформаторной подстанции напряжением 10/6 кВ; К
- капитальные затраты; р - амортизационные отчисления.
Рисунок 2.1 - Зависимость удельных затрат на возмещение потерь
мощности и электроэнергии от их условной продолжительности
Определению технико-экономических показателей вариантов предшест-
вует этап выбора технических параметров элементов сети - сечений проводов
ВЛ и кабелей, номинальных мощностей трансформаторов и т. п. Выбор сечений
проводов ВЛ осуществляется на основе экономических критериев с учетом ря-
да технических ограничений.
В любом i- м элементе электрической сети, схема замещения которого
содержит продольные и поперечные ветви с активными сопротивлениями и
проводимостями, выделяются два вида потерь электроэнергии [2.9]:
- зависящие от нагрузки элемента ДЭ,, т.е. от протекающего в продоль-
ной ветви тока («условно-переменные»);
- не зависящие от нагрузки элемента ДЭ, и определяемые приложенными
к поперечным ветвям напряжениями («условно - постоянные»). Суммарные
потери электроэнергии ДЭ^ складываются из указанных двух составляющих:
ДЭ,2;=ДЭ,’+ ДЭ,”.
41
Затраты на компенсацию потерь мощности и электроэнергии в z- м эле-
менте сети ЗПОт i в соответствии с двумя категориями потерь также имеют две
составляющие: Зпот/ = З’пот, + 3”пот,. Каждая из этих составляющих определя-
ется умножением потерь (ЛЭ, или ДЭ,- ) на соответствующие удельные затра-
ты (з’э или з”э), которые дифференцированы по трем группам ОЭС (европей-
ской части России, Сибири и Востока в виде функций времени Т, характери-
зующего степень неравномерности конфигурации графика нагрузки элемента
сети (рисунок 2.1). Из рисунка видно, что при продолжительности Т„ равной
5200 ч/год удельные затраты з’э для европейской части России составят 1,85
коп/кВт-ч.
Резкопеременный график нагрузки предъявляет особые требования к сис-
теме производства и распределения электроэнергии. Энергосистемы должны
обеспечивать выработку и распределение электроэнергии с учетом роста и спа-
да нагрузки. Существует определенное противоречие между структурой гене-
рирующих мощностей и суточным графиком потребления электроэнергии. Это
вызывает трудности бесперебойного электроснабжения, особенно в период
прохождения системами максимума нагрузки. Поэтому вопрос экономии элек-
троэнергии должен рассматриваться и решаться в неразрывной связи с вопро-
сами снижения вечернего максимума нагрузки каждой группы потребителей.
Число часов использования максимума нагрузки потребителем, тыс. ч,
определяется следующим образом:
(2.1)
где А Год - годовое потребление электроэнергии данным потребителем или груп-
пой потребителей, кВт-ч;
Р „ж- максимальная расчетная нагрузка данных потребителей, кВт.
Технические решения по экономичному расходованию электроэнергии
часто требуют для своей реализации установки нового электрооборудования,
реконструкции электрических сетей, внедрения средств автоматизации, органи-
зационных мероприятий по повышению уровня эксплуатации.
Фактическая стоимость 1 кВт-ч силовой или технологической электро-
энергии по цеху определяется по следующей формуле [2.16, 2.17]:
3 = £V 100/£N-F-K„, (2.2)
где £ 3, - общие фактические затраты на технологическую или силовую элек-
троэнергию цеха (включая затраты на энергообслужнвание цеха) за расчетный
период (квартал, год), руб.;
2 N - суммарная установленная мощность электродвигателей (технологи-
ческих электроустановок цеха), кВт;
F- фактический фонд времени работы оборудования с использованием
электродвигателей и электроустановок в цехе за расчетный период, ч;
Кк - коэффициент использования оборудования по времени и мощности.
Экономическая оценка эффективности инвестиций в проектируемые
42
объекты заключается в сопоставлении капитальных затрат по всем источникам
финансирования. Различают два основных подхода к оценке экономической
эффективности:
- без учета фактора времени (равные суммы дохода, получаемые в разное
время рассматриваются как равноценные);
- с учетом фактора времени.
В соответствии с этим методы оценки экономической эффективности
подразделяются на две группы: простые (статические) и методы дисконти-
рования (интегральные).
Инвестиционные объекты характеризуются поступлениями и выплатами,
которые ожидаются при реализации инвестиционных проектов во времени.
Проблема адекватной оценки привлекательности проекта, связанного с вложе-
нием капитала, заключается в определении того, на сколько будущие поступле-
ния оправдывают сегодняшние затраты. Поскольку принимать решения прихо-
дится «сегодня», все показатели будущей деятельности должны быть откоррек-
тированы с учетом фактора времени.
Процедура приведения разновременных платежей к базовому моменту
(началу процесса инвестирования) называется дисконтированием., а получаемая
величина - дисконтированной стоимостью.
Размер дисконтированной величины Эд, платежа Э„ произведенного в
момент, отстоящий от базового на t интервалов (месяцев, лет), равен
Эд, = Э//(1+А)', (2.3)
где Э, - платеж в момент /;
Э д( - дисконтированное значение платежа Э;;
Е - норма дисконтирования.
Норма дисконтирования - это тот уровень доходности инвестируемых
средств, который может быть обеспечен при их помещении в общедоступные
финансовые механизмы (банки, финансовые компании), т.е. это цена выбора,
альтернативная стоимости капитала.
Дисконтированный срок окупаемости характеризует период, в течение
которого полностью возмещаются дисконтированные капитальные вложения за
счет чистого дохода, получаемого при эксплуатации объекта. На срок окупае-
мости помимо доходов и расходов и их распределения во времени, существен-
ное влияние оказывает ставка дисконтирования. Наименьший срок окупаемости
наблюдается при отсутствии дисконтирования; по мере увеличения ставки про-
цента он начинает возрастать.
При ставке дисконтирования, равной внутренней норме доходности, срок
окупаемости равен периоду эксплуатации объекта (периоду получения дохо-
дов). Таким образом, внутренняя норма доходности является предельной нор-
мой дисконтирования, при которой срок окупаемости находится в пределах
расчетного периода (периода эксплуатации объекта).
Срок окупаемости дисконтированных затрат всегда больше простого
срока окупаемости при условии, что Е > 0. Между этими характеристиками су-
43
ществует взаимосвязь, зависящая от вида распределения показателей чистого
дохода во времени. Если суммы постоянны, то
Т0К = /и(1-ТокпЕ)//и(1+Е). (2.4)
Эта зависимость полностью определяется уровнем процентной ставки,
причем при Ток „Е> 1 инвестиции не окупаются [2.18].
2.2 Выбор режимов нейтрали при проектировании системы
электроснабжения
В настоящее время в России сети 6 - 10 кВ выполняются либо с изолиро-
ванной нейтралью, когда сопротивление между фазным проводом и землей
определяется лишь емкостно-активным сопротивлением изоляции, либо с ре-
зонансно-компенсированной нейтралью, когда специально выделяется транс-
форматор или зигзаг-дроссель с выведенной нейтралью и между этой нейтра-
лью и землей включается так называемый дугогасящий реактор (ДГР) с ин-
дуктивным сопротивлением, примерно равным емкостному сопротивлению
изоляции трех фаз на землю [2.7].
Электрические сети 6 - 10 кВ традиционно называются сетями с малыми
токами однофазного замыкания на землю (033), которое составляет до 80 %
всех повреждений в подобных сетях. Считается допустимой кратковременная,
до двух часов, эксплуатация электрических сетей при возникновении 033, ес-
ли токи замыкания не превосходят 20 А в сетях 10 кВ и 30 А в сетях 6 кВ (во
многих странах безопасные величины токов 033 считаются существенно
меньшими). Такого времени обычно достаточно для нахождения поврежден-
ного участка сети и его обесточивания для последующего ремонта.
Величина токов однофазного замыкания на землю (033) в системе элек-
троснабжения может быть определена по формуле
I 0М = 3£7ф<иС0, (2.5)
где Со - емкость фазы подсистемы относительно земли.
В кабельных сетях емкости трех фаз примерно равны между собой. При
эксплуатации системы электроснабжения необходимо знать также фазные ем-
костные сопротивления изоляции на землю хсо = 1 !(о Со всех электрически не
связанных подсистем.
Как правило, в месте замыкания на землю возникает электрическая дуга,
имеющая неустойчивый характер и приводящая к появлению в сети опасных
перенапряжений. Причем кратность этих перенапряжений тем больше, чем
меньше расчетная величина тока 033. В сетях с большими токами 033 необхо-
димо применять режимы с резонансно-компенсированной нейтралью с помо-
щью ДГР, дуговые перенапряжения при этом существенно снижаются. Причем
определяющую роль в этом снижении играет резонансная настройка ДГР при
44
Хдгр 3 Хсо, (2.6)
где хсо - емкостное сопротивление фазы сети относительно земли.
Напряжение на поврежденной фазе при вполне вероятном быстром пре-
кращении протекания тока 033 после кратковременного замыкания остается
близким к нулю, что способствует явлению восстановления поврежденной изо-
ляции. В результате повреждение либо самоликвидируется, либо возникает ре-
жим с повторными однофазными пробоями изоляции через 0,1 - 0,3 с (так на-
зываемые «клевки»), В режиме с «клевками» кратности перенапряжений отно-
сительно невелики.
Другим важнейшим эффектом компенсации емкостных токов является
снижение тока первой гармоники в месте замыкания, теоретически до нуля,
при строгой настройке и в предположении об отсутствии в сетях активных по-
терь при протекании токов нулевой последовательности. Реально будет суще-
ствовать остаточный ток 033, имеющий активный характер, но он будет мал и
не будет создавать проблем типа перехода однофазного повреждения в двух -
и трехфазное за счет термического и динамического повреждения изоляции.
Первое, что следует отметить, связано с определенной опасностью дли-
тельного существования режима 033, поскольку при этом, вне зависимости от
наличия или отсутствия Д1Р, напряжение на изоляции неповрежденных фаз
увеличивается от уровня фазного (нормальный режим) до уровня линейного.
Тем самым увеличивается вероятность возникновения повторного повреждения
изоляции в любой другой точке данной подсистемы. Длительность режима 033,
возникшего при повреждениях изоляции в концевых ветвях элекгроприемников
6 кВ (электродвигатели, технологические установки и т.п.), обычно невелика,
поскольку защиты нулевой последовательности здесь действуют на отключение
поврежденной ветви с помощью установленного в голове цепи питания выклю-
чателя. Однако при однофазных повреждениях в кабельных линиях питания
трансформаторов 6/0,4 кВ и отдельных РП защита работает только на сигнали-
зацию, а устранение аварии осуществляется вручную персоналом после опре-
деления поврежденного участка и перевода нагрузки на неповрежденные ис-
точники питания. Поиск аварии обычно занимает много времени. В этой связи
актуальной становится задача существенного расширения области применения
в сетях 6(10) кВ защиты от однофазных замыканий с действием на отключение
и с последующей работой АВР. Успех этого направления зависит от развития
на предприятии средств автоматики, от совершенствования технологического
процесса (способности безущербного восстановления процессов после кратко-
временной паузы 0,5 - Зев электроснабжении на действие АВР).
Если в сетях с некомпенсированной нейтралью обычно удается построить
защиты, реагирующие на получаемые со вторичных обмоток трансформатора
тока нулевой последовательности (ТТНП) токи при 033, то в сетях с компенси-
рованной нейтралью, когда эти токи за счет применения Д1'Р искусственно
уменьшаются, в пределе до нуля, обеспечение селективной работы простых то-
45
ковых защит в этих условиях практически невозможно.
Поэтому уже в 60-е годы началось применение видоизмененных защит,
реагирующих на высшие гармоники в токе 033. Было выявлено, что уровень
высших гармоник в поврежденном фидере существенно выше, чем в неповреж-
денном. В России наиболее распространены два типа устройств сигнализации
замыкания на землю, измеряющих высшие гармоники - УСЗ - 2/2 и УСЗ - ЗМ.
Отметим также, что на некоторых производствах с заметной долей нелинейной
нагрузки, генерирующей высшие гармоники, могут наблюдаться значительные
увеличения уровней высших гармоник в токах 033, когда их действующие зна-
чения могут многократно превосходить рекомендуемые уровни 20 и 30 Л в се-
тях 10 и 6 кВ соответственно. Этим дискредитируется сама первоначальная
идея построения сетей с компенсированной нейтралью.
Подобные всплески высших гармоник обусловлены также и возникнове-
нием резонансных условий в контуре замыкания на землю на присутствующих
в электрической сети высших гармониках. Поскольку резонансные частоты
сильно зависят от места возникновения замыкания, а степень развития резо-
нансных явлений зависит от добавочного активного сопротивления в месте за-
мыкания, проявления высших гармоник оказываются весьма нестабильными,
что ставит под сомнение достаточность с точки зрения надежности и селектив-
ности применения защит, реагирующих только на высшие гармоники.
Обсуждая режимы нейтрали, нельзя обойти вопрос о наметившейся тен-
денции применения резистивного заземления нейтрали. В сетях с малыми то-
ками 033 установка в нейтрали вместо ДГР резисторов уже рекомендуется с це-
лью снижения кратности дуговых перенапряжений и опасных срезов напряже-
ния, для уменьшения числа повторных замыканий в сети, для уменьшения ве-
роятности перехода однофазных замыканий в двухфазное короткое замыкание
на землю, для подавления феррорезонансных перенапряжений и сверхтоков в
обмотках трансформаторов напряжения. Величина сопротивления заземляюще-
го резистора должна быть такой, чтобы создавать активную составляющую то-
ка 033, примерно равную емкостной составляющей тока замыкания:
йу = хсо/3 = 1/900Со. (2.7)
Включение резистора не улучшает условий гашения дуги в месте замыка-
ния, но способствует более четкой работе токовых защит нулевой последова-
тельности. Более надежная работа защит будет обеспечиваться при существен-
ном уменьшении , когда токи нулевой последовательности в аварийном фи-
дере приближаются к (30 - 50) А. Но последнее техническое решение можно
применять только при работе защит на быстрое отключение, что обычно требу-
ет существенной перестройки принципов построения системы электроснабже-
ния и ее защит.
Если ДГР в сети не применяются, то при симметрии питающей трехфаз-
ной ЭДС и фазных активных и реактивных проводимостей изоляции на землю,
напряжение на нейтрали UNo будет равно нулю. Это вытекает из рассмотрения
46
известной формулы для напряжения на нейтрали (индекс «о» показывает отсут-
ствие ДГР):
t/NO = (УАЕд + УбЕб + УсЕс)/(Уа + Уб + Ус), (2.8)
при равенстве фазных проводимостей на землю Уф = Уя + у'Ус. Реально эти про-
водимости несколько отличаются, и в сетях с преимущественно кабельными
линиями так называемая степень несимметрии фазных напряжений
8Utw= UNOtU^aK обычно не превышает^UNO = 1...3 %.
Неоднократно проводившиеся замеры уровней напряжения нулевой по-
следовательности в сетях 6 - 10 кВ промышленных предприятий обычно пока-
зывают 3 Uj-ю < 1 %, что свидетельствует о хорошей симметрии емкостей фаз
относительно земли.
2.3 Проблемы качества электроэнергии
Качество электроэнергии характеризуется показателями, определяющи-
ми степень соответствия напряжения и частоты в сети их нормированным зна-
чениям. Качество электроэнергии в момент производства не гарантирует авто-
матически ее качество на месте потребления - оказывает влияние характер по-
требления электроэнергии электроприемником (ЭП). Таким образом, качество
электроэнергии до и после включения потребителя в точке его присоединения
может быть различно. В последние годы появилось большое количество нетра-
диционных электроприемников (прокатные станы, дуговые сталеплавильные
печи, выпрямительные установки, электрифицированный транспорт, электро-
лиз) с резкопеременными нагрузками либо неравномерностью их распределе-
ния по фазам и наличием несинусоидальных токов и напряжений. Эти новые
виды ЭП привели к нарушениям качества электроэнергии.
Показатели качества электрической энергии (ПКЭ) подразделяют на две
группы: основные ПКЭ и дополнительные ПКЭ. Основные ПКЭ определяют
свойства электрической энергии, характеризующие ее качество.
К основным ПКЭ, для которых установлены допустимые значения, отно-
сят: отклонение напряжения, размах изменения напряжения, дозу колебаний
напряжения, коэффициент несинусоидальности кривой напряжения, коэффи-
циент v - й гармонической составляющей, коэффициент обратной последова-
тельности напряжений, коэффициент нулевой последовательности напряже-
ний, отклонение частоты. Дополнительные ПКЭ представляют собой формы
записи основных ПКЭ, используемые в других нормативно-технических доку-
ментах. Требования качества электроэнергии в электрических сетях энерго-
снабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока
частотой 50 Гц в точках, к которым присоединены электрические сети потреби-
телей или приемники электрической энергии, сформулированы в [2.12].
Отклонение частоты одинаково для всей энергосистемы, так как значе-
ние частоты в данный момент определяется частотой вращения генераторов.
47
В нормальных установившихся режимах все генераторы имеют синхронную
частоту. Поэтому отклонение частоты - это общесистемный показатель каче-
ства электроэнергии. Напряжения в различных точках сети имеют разные
значения. Поэтому показатели качества напряжения локальные, т.е. имеют
разные значения в различных точках электрической сети.
В реальных режимах электрических сетей напряжения всегда отличают-
ся от номинальных. Эту разницу характеризуют ряд ПКЭ: отклонение напря-
жения, размах изменения напряжения, доза колебания напряжения и др.
Отклонение напряжения - это разность между действительным значе-
нием напряжения U и его номинальным значением для сети UmM.
Если U и иты выражаются в вольтах или киловольтах, то отклонение на-
пряжения в тех же единицах равно
К=С7-С7ИОМ. (2.9)
Отклонение напряжения в процентах от номинального равно
V=(U-UHOU-)100%/Umu. (2.10)
Размах изменения напряжения — это разность между амплитудными или
действующими значениями напряжения до и после одиночного изменения на-
пряжения.
Размах изменения напряжения, %, вычисляют по формуле
Р=(Ц-Ц+|)100%/л/2С7ном, (2.11)
где и,, U,+i - значения следующих друг за другом экстремумов (или экстремума
и горизонтального участка) огибающей амплитудных значений напряжения, В,
кВ. Если друг за другом следуют наибольшее и наименьшее значения Umax и
Umim то размах изменения напряжения, %, равен
V = (Umax - Umln) 100 % / UHOU. (2.12)
Нормы на допустимые размахи изменения напряжения определены только на
входах осветительных установок. Для остальных приемников электроэнергии
размахи изменения напряжения не нормируются.
Коэффициент обратной последовательности напряжений - это показа-
тель качества, определяющий несимметрию напряжений, %:
Кги= Ui(i) 100/ Umu, (2.13)
где - действующее значение напряжения обратной последовательности
48
основной частоты трехфазной системы напряжений, В, кВ.
Аналогично определяется коэффициент нулевой последовательности на-
пряжений Кои трехфазной четырехпроводной системы. Коэффициент Кок опре-
деляется тем же выражением, что и К~м только вместо CArtj используется дей-
ствующее значение нулевой последовательности основной частоты С/о(|).
Коэффициент несинусоидальности кривой напряжений
АГнсУ =^У?100/[/ном,
(2.14)
где СК - действующее значение v-й гармонической составляющей напряжения,
В, кВ-,
v - порядок гармонической составляющей напряжения.
При определении Кти допускается не учитывать гармонические состав-
ляющие порядка v > 40 и (или) составляющие, значения которых меньше 0,3 %.
Влияние низкого качества электроэнергии на работу сетей и электрообо-
рудования проявляется в увеличении потерь электроэнергии; сокращении сро-
ков службы оборудования; технологическом ущербе, состоящем в снижении
производительности (недоотпуск продукции), ухудшении качества, а иногда и
браке.
Таблица 2.2-Допустимые значения ПКЭ [2.9]
Показатели качества электроэнергии Нормальное Максимальное
1 2 3
Отклонение напряжения в электрической сети напряжением:
до 1 кВ ±5 ±10
6-20 кВ - ±10
35 кВ и выше - -
Коэффициент несинусоидальности, %, не более, в электрической сети напряжением:
до 1 кВ 5 10
6-20 кВ 4 8
35 кВ 3 6
110 кВ и выше 2 4
Коэффициент гармонической составляющей напряжения нечетного (четного) порядка, %, не более, в электрической сети напряже-
нием:
до 1 кВ - 6(3)
6-20 кВ - 5(2,5)
35 кВ - 4(2)
110 кВ и выше - 2(1)
Коэффициент обратной последовательности 2 4
напряжений, %, не более
Коэффициент нулевой последовательности 2 4
напряжений, %, не более
Отклонение частоты, Гц ±0,2 ±0,4
49
Влияние качества электроэнергии на сроки службы электрооборудования
проявляется в превышении допустимых значений температуры проводников и
изоляции, что приводит к их ускоренному старению. Высшие гармоники часто
приводят к выходу из строя батареи конденсаторов (БК), особенно при возник-
новении резонанса.
2.4 Режимы регулирования активной и реактивной мощности
и энергии
Энергетическая система объединяет электростанции различного типа,
каждая из которых имеет несколько генераторов. Обычно суммарная мощность
установленных генераторов превышает нагрузку энергосистемы. При этом воз-
никает вопрос о распределении активной нагрузки между электростанциями и
отдельными генераторами.
На рисунке 2.2, а, б изображены расходные характеристики В, =flPi) двух
а, б - расходные характеристики электростанций 1 и 2; в - суммарный
расход топлива в режимах 1 и 2
Рисунок 2.2 - Распределение активной мощности между электростанциями
50
Естественное распределение мощности между станциями обратно про-
порциональное коэффициентам статизма их регуляторов скорости, не учитыва-
ет требования экономичности или оптимальности режима. Режим энергосисте-
мы, обеспечивающий наименьшие затраты, называют оптимальным. При опре-
делении оптимального режима надо учитывать технико-экономические показа-
тели оборудования электростанций, стоимость топлива и потери мощности в
электрической сети. В качестве критерия оптимального распределения актив-
ных мощностей- между тепловыми электростанциями в России принят минимум
суммарного расхода топлива в энергосистеме В% при соблюдении баланса
мощности.
Для каждой электростанции и отдельного генератора существует расход-
ная характеристика, определяющая зависимость расхода топлива В от мощно-
сти Р - Bt =f(Pi) (рисунок 2.2, а, б).
Для простоты будем считать эти характеристики непрерывными. При
одинаковой мощности станция 1 расходует меньше топлива, чем станция 2. В
то же время расходная характеристика станции 1 более крутая, т. е. эта станция
увеличивает расход топлива на единицу роста нагрузки больше, чем станция 2.
В режиме 1 мощность станции 1 составляет Р1 (, станции 2 - Р'2. Расход топлива
станции 1 равен в\ (рисунок 2.2, а), станции 2 - В12 (рисунок 2.2, б). На рисун-
ке 2.2, в приведены суммарный расход топлива в энергосистеме В'+ В’2 и
суммарная мощность станций Рх s= Р\ + Р!2.
При уменьшении нагрузки станции 1 на АР расход топлива В\ снизится на
величину &В\ и станет равным В\ (рисунок 2.2, а), При увеличении нагрузки
станции 2 на АР расход топлива В2 увеличится на АВ2 и станет равным В22 (ри-
сунок 2.2, б). Режим 2 соответствует мощностям станций Р2] и Р22, причем их
сумма та же, что и в режиме 1.
2.5 Снижение потерь электроэнергии в заводских сетях
Главным резервом экономии электроэнергии в промышленности являет-
ся в настоящее время применение энергосберегающих технологий (совершен-
ствование существующих и применение новых). Для каждой отрасли промыш-
ленности доля энергетической составляющей в себестоимости выпускаемой
продукции разная. Так, например, в черной металлургии это 40 %, в машино-
строении 20 %, в производстве воды 30 % и т.д. [2.1]. Но и тогда, когда доля
энергетической составляющей в себестоимости незначительна, экономное рас-
ходование электроэнергии дает возможность выработать дополнительную про-
дукцию. Фактические потери, как известно, определяются разницей показаний
счетчиков поступления электроэнергии в сеть и ее полезного использования
потребителем [2.2]. Экономия электроэнергии означает, прежде всего, умень-
шение потерь электроэнергии во всех звеньях системы электроснабжения и в
самих электроприемниках. Для оценки резервов снижения каждой составляю-
щей потерь необходимо определить их структуру. Структура потерь электро-
энергии приведена на рисунке 2.3.
51
Фактические потери могут быть разбиты на четыре укрупненных состав-
ляющих, каждая из которых имеет свою физическую природу:
1) технические потери электроэнергии - Д1РТ, обусловленные физиче-
скими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электри-
ческим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в теп-
ло в элементах электрических сетей;
2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций - Wnc, не-
обходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстан-
ций и жизнедеятельности обслуживающего персонала;
3) недоучет электроэнергии - Д1ГУ, обусловленный большими отрица-
тельными погрешностями приборов ее учета у потребителей по сравнению с
аналогичными погрешностями приборов, фиксирующих ее поступление в сеть.
Погрешности приборов учета (включая трансформаторы тока (ТТ), напряжения
(TH) и соединительные провода (кабели) как составляющие измерительного
комплекса) в паспортных данных характеризуются двусторонними погрешно-
стями (плюс - минус), однако в силу ряда причин возникает систематическая
отрицательная погрешность системы учета электроэнергии на объекте, вклю-
чающей сотни и тысячи измерительных комплексов. Эта погрешность приводит
к недоучету электроэнергии, поэтому к ней применяется термин "потери". Сле-
дует отметить, что в нынешних условиях эксплуатации приборов учета, недо-
учет электроэнергии оказывается существенным;
4) коммерческие потери - Д1РК, обусловленные хищениями электроэнер-
гии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнер-
гию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации кон-
троля за потреблением энергии.
В настоящее время расход электроэнергии на собственные нужды под-
станций отражается в отчетности в составе технических потерь, а потери, обу-
словленные погрешностями системы учета электроэнергии, - в составе ком-
мерческих потерь. Это является недостатком существующей системы отчетно-
сти, так как не обеспечивает ясного представления о структуре потерь и о целе-
сообразных направлениях работ по их снижению.
В соответствии с изложенным, отчетные потери равны
Д17О = Д1ГТ+17ПС + Д0'У+ди;. (2.15)
Технические потери могут быть рассчитаны на основании известных за-
конов электротехники, так как все их составляющие имеют математические
описания и алгоритмы расчета. Применение известных методов оптимизации
позволяет количественно определить их экономически обоснованный уровень и
оценить имеющиеся резервы снижения.
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций регистрирует-
ся счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд. Име-
ется и нормативный документ, устанавливающий нормы расхода, хотя и доста-
точно старый [2.3].
52
Разность между этими величинами является резервом снижения этой со-
ставляющей потерь. Потери, обусловленные погрешностями учета, также могут
быть рассчитаны на основе данных о метрологических характеристиках и усло-
виях работы используемых приборов. Разработанная методология таких расче-
тов позволяет определить их экономически обоснованный уровень и оценить
имеющиеся резервы снижения.
Сумму описанных трех составляющих потерь, обусловленных технологи-
ей производственного процесса передачи электроэнергии по сетям и инстру-
ментального учета ее поступления и отпуска, назовем технологическими поте-
рями. Четвертая составляющая - коммерческие потери - представляет собой
воздействие "человеческого фактора".
Технические потери - эта составляющая потерь не может быть измерена,
а может быть определена только с помощью расчета. Для радиальной сети ха-
рактеристика технических потерь имеет вид:
txW^A^/Д+СД, (2.16)
где W - отпуск электроэнергии в сеть за Д дней; А и С - коэффициенты, опре-
деляемые непосредственно по результатам одноразового расчета потерь. Пер-
вое слагаемое формулы (2.16) отражает нагрузочные потери, второе - потери
холостого хода. Простота расчета характеристик технических потерь для ради-
альных сетей обусловлена тем, что в этих сетях нагрузочные потери зависят
лишь от одного фактора - отпуска электроэнергии в сеть.
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций - этот рас-
ход, включаемый в состав фактических потерь электроэнергии, фиксируется
счетчиками и определяется на основании отчетных данных энергоснабжающей
организации.
Недоучет электроэнергии, обусловленный инструментальными погреш-
ностями ее измерения - его значение получают расчетным путем на основании
данных о метрологических характеристиках и условиях работы используемых
приборов.
Как видно из рисунка 2.3, технические потери, состоящие из нагрузочных
потерь и потерь холостого хода, могут быть уменьшены оптимизацией схем
электроснабжения и режимов. Основными путями снижения потерь электро-
энергии в промышленности являются следующие [2.2]:
1) рациональное построение системы электроснабжения, при ее проекти-
ровании и реконструкции, включающее в себя применение рациональных:
а) напряжений;
б) мощности и числа трансформаторов на трансформаторных подстанци-
ях;
в) общего числа трансформаций;
г) места размещения подстанций;
д) схемы электроснабжения;
е) компенсации реактивной мощности и др;
53
Технические потери
в линиях
в силовых
трансфор-
маторах
в высоко-
частотных
заградите-
лях
в токоогра-
ничива-
ющих
реакторах
Отчетные потери
Расход на Недоучет Коммер-
собственные электро- ческие
нужды подстанций энергии потери
Нагрузоч-
ные
Холосто- Климата-
го хода ческие
в сило- вых трансфор- маторах на корону
от токов утечки по изолято- рам
в компен- сирую-
щих уст-
ройствах
в TH,
счетчи-
ках, в ВЧ-
устройст-
вах связи
в изоля-
ции ка-
бельных
линий
24 типа Режимы
электропри- работы ТТ,
емников TH
Способы
расчета
полезного
отпуска
Контроль
за потреб-
лением
Покупа-
тельная
способ-
ность насе-
ления
Рисунок 2.3 - Структура потерь электроэнергии
54
2) снижение потерь электроэнергии в действующих системах электро-
снабжения, включающее в себя следующее:
а) управление режимами электропотребления;
б) регулирование напряжения;
в) ограничение холостого хода электроприемников;
г) модернизация существующего и применение нового, более экономич-
ного и надежного технологического и электрического оборудования;
д) повышение качества электроэнергии.
2.6 Компенсации реактивной мощности
Реактивная мощность потребляется как электроприемниками, так и эле-
ментами сети. Реактивная мощность, потребляемая промышленным предпри-
ятием, распределяется между ее отдельными видами приемников электроэнер-
гии следующим образом [2.8]: 65 % приходится на АД, 20 - 25 % на силовые
трансформаторы и около 10 % на воздушные электрические сети и другие элек-
троприемники (люминесцентные лампы, реакторы и т.п.).
При передаче потребителям активной Р и реактивной Q мощностей в сис-
теме электроснабжения имеют место потери активной мощности. Кроме того,
передача реактивной мощности по сети снижает пропускную способность всех
элементов системы электроснабжения. Потери активной мощности пропорцио-
нальны квадрату реактивной мощности и при снижении реактивной мощности
эти потери уменьшаются. Снижение реактивной мощности, циркулирующей
между источником тока и приемником, а, следовательно, снижение реактивно-
го тока в генераторах и сетях называют компенсацией реактивной мощности
(КРМ).
Снизить потребление реактивной мощности, а, следовательно, и потери
активной мощности, можно двумя способами: без применения и с применением
компенсирующих устройств (КУ).
К первому способу относятся следующие мероприятия [2.8]:
1) упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энер-
гетического режима работы оборудования, к повышению коэффициента мощ-
ности cosqr,
2) переключение статорных обмоток АД напряжением до 1 кВ с тре-
угольника на звезду, если их загрузка составляет менее 40 %;
3) установка ограничителей холостого хода АД;
4) замена или отключение силовых трансформаторов, загруженных менее
чем на 30 % их номинальной мощности;
5) замена малозагруженных двигателей двигателями меньшей мощности;
6) замена АД на СД той же мощности и применение СД для всех новых
установок и при реконструкции существующих, где это возможно по технико-
экономическим соображениям;
7) регулирование напряжения, подводимого к двигателю при тиристор-
ном управлении;
55
8) повышение качества ремонта двигателей с сохранением их номиналь-
ных данных;
9) правильный выбор электродвигателей по мощности и по типу. Мощ-
ность электродвигателей необходимо выбирать в соответствии с режимом про-
изводственного оборудования, без излишних запасов.
При равных условиях (одинаковой мощности, частоте вращения и типе
исполнения) АД с короткозамкнутым ротором имеет лучшие энергетические
характеристики, чем АД с фазным ротором.
АД работает с лучшими энергетическими показателями при загрузке на
75 - 100 % своей номинальной мощности. Лучшими энергетическими показа-
телями обладают электродвигатели открытого или защищенного типа, чем
электродвигатели закрытого типа той же мощности и частоты вращения. Опыт
эксплуатации показывает, что для двигателей, загруженных на 25 %, при пере-
ключении обмотки статора с треугольника на звезду cos<p двигателя становится
приблизительно равным номинальному.
При замене АД на СД исходят из следующих преимуществ СД:
а) возможности использования их в качестве КУ, при работе СД с опере-
жающим cos<p полная мощность СД, определяющая его стоимость, растет в го-
раздо меньшей степени, чем его компенсирующая способность;
б) более высокой производительности технологического агрегата при СД,
так как частота вращения СД не зависит от нагрузки на его валу;
г) меньших потерь активной мощности.
При реконструкции действующего производства рациональным может
оказаться применение СД вместо АД той же мощности в совокупности с ком-
пенсирующим устройством. Выбор варианта производится по результатам тех-
нико-экономических расчетов. При замене малозагруженного электродвигателя
электродвигателем меньшей мощности следует обратить внимание на то, чтобы
эта замена через некоторое время не оказалась препятствием для рационально-
го использования и повышения загрузки рабочей машины.
В случае невозможности замены малозагруженного АД, целесообразным
может оказаться снижение напряжения на его зажимах до допустимого мини-
мального значения, что приводит к уменьшению потребления АД реактивной
мощности за счет уменьшения тока намагничивания. При этом увеличивается
КПД двигателя. Снизить напряжение у малозагруженных АД можно следую-
щим образом:
а) переключением статорной обмотки с треугольника на звезду;
б) секционированием статорных обмоток;
в) переключением ответвлений цехового трансформатора, питающего
АД
Последний способ возможен только в том случае, когда данный транс-
форматор не питает одновременно другие электроприемники, не допускающие
снижения напряжения. От качества ремонта электродвигателей зависит надеж-
ность их последующей работы, высокие энергетические показатели. Поэтому
совершенно недопустимым являются: обточка ротора, уменьшение числа про-
водников в пазу при перемотке электродвигателя, расточка пазов, выжигание
56
обмотки. Особое внимание необходимо уделить тому, чтобы ток холостого хо-
да после ремонта двигателя не превысил его номинальный ток.
Все сказанное выше направлено на уменьшение реактивного тока элек-
тродвигателей, и, следовательно, на снижение потерь электроэнергии.
Ко второму способу относятся следующие мероприятия:
1) применение в качестве КУ синхронных двигателей;
2) применение в качестве КУ батарей конденсаторов.
Следует учитывать, что компенсация реактивной мощности в системах
электроснабжения приводит к повышению напряжения у электроприемников.
Наибольшее распространение на промышленных предприятиях в качест-
ве КУ получили батареи конденсаторов. Их основные достоинства следующие:
малые потери активной мощности (0,3 - 0,45 кВт на 100 квар);
отсутствие вращающихся частей и их малая масса (нет необходимости в
фундаменте);
простая и дешевая эксплуатация по сравнению с другими КУ;
возможность изменения их мощности при необходимости;
возможность установки в любой точке сети.
В установках напряжением до 1 кВ конденсаторы включаются в сеть и
отключаются от сети с помощью автоматических выключателей (автоматов)
или рубильников.
В установках напряжением выше 1 кВ для включения и отключения кон-
денсаторов служат высоковольтные выключатели или выключатели нагрузки.
В системах промышленного электроснабжения применяются, как прави-
ло, комплектные конденсаторные установки.
Основными недостатками конденсаторных батарей являются следующие:
1) зависимость генерируемой реактивной мощности от напряжения и
частоты
£?КБ = Окбпоы^и (2.17)
где kv, kf - отношение напряжений при отклонении напряжения и частоты сети
от номинального значения к напряжению в номинальном режиме;
2) высокая чувствительность конденсаторных батарей к наличию высших
гармоник тока и напряжения;
3) недостаточная электрическая прочность.
Зависимость мощности конденсаторной батареи от квадрата напряжения
снижает устойчивость нагрузки и может привести к лавине напряжения. Нали-
чие высших гармоник тока и напряжения в сети может привести к пробою кон-
денсаторных батарей.
Синхронные двигатели широко применяются для привода насосов, вен-
тиляторов, компрессоров и т.д. Такие СД выпускаются с номинальным опере-
жающим costp, равным 0,9, и могут длительно работать в режиме перевозбуж-
дения, т.е. генерации реактивной мощности. Характер и значение реактивной
мощности СД определяются током возбуждения в обмотке его ротора. В режи-
ме перевозбуждения СД представляет собой активную и емкостную нагрузки,
57
т.е. работает не только как двигатель, но и как источник реактивной мощности.
В случае, если СД предназначен для нормальной работы в режиме перевозбуж-
дения, т.е. с опережающим cos ср, то он даже при 100 %-ной загрузке активным
током может компенсировать реактивную нагрузку сети. Номинальный ток
возбуждения при данной нагрузке на валу СД и данном напряжении на его за-
жимах обеспечивает наибольшую компенсирующую способность СД. Компен-
сирующая способность СД характеризуется отношением реактивной мощности,
отдаваемой СД в сеть (квар) к полной мощности СД (кВ А). Ее не следует по-
вышать на длительное время путем увеличения тока возбуждения сверх номи-
нального значения во избежание перегрева ротора. Единственно возможным
путем увеличения компенсирующей способности СД является снижение актив-
ной нагрузки СД при неизменном токе возбуждения, равном номинальному.
Использование СД только для компенсации реактивной мощности в сети
нецелесообразно, так как они не могут выдать реактивную мощность, равную
их полной номинальной мощности, при этом предельная реактивная мощность
ненагруженного СД составляет, в зависимости от его конструкции, только
60 - 80 % его полной номинальной мощности.
Техническая возможность использования СД в качестве источника реак-
тивной мощности ограничивается максимальной реактивной мощностью, кото-
рую он может генерировать без нарушения условий допустимого нагрева обмо-
ток и железных частей ротора и статора. Эта мощность называется располагае-
мой реактивной мощностью СД и определяется по выражению
бсдр = «модном = aupl(P" Сдном + Редком), (2.18)
где «м - коэффициент допустимой перегрузки СД.
Целесообразная загрузка СД реактивной мощностью определяется до-
полнительными потерями активной мощности на генерацию реактивной мощ-
ности и оказывается значительно ниже располагаемой реактивной мощности.
Схема замещения (а) и векторная диаграмма (б) компенсации реактивной мощ-
ности представлены на рисунке 2.4.
а - схема замещения линии; б - векторная диаграмма
Рисунок 2.4 - Компенсация реактивной мощности
58
Максимальная реактивная мощность, генерируемая СД напряжением
6-10 кВ, которая может быть передана в сеть до 1 кВ без увеличения числа
трансформаторов, выбранных по нагрузке, равна [2.1]
е=7[(Иад,мм)2-Р2], (2.19)
где 5т.„ом ~ номинальная мощность трансформатора; к, - коэффициент загрузки
трансформатора; Р - нагрузка сети 380 В.
Чем ниже значение номинальной мощности и частоты вращения СД, тем
больше потери в СД на генерацию реактивной мощности.
Достоинством СД как источника реактивной мощности является возмож-
ность плавного регулирования выдаваемой им реактивной мощности.
2.7 Требования электроснабжающей организации по потреблению
и генерации реактивной мощности
Известно, что часть реактивной мощности, определяемую технико-
экономическими расчетами, выгодно получать от компенсирующих устройств
(КУ), устанавливаемых непосредственно у потребителей. В договор на пользо-
вание электроэнергией (ДПЭ) записывают полученные с помощью таких расче-
тов экономические значения реактивной мощности Q3 в часы больших нагрузок
электрической сети (в случае двухставочного тарифа) и реактивной энергии
fpQ3, за месяц (при обоих видах тарифа), потребление которых оплачивается по
пониженному тарифу. Этот тариф соответствует приблизительно 75 % стоимо-
сти реактивной мощности, получаемой от собственной конденсаторной уста-
новки. Потребление сверхустановленных значений оплачивается по повышен-
ному тарифу, соответствующему 250 % указанной стоимости. Данное соотно-
шение делает выгодным для потребителя снижение потребления реактивной
мощности до заданного энергосистемой оптимального значения, потому что
окупаемость установок, компенсирующих потребление реактивной мощности
выше оптимального значения, составляет 2,2 года, а ниже этого значения - бо-
лее 15 лет [2.11].
В соответствии с Прейскурантом № 09-01 «Тарифы на электрическую и
тепловую энергию» потребитель оплачивает потребление реактивной энергии в
часы больших и генерацию реактивной мощности в часы малых нагрузок элек-
трической сети. Если в соответствии с режимами работы сети энергосистемы
последней выгодно получать от потребителя реактивную энергию в часы боль-
ших нагрузок сети или обеспечить ее потребление в часы малых нагрузок, то
энергосистема оплачивает эту энергию в виде скидки с тарифа.
Для контроля за потреблением и генерацией реактивной энергии по пол-
ной схеме необходимы четыре счетчика и реле времени, включающее первую
пару счетчиков в часы больших, а вторую - в часы малых нагрузок сети. Счет-
чики каждой пары должны иметь стопоры в противоположных направлениях.
59
Счетчик № 1 работает в часы больших нагрузок сети и фиксирует по-
требление реактивной энергии, которое оплачивается потребителем (часть по
повышенному, часть по пониженному тарифу); в случае двухставочного тарифа
этот счетчик должен иметь указатель 30-минутного максимума; счетчик № 2
работает в те же часы, что и счетчик № 1, но фиксирует генерацию реактивной
энергии, оплачиваемую энергосистемой.
Счетчик № 3 работает в часы малых нагрузок сети и фиксирует потребле-
ние реактивной энергии, оплачиваемое энергосистемой; счетчик № 4 работает в
те же часы, что и счетчик № 3, но фиксирует генерацию реактивной мощности,
оплачиваемую потребителем.
Следует иметь в виду, что генерация реактивной мощности в часы боль-
ших нагрузок сети (счетчик № 2) и ее потребление в часы малых нагрузок сети
(счетчик № 3) оплачивается энергосистемой только в случае, если это оговоре-
но в ДПЭ. В противном случае достаточно двух счетчиков (№№ 1 и 4) без реле
времени, по которым потребитель оплачивает реактивную мощность по став-
кам, указанным в графах «надбавки» таблицы, независимо от нагрузки сети.
Тогда периоды больших и малых нагрузок сети потребителю не устанавлива-
ются и скидки не предоставляются. Возможны и ситуации, когда не требуется
счетчик № 2 или № 3. В большинстве случаев достаточно двух счетчиков
(№№ 1 и 4), по первому из которых оплачивается реактивная энергия, постав-
ляемая энергосистемой, на производство и передачу которой энергосистема за-
трачивает определенные средства, а по второму - реактивная энергия, генери-
руемая потребителем в сеть, на поглощение которой энергосистема также за-
трачивает средства. Требования к схеме учета в конкретном случае оговарива-
ется в ДПЭ.
При отсутствии одного из реактивных счетчиков (№ 1 или № 4) или об-
щих, потребление и генерацию реактивной мощности в соответствии с Прави-
лами пользования электроэнергией определяют расчетным способом, исходя из
измерения максимальной реактивной нагрузки в контрольный день (см. ри-
сунок 2.5). Потребляемую реактивную энергию вычисляют по формуле
(2.20)
где Граб — фактическое число часов работы потребителя в месяце (с учетом
числа смен и рабочих дней в месяце).
Рассчитанная таким образом реактивная энергия превышает значение, ко-
торое фиксировал бы счетчик, на величину площади (заштрихована на рисунке
выше прямой 2к), соответствующей установленной мощности КУ.
Способы учета реактивной энергии, принудительно потребляемой в часы
малых или генерируемой в часы больших нагрузок электрической сети, при от-
сутствии счетчиков № 2 и № 3 устанавливаются по договоренности между
энергосистемой и потребителем.
Мощность электрических станций, необходимая для покрытия нагрузок
потребителей, определяется их максимальной суммарной нагрузкой.
60
Период максимума суммарной суточной нагрузки потребителей называ-
ется часами максимума нагрузки системы (рисунок 2.5). В эти часы фиксирует-
ся оплачиваемая потребителями активная мощность.
Применительно к реактивной мощности в новых нормативных докумен-
тах установлены дополнительные понятия:
- часы больших и малых нагрузок электрической сети, которые устанав-
ливаются энергосистемой каждому потребителю, исходя из анализа его графи-
ка нагрузки и степени его совпадения с графиком нагрузки сети, от которой он
питается. Как правило, эти периоды покрывают суточный период, например ча-
сы больших нагрузок сети - с 8 до 22 ч, а малых - с 22 до 8 ч;
- часы максимума и минимума нагрузки сети, которым соответствуют
указанные в ДПЭ максимальные и минимальные отклонения напряжения.
, Qk и QmJ>, - фактическая, компенсированная и минимальная реактивные
мощности
Рисунок 2.5 - График суммарной суточной нагрузки
Часы больших и малых нагрузок потребителя могут не совпадать с часа-
ми больших и малых нагрузок сети, а часы максимума его нагрузки - с часами
максимума нагрузки сети и часами максимума нагрузки энергосистемы. На-
пример, часы максимума нагрузки потребителя - с 12 до 16 ч, часы максимума
нагрузки сети - с 8 до 12 ч и с 15 до 19 ч, а часы максимума нагрузки энерго-
системы - с 8 до 10 и с 18 до 20 ч.
2.8 Организационные и технические мероприятия по
энергосбережению
По сравнению с 1990 г. энергоемкость отечественной экономики возросла
на 22 % и в настоящее время в 3 - 3,5 превышает энергоемкость экономики
промышленно развитых стран Европы и Америки [2.10].
Сложившаяся ситуация требует определения на государственном уровне
путей более эффективного использования топливно-энергетических ресурсов
(ТЭР) страны. Анализ динамики расчетной потребности экономики страны в
61
ТЭР показывает, что энергосберегающая политика может уменьшить эту по-
требность в ТЭР на уровне 2020 г. более чем на 1400 млн т условного топлива.
Решением Правительства РФ реализация государственной политики в об-
ласти энергосбережения возложена на Министерство энергетики РФ и его
уполномоченный орган - Государственный энергетический надзор (Госэнерго-
надзор). При этом высшим приоритетом энергетической политики России на
долгосрочную перспективу определено повышение эффективности использова-
ния ТЭР, создание условий для перевода экономики страны на энергосбере-
гающий путь развития.
Госэнергонадзор представляет собой вертикально интегрированную
структуру, включающую в себя Департамент государственного энергетическо-
го надзора, лицензирования и энергоэффективности Минэнерго России; 7 ре-
гиональных управлений в федеральных округах, 74 управления в субъектах
Российской Федерации, 54 нефтяных и 8 торфяных инспекций. Базовыми
функциями органов Госэнергонадзора являются обеспечение в интересах госу-
дарства надзора и контроля за обеспечением безопасной эксплуатации энерге-
тических установок, за рациональным и эффективным использованием ТЭР во
всех сферах экономики. В настоящее время, в связи с реорганизацией служб го-
сударственного надзора, функции органов Госэнергонадзора выполняют орга-
ны вновь созданной Федеральной службы экологического, технологического и
атомного надзора России.
Реализация политики энергосбережения невозможна без четко функцио-
нирующей системы управления энергосбережением на федеральном, регио-
нальном и муниципальном уровнях.
Система управления энергосбережением предполагает наличие четырех
базовых блоков:
- создание законодательной базы энергосбережения;
- разработка и реализация федеральных, региональных и муниципальных
и отраслевых программ энергосбережения;
- создание фондов энергосбережения для консолидации финансовых
средств всех уровней в целях внедрения энергосберегающих проектов;
- создание центров энергосбережения, призванных осуществлять
научно-методическое сопровождение и координацию энергосберегающей по-
литики соответствующего уровня.
В субъектах Российской Федерации:
- приняты 43 закона в области энергосбережения, разработаны и пред-
ставлены к принятию 13 проектов законов;
- разработаны 47 региональных программ энергосбережения, в двух
субъектах Федерации приняты концепции энергосбережения; в девяти субъек-
тах программы энергосбережения разработаны и внесены в правительства
субъектов Российской Федерации на утверждение. Кроме того, разработаны 26
отраслевых программ;
- функционирует 20 региональных фондов энергосбережения;
62
- в 45 регионах Российской Федерации действует около 60 центров энер-
гоэффективности;
- в области стандартизации пересмотрен 271 действующий стандарт на
продукцию машиностроения, приборостроения и электротехники с целью
включения в их состав показателей энергоэффективности.
Законодательной основой реализации энергосберегающей политики на
федеральном уровне является Федеральный закон «Об энергосбережении» от
1996 г. К настоящему времени этот закон выполнил свою основную функцию:
завершено формирование идеологии энергосбережения, осуществлен переход к
последовательному решению практических задач энергосбережения, в первую
очередь в регионах России.
Основным инструментом осуществления государственной политики
энергосбережения являются программы энергосбережения.
Технические мероприятия по снижению потерь в распределительных се-
тях - это рассмотренные выше замена перегруженных и недогруженных транс-
форматоров, ввод трансформаторов с РПН, автоматическое регулирование ко-
эффициентов, ввод БК и автоматическое регулирование их мощности.
Замена проводов на перегруженных линиях находит применение в основ-
ном в распределительных электрических сетях 380 В и 6 - 10 кВ. Мероприятие
осуществляется преимущественно с целью повышения пропускной способно-
сти перегруженных линий, замены физически изношенных проводов линий при
их капитальном ремонте, замены стальных проводов на алюминиевые и стале-
алюминиевые. Снижение потерь энергии при этом в большинстве случаев явля-
ется попутным эффектом.
Перевод электрических сетей на более высокое номинальное напряжение
применяется в основном для повышения пропускной способности электриче-
ских сетей или их участков в тех случаях, когда нагрузка сетей достигла пре-
дельных для действующего номинального напряжения значений. При этом, как
правило, уже не оправдываются реконструктивные технические мероприятия,
так как они ведут к незначительному увеличению пропускной способности се-
тей по сравнению с увеличением номинального напряжения. Снижение потерь
электроэнергии является сопутствующим.
Глубокие вводы питающих линий на территории предприятия и отпайки
от проходящих линий электрической системы становятся основными способа-
ми питания предприятий.
В настоящее время эта прогрессивная система прочно вошла в повседнев-
ную практику. Под глубокими вводами теперь подразумеваются линии напря-
жения НО и 220 кВ, проходящие по территории предприятия, с отпайками от
них к наиболее крупным пунктам потребления энергии. При таком питании
распределение энергии на первой ступени происходит при повышенном напря-
жении, т. е. с минимальными потерями энергии и наименьшими затратами про-
водникового металла.
63
2.9 Экономия электроэнергии в силовых трансформаторах
и электроприводе
Экономия электроэнергии означает прежде всего уменьшение потерь
электроэнергии во всех звеньях системы электроснабжения и в самих электро-
приемниках. Основными путями снижения потерь электроэнергии в промыш-
ленности являются следующие:
1) рациональное построение системы электроснабжения, при ее проекти-
ровании и реконструкции, включающее в себя применение рациональных:
а) напряжений;
б) мощности и числа трансформаторов на трансформаторных подстанци-
ях;
в) общего числа трансформаций;
г) места размещения подстанций;
д) схемы электроснабжения;
е) компенсации реактивной мощности;
2) снижение потерь электроэнергии в действующих системах электро-
снабжения, включающее в себя следующее:
а) применение экономически целесообразного режима работы силовых
трансформаторов;
б) замена АД на СД, где это возможно;
в) автоматическое управление освещением в течение суток;
г) применение рациональных способов регулирования режимами работы
насосных и вентиляционных установок и др.;
3) нормирование электропотребления, разработка научно обоснованных
норм удельных расходов электроэнергии на единицу продукции; нормирование
электропотребления предполагает наличие на предприятиях систем учета и
контроля расхода электроэнергии;
4) организационно-технические мероприятия, которые разрабатываются
конкретно на каждом предприятии с учетом его специфики.
Известно, что при передаче электроэнергии от источника к приемнику те-
ряется 10 - 15 % электроэнергии, отпущенной с шин подстанций.
При загрузке силового трансформатора на 30 % нагрузочные потери при-
мерно равны потерям холостого хода [2.1]. В среднем на каждой трансформа-
ции теряется до 7 % передаваемой мощности. Работа трансформатора в режиме
холостого хода или близком к нему вызывает излишние потери электроэнергии
не только в самом трансформаторе, но и по всей системе электроснабжения (от
источника питания до самого трансформатора) из-за низкого коэффициента
мощности.
В целях экономии электроэнергии целесообразно отключать малозагру-
женные трансформаторы при сезонном снижении нагрузки. Подсчитано, что за
счет сезонного отключения трансформаторов на 35 и ПО кВ можно получить
экономию электроэнергии около 190 млн кВт ч в год в целом по стране [2.1].
Потери электроэнергии в трансформаторе равны
64
ДЭа.т = 2У’х7’„ + ДРкЛ23Гр,6, (2.21)
где Гп - годовое число часов работы трансформатора; Граб - годовое число часов
работы трансформатора с номинальной нагрузкой; при одной смене
Граб ~ 2400 ч, при двух - Граб = 5400 ч, при трех - Гра6 = 8400 ч; Д7\ - активные
потери холостого хода трансформатора при номинальном напряжении;
к, = ном - коэффициент загрузки трансформатора, - фактическая загруз-
ка трансформатора; ST. ном - номинальная мощность трансформатора.
На потери мощности при передаче электроэнергии влияют уровни на-
пряжения в электрических сетях.
Полный ток в ветви электрической сети предприятия в относительных
единицах к 7НОМ=РНОМ/ U„OM будет [2.6]
72*=[(Яо + Л17/п‘)7+^2], (2.22)
J2’ = [(Ло + А (Un') + tg<p 2[Ва + В, U„ + (В2 - C&)(Un')2]] / ( [/„•) 2, (2.23)
где Ао, А], Во, В\, В2 - коэффициенты групповых статических характеристик ак-
тивной и реактивной нагрузки потребителей; Cq„ - степень компенсации реак-
тивной мощности электропотребителя.
На характер изменения 72’ оказывает влияние вид статической ха-
рактеристики нагрузки, особенно по реактивной мощности, так как регули-
рующий эффект реактивной мощности больше, чем активной.
Для крутых статических характеристик 12* увеличивается, для средних
статических характеристик 72’ слабо увеличивается, для пологих статических
характеристик 72* слабо уменьшается. При увеличении напряжения на 1 % для
крутых статических характеристик I2' увеличивается на 4,6 %, для средних ста-
тических характеристик - на 1,5 %, для пологих статических характеристик
уменьшается на 1,25 %. Потери активной мощности в сети при протекании ак-
тивной мощности нагрузки в относительных единицах могут быть представле-
ны как
ЛГС*= Д7’НОМ’(РПНОМ)72* = (Р„.„ОМ)2ЛС72‘/ ( t/пном)2 = ^.аКс72‘, (2.24)
где К, а = К3 coscp - коэффициент загрузки трансформатора по активной мощно-
сти, К3 - по полной мощности; Vc - потери напряжения в активном сопротивле-
нии сети (в отн. ед. к 7/ном) при протекании мощности, равной номинальной
мощности трансформатора ST ном.
На рисунке 2.6 приведены графики функции АРС' =Д5т.н0М), при U„. = 1 и
U„ = 0,5. Как видно из графиков, при изменении 5тн0М от 250 кВ А до 2500 кВА
нагрузочные потери активной мощности ДРС при 17„«=1 изменяются от 0,043 до
0,037, а при U„ = 0,5 - от 0,048 до 0,041. Следовательно, влияние изменения
напряжения на потери активной мощности находятся в пределах долей процен-
та от величины мощности, потребляемой от источника питания.
65
В работе [2.7] выведены аналитические выражения для относительных
величин изменения потерь активной мощности и ее суммарного потребления
при изменении отпаек РПН или ПБВ понижающих трансформаторов. Эквива-
лентная схема системы электроснабжения приведена на рисунке 2.7.
Uc(t)
Рисунок 2.6 - Зависимость нагрузочных потерь активной мощности
в сети Л/’с^Хй.ком)
НН
РПН - трансформатор с регулированием под напряжением; ПБВ- трансформа-
тор с регулированием без возбуждения
Рисунок 2.7- Эквивалентная расчетная схема системы электроснабжения
Для нагрузочных потерь мощности в системе электроснабжения:
66
АР = (Р2 + e2)W и1 = [Р?(1 + KPy8UPm)2 +
+ &Л 1 + K&US Е7рпн)2] R^l Uo\ 1 + 8 С7рпн)2, (2.25)
где суммарное сопротивление цепи питания до шин нагрузки.
При изменении напряжения на 8 Прпн потери мощности в питающей сети
изменяются на величину А(АР):
Д(ДР) = 2Ро2АС7РПн [(АГр.и- 1) + tg<p}(KQy- 1)] W U2, (2.26)
где Кру, KQ'U- коэффициенты, отражающие регулирующий эффект нагрузки.
Положив в формуле (2.26) КРу = 0 и KQy = 0, получена известная фор-
мула
А(АР) = -2<Шрпн АР0, (2.27)
где АР0 - потери мощности в исходном режиме.
Согласно формуле (2.27), при увеличении напряжения на 5Прпн = 1 %, по-
тери уменьшаются на 2 %.
Выбор параметров электроприводов, состоящих из электродвигателей
и механически соединенных с ними по валу исполнительных механизмов типа
насосов, вентиляторов, транспортеров и т.д. осуществляется обычно на стадии
проектирования, и на практике не всегда обеспечивается работа электропри-
водов с запроектированным наибольшим КПД вследствие дискретности шка-
лы мощностей электродвигателей и приводимых механизмов, отклонений ре-
альных параметров нагрузки от расчетных. Результирующие КПД могут быть
снижены на десятки процентов и в тех случаях, когда нагрузка резко изменя-
ется во времени, что характерно, например, для насосных агрегатов, работаю-
щих по технологическим причинам с переменными расходами и поддержи-
ваемыми напорами.
Известны подходы, связанные с заменой электродвигателей или привод-
ных механизмов, если они не соответствуют реальной производительности
агрегатов. Также часто обращаются к идее регулирования частоты вращения
электродвигателей для более экономичного использования энергии в электро-
приводах. Известно большое количество выполненных технико-
экономических обоснований эффективности применения частотно-
регулируемого электропривода взамен синхронного и асинхронного, а также
примеры успешного внедрения этого технического решения.
Есть и другой подход к реконструкции электроприводов. Заметный ре-
зерв энергосбережения в электроприводе возможен при обоснованной замене
электродвигателей с насосными агрегатами (вентиляторами) на другие, более
экономичные агрегаты. Работы ряда научно - исследовательских и проектных
организаций по модернизации существующего электропривода на ряде произ-
водств свидетельствуют о вероятности существования ситуаций, когда рас-
ходные и напорные характеристики спроектированных несколько десятилетий
тому назад насосов и вентиляторов не соответствуют сложившимся на на-
67
стоящем этапе технологическим требованиям. При замене привода, в ряде слу-
чаев, возможно снижение уровней потребления электроэнергии, благодаря
чему капитальные затраты окупятся за 1 - 3 года.
2.10 Основные принципы энергоаудита
Энергообеспечение общества сопряжено с огромными финансовыми, ма-
териальными и трудовыми затратами. Добыча, производство, транспорт и по-
требление топливно-энергетических ресурсов оказывает все более негативное
воздействие на окружающую среду. Поэтому в современных условиях рацио-
нальное использование и экономия энергии (энергосбережение) становится од-
ним из важнейших факторов экономического роста и социального развития, по-
зволяя при тех же уровнях энергообеспечения национального хозяйства на-
правлять высвобождающиеся значительные ресурсы на другие цели - рост про-
изводительности труда и доходов населения, развитие социальной инфраструк-
туры, увеличение производства товаров и услуг и т.п.
В нашей стране энергосбережение относится к важнейшим приоритетам
энергетической политики, разработка которой завершилась к середине 90-х го-
дов прошлого века. В мае 1995 г. Указом президента Российской Федерации
были утверждены «Основные направления энергетической политики Россий-
ской Федерации на период до 2010 года», а постановлением Правительства
№ 1006 от 13. 10. 95 г. были одобрены основные положения экономической
стратегии России.
Энергетический аудит — это технико-экономическое инспектирование
систем энергогенерирования и энергопотребления предприятия с целью опре-
деления возможностей экономии затрат на потребляемые топливно-
энергетические ресурсы (ТЭР), разработки технических, организационных и
экономических мероприятий, помогающих предприятию достичь реальной
экономии денежных средств и энергоресурсов. Экономия достигается путем
выявления и устранения недопустимых потерь энергии, внедрение более эко-
номичных схем и процессов, адаптирующихся к меняющимся условиям рабо-
ты, использования постоянно действующей системы учета расхода и анализа
энергопотребления, позволяющих постоянно контролировать эффективность
использования энергоресурсов (системы энергетического менеджмента), а так-
же системы организационных и экономических мер, стимулирующих эконо-
мию ТЭР [2.13].
Задачи энерго аудита:
1) выявить источники нерациональных энергозатрат и неоправданных по-
терь энергии;
2) разработать на основе технико-экономического анализа рекомендации
по ликвидации, предложить программу по экономии энергоресурсов и рацио-
нальному энергопользованию, предложить очередность реализации предлагае-
мых мероприятий с учетом объемов затрат и сроков окупаемости.
68
В настоящее время в России практически сформирована правовая база
для выполнения энергетических обследований предприятий на основе следую-
щих документов:
1) Указ Президента РФ от 7 мая 1995 г., № 472 «Об основных направле-
ниях энергетической политики и структурной перестройки топливно-
энергетического комплекса Российской Федерации на период до 2010 года»;
2) Постановление Правительства РФ «О федеральной целевой программе
«Энергосбережение России» на 1998-2005 годы» от 24 января 1998 г., № 80;
3) Постановление Правительства РФ «О неотложных мерах по энергосбе-
режению» от 2 ноября 1995 г., № 1087;
4) Постановление Правительства РФ от 12 августа 1998 г., № 938 «О го-
сударственном энергетическом надзоре в Российской Федерации»;
5) Постановление Правительства РФ от 15 июня 1998 г., № 588 «О допол-
нительных мерах по стимулированию энергосбережения в России»;
6) Федеральная целевая программа «Энергосбережение России» - основа
энергосберегающей политики государства в регионах и отраслях экономики на
1998 - 2005 гг., Минтопэнерго РФ, 1998 г.;
7) Федеральный закон «Об энергосбережении» от 03.04.1996 г., № 23-ФЗ;
8) Положение о проведении энергетических обследований предприятий.
Минтопэнерго, 1998 г.
Организация проведения энергоаудита. Общее руководство и коорди-
нацию работ по проведению энергоаудита потребителей ТЭР осуществляет
территориальное управление Госэнергонадзора. Организация и проведение ра-
бот по энергоаудиту на обследуемом предприятии проводится в четыре этапа:
Этап 1. Предварительный контакт с руководителем. Ознакомление с
основными потребителями, производственными процессами и линиями, общим
построением системы энергоснабжения. Заключение общего договора на по-
следующую деятельность.
Этап 2. Первичный, экспресс-энергоаудит. Составление карты потребле-
ния ТЭР. Оценка возможностей экономии ТЭР. Выявление и локализация сис-
тем и установок, имеющих большой потенциал для энергосбережения. Заклю-
чение договора на проведение полного энергоаудита.
Этап 3. Полный энергоаудит. Оценка экономии энергии и экономиче-
ских преимуществ от внедрения различных предлагаемых мероприятий. Выбор
конкретной программы по энергосбережению с выделением первоочередных,
наиболее эффективных и быстро окупаемых мероприятий. Составление энерге-
тического паспорта (обязательно для организаций, финансируемых из бюдже-
та). Составление и представление руководству предприятия отчета и энергети-
ческого паспорта по результатам проведения энергетического аудита. Согласо-
вание их с органами Госэнергонадзора, если в этом есть необходимость. При-
нятие руководством предприятия решения о реализации программы
энергосбережения, составленной по результатам полного энергоаудита.
Этап 4. Мониторинг. Организация на предприятии системы энергетиче-
ского менеджмента, как системы постоянно действующего учета и анализа эф-
фективности расхода энергоресурсов. Продолжение деятельности, дополни-
69
тельное обследование, дополнение программы реализации мер по энергосбере-
жению, изучение достигнутых результатов. Заключение договора на монито-
ринг программы энергосбережения.
Энергоаудит системы электроснабжения н электропотребления. Как
правило, на промышленных предприятиях ведется постоянный учет расхода
электроэнергии, оборудован ее входной коммерческий учет, на распредели-
тельных устройствах для крупных внутренних потребителей установлены элек-
тросчетчики. Система электроснабжения проектируется в соответствии с тре-
бованиями и нормами ПУЭ, ПТЭЭП. В процессе проектирования закладывают-
ся условия энергетической экономичности. Мощности используемого электро-
оборудования (трансформаторы, электродвигатели, электротехнологические
установки) соответствуют производственным мощностям предприятия. Поэто-
му при полной загрузке технологических установок и производств электриче-
ские потери в системе электроснабжения не превышают паспортных значений
используемого электрооборудования.
Экономические реформы в России, связанные с переходом на рыночные
отношения, привели к сокращению объемов выпуска продукции на многих
предприятиях России. В результате оказалось, что системы энергоснабжения, в
том числе и системы электроснабжения, эксплуатируются не в номинальных
режимах, энергетическое и электрооборудование недогружено. В системе элек-
троснабжения это приводит к увеличению доли потерь в трансформаторах и
электродвигателях, к снижению cos(p в электрических сетях предприятий. В
сторону увеличения изменились тарифы и цены на электроэнергию. Все это от-
разилось на энергоемкости выпускаемой продукции, которая постоянно растет,
и привело к переоценке экономичности реализованных схем электроснабжения.
Задачей энергоаудита является анализ режимов эксплуатации электро-
оборудования при снижении загрузки производственных мощностей и выдача
рекомендаций по его эксплуатации в новых экономических условиях.
Основную долю в увеличении электрических потерь и в снижении соз<р
дают трансформаторы, синхронные и асинхронные двигатели. Поэтому в про-
цессе энергоаудита в первую очередь определяется степень загрузки и произво-
дится расчет потерь в данных видах электрооборудования.
Многие крупные предприятия разрабатывают и реализуют собственные
программы «Энергосбережение» [2.14]. Для методического управления элек-
тропотреблением разрабатываются модели потребления электроэнергии для
всех нормируемых видов продукции и предприятия в целом в зависимости от
объемов производства. Проводится работа по изучению зависимости электро-
потребления от производственных и технологических факторов. Конечная ее
цель - создание математической модели электропотребления.
Основой математической модели электропотребления на предприятия яв-
ляется метод сквозного энергетического анализа. Базовым в данном методе яв-
ляется понятие чистого энергопотребления, которое определяется как разница
между теплотворной способностью (энергонасыщенностью) покупаемых энер-
горесурсов, сырья и продаваемых (реализуемых на сторону) энергоресурсов.
70
Чистое энергопотребление, отнесенное к объему произведенной продук-
ции, определяет ее удельную энергоемкость.
На каждом предприятии составляется энергетический баланс в соответст-
вии с ГОСТ 27322-87, с помощью которого производится сопоставление при-
хода и расхода энергоресурсов, в том числе и электроэнергии [2.13,2.15]. Энер-
гетический баланс сначала составляется в материальной форме по каждому ис-
пользуемому энергоресурсу, в том числе и по электроэнергии, а затем - в ус-
ловном топливе. В расходной части энергетического баланса указываются тех-
нологические установки и производства, другие потребители энергоресурсов на
предприятии. Анализ расходной части способствует выявлению центров потерь
и выработке мер по их уменьшению.
Техническое обеспечение энергоаудита. Энергоаудит в части инстру-
ментального обследования должен проводиться с помощью стационарных и
портативных приборов и оборудования. Приборы, с помощью которых прово-
дится энергоаудит, должны иметь сертификат Госстандарта РФ.
К стационарным приборам и оборудованию, используемому для энерго-
аудита, относятся приборы коммерческого учета энергоресурсов, контрольно-
измерительная и регулирующая аппаратура, приборы климатического наблю-
дения и другое оборудование, установленное на объекте энергоаудита. Все из-
мерительные приборы должны быть соответствующим образом поверены.
Портативные приборы могут быть собственностью энергоаудитора, об-
следуемого предприятия или взяты во временное пользование. Приборы долж-
ны иметь сертификат Госстандарта РФ, содержаться в рабочем состоянии и
быть поверенными в установленном порядке. Минимальный и рекомендуемый
состав портативных приборов указан в настоящем разделе.
Помимо вывода показаний на дисплей или шкалу, приборы должны
иметь стандартный аналоговый или цифровой выход для подключения к реги-
стрирующим устройствам, компьютерам и другим внешним устройствам. Все
приборы должны быть компактными и иметь небольшой вес, позволяющий
проводить обслуживание на объекте одним человеком.
Для проведения энергоаудита в состав портативной измерительной лабо-
ратории должны, как минимум, входить следующие приборы:
- ультразвуковой расходомер жидкости (накладной), позволяющий про-
водить измерения скорости, расхода и количества жидкости, протекающей в
трубопроводе без нарушения его целостности и снятия давления;
- электрохимический газоанализатор, определяющий содержание кисло-
рода, окиси углерода, температуру продуктов сгорания;
- электроанализатор, измеряющий и регистрирующий токи и напряжения
в 3 фазах, активную и реактивную мощности, потребленную активную и реак-
тивную электроэнергию;
- бесконтактный (инфракрасный) термометр;
- набор термометров с различными датчиками;
- люксметр;
- анемометр;
71
- гигрометр;
- накопитель данных для записи переменных сигналов.
2.11 Оценка экономической эффективности энергосберегающих
мероприятий
Главная задача эксплуатации электрохозяйства промышленных предпри-
ятий состоит в организации такого обслуживания электрических сетей и элек-
трооборудования, при котором отсутствуют производственные простои из-за
неисправности электроустановок, поддерживается надлежащее качество элек-
троэнергии и сохраняются паспортные параметры электрооборудования в тече-
ние максимального времени при минимальном расходе электрической энергии
и материалов.
Основные мероприятия по экономии электроэнергии на промышленных
предприятиях и ее возможное значение в процентах приведено ниже.
Объекты и наименования мероприятий, достигаемая экономия, %
Металлообработка
Внедрение скоростного фрезирования, сверления и шлифования 25-30
Замена строгания фрезерованием до 40
Уменьшение припусков на заготовках металлоконструкций до 50
Высадка деталей вместо их обработки на металлорежущих станках до 50
Замена подшипников скольжения на подшипники качения до 12
Своевременная смазка производственных машин до 10
Своевременная замена инструмента на металлорежущих станках до 30
Электропечи
Увеличение массы садки 5-10
Качественная подготовка шихты 5-15
Предварительный подогрев шихты до 600 - 700 °C 15-20
Применение оптимальной схемы короткой сети 1,4-1,5
Окраска кожуха печи снаружи алюминиевой краской 2-5
Уменьшение потерь тепла с отходящими газами 3 -6
Сокращение простоев печи 7-8
Плавка в печах с кислой футеровкой 15-20
Применение кислорода 5-15
Сокращение периода плавки в печах с основной футеровкой 80 кВт•ч/т
Внедрение автоматического управления передвижением электродов 8-10
Электропечи сопротивления
Улучшение тепловой изоляции 20-25
Применение предварительного подогрева изделий 25-40
Автоматизация управления режимом печей 10-20
Сокращение длительности технологического процесса 5-10
Применение индукционного нагрева:
а) при частоте 50 - 10000 Гц в 2 раза
б) при частоте свыше 10000 Гц в 3 раза
72
Компрессорные установки
Внедрение прямоточных клапанов в поршневых компрессорах 7-10
Резонансный наддув поршневых компрессоров 3-5
Замена сжатого воздуха при выбивке опок другими энергоносителями в 15 раз
Замена пескоструйной очистки литья на дробеструйное в 4 раза
Замена пневмоинструмента электроинструментом 7-10
Замена сжатого воздуха вентиляторным дутьем в 1,5 раза
Насосные установки
Уменьшение сопротивления трубопроводов 3-7
Внедрение оборотного водоснабжения 15-20
Вентиляционные установки
Применение многоскоростных электродвигателей вместо
регулирования шиберами в напорной линии 20 - 30
Регулирование вытяжной вентиляции шиберами на рабочих
местах, вместо регулирования на нагнетание до 10
Применение «Эконовентов» и других теплообменных аппаратов,
использующих низкопотенциальное тепло до 30
Блокировка вентиляторов тепловых завес с воротами до 20
Блокировка индивидуальных вытяжных систем до 25
Осветительные установки
Правильный выбор типа ламп и светильников 3-25
Своевременное выключение источников света в светлую часть суток 10-20
Своевременная чистка светильников 10-30
Поддержание номинального уровня напряжения в осветительной сети 2-5
Электросети
Включение под нагрузку резервных линий электропередачи в 2 раза
Установка ограничителей холостого хода рабочих машин 5-12
Замена электродвигателей с нагрузкой до 45 % от номинальной, на
электродвигатели меньшей мощности 3-10
Электросварочные установки
Замена ручной сварки на автоматизированную сварку в 2 раза
Правильный выбор марки электродов 8—12
Устранение холостого хода сварочных агрегатов до 15
Все мероприятий по снижению потерь электроэнергии можно разделить на
три группы (рисунок 2.8): 1) организационные, к которым относятся мероприя-
тия по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических
сетей и оптимизации их схем и режимов (практически беззатратные мероприя-
тия); 2) технические, к которым относятся мероприятия по реконструкции, мо-
дернизации и строительству сетей (мероприятия, требующие дополнительных
капиталовложений); 3) мероприятия по совершенствованию учета электро-
энергии, которые могут быть как практически беззатратными, так и требующи-
ми дополнительных затрат (при организации новых точек учета). Эти меро-
приятия не снижают физически существующих потерь электроэнергии, однако
они упорядочивают учет, уточняют исходную информацию, делая более эф-
73
фективными организационные и технические мероприятия, и в ряде случаев
снижают коммерческие потери, приводя к снижению и отчетных потерь.
Рисунок 2.8 - Структура мероприятий по повышению экономичности
работы энергосистем
Технике - экономические расчеты выполняются в соответствии с «Типо-
вой методикой определения экономической эффективности капитальных вло-
жений» [2.4].
За основу расчета удобнее принять срок окупаемости капитальных вло-
жений
Т=К1(И{-И2),
(2.28)
74
где К - капитальные вложения, необходимые для осуществления мероприятия
по снижению потерь энергии, руб.;
И\ - текущие ежегодные затраты до осуществления мероприятия, руб.;
Иг - то же после осуществления мероприятия, руб.;
(И) - И2) - ожидаемая экономия ежегодных затрат, получаемая в результа-
те осуществления мероприятия, руб.
Чаще в расчетах пользуются не сроком окупаемости, а коэффициентом
эффективности капитальных вложений - величиной, обратной сроку окупаемо-
сти
р=1/Т. (2.29)
Коэффициент эффективности капитальных вложений показывает долю
экономии, полученной в результате осуществления мероприятия на 1 руб. ка-
питаловложений.
Для энергетики принят нормативный коэффициент эффективности капи-
тальных вложений р = 0,12. Если в результате расчета будет получен коэффи-
циент эффективности больше чем р = 0,12, то осуществление запланированного
мероприятия экономически оправдано, а капиталовложения, использованные
для его осуществления, окупаются получаемой экономией ежегодных затрат в
сроки окупаемости ниже нормативного срока. Если расчет покажет, что коэф-
фициент эффективности ниже нормативного, то это значит, что необходимые
капиталовложения могут окупиться в срок, больше нормативного, и это меро-
приятие экономически не оправдано.
Текущие затраты включают отчисления на амортизацию, расходы на
обслуживание и оплату потребляемой электроэнергии.
Расходы на обслуживание и текущий ремонт (эксплуатационные расхо-
ды) принимаются по данным того предприятия, где намечается проведение ме-
роприятия по снижению потерь.
Осуществление мероприятий по снижению потерь электроэнергии (по
экономии электроэнергии) в большинстве случаев не влияет или влияет в не-
значительной степени на изменение амортизационных отчислений и эксплуата-
ционных расходов. Поэтому коэффициент можно определять исходя из сниже-
ния стоимости потребляемой электроэнергии, т.е. исходя из ожидаемой эконо-
мии электроэнергии
p = (C2-C,)/tf, (2.30)
где С2 - стоимость электроэнергии, потребляемой в год на данной технологиче-
ской операции до осуществления мероприятия по экономии энергии, руб.;
С|- то же после осуществления мероприятия по экономии энергии, руб.;
Уровень денежных потоков, связанных с энергосберегающими мероприя-
тиями, несопоставим с денежными потоками самого производства. Поэтому це-
лесообразно исследовать не абсолютные объемы денежных потоков, а их изме-
нение после проведения всех мероприятий. В анализ включаются только такие
75
денежные потоки, которые изменятся в случае принятия или отклонения рас-
сматриваемого проекта. Этот принцип называется причинной обусловленно-
стью. Объектом анализа являются изменения денежных потоков, вызванные
внедрением проекта.
Прирост прибыли за счет внедрения энергосберегающего мероприя-
тия [2.18]
Л 77 = \Qpl + \H„ (2.31)
где Д Q ре - прирост (изменение) объема реализованной продукции (например,
при внедрении мероприятий, приводящих к снижению потерь в электрических
или тепловых сетях энергосистем, где электроэнергия и теплота являются ос-
новной продукцией);
Д Q р[ - изменение ежегодных издержек (экономия издержек со знаком
« + », увеличение со знаком «-»)
Л И, = Z Э, Ц - Ит - Иж, (2.32)
где Э, Ц. - объем и цена 7-го сэкономленного энергоресурса;
Ит - амортизационные отчисления по внедряемому проекту;
Иэкс - издержки, связанные с эксплуатацией проекта
Mm=NmK, (2.33)
где К - капиталовложения в рассматриваемые энергосберегающие мероприя-
тия, руб.;
Мш - норма амортизации, доли ед.
Контрольные вопросы к главе 2
1 Какие расчеты выполняются при технико-экономическом обосно-
вании проекта системы электроснабжения?
2 В какой последовательности производится выбор оптимальных па-
раметров системы электроснабжения?
3 Перечислите показатели качества электроэнергии.
4 Какие методы оценки экономической эффективности называются
простыми (статическими)?
5 Какие методы оценки экономической эффективности называются
методами дисконтирования (интегральными)?
6 Как регулируется активная и реактивная мощность в сети
электроснабжения?
7 Назовите мероприятия по снижению потерь электроэнергии в заво-
76
дских сетях.
8 Какие мероприятия по снижению потерь электроэнергии относятся
к организационным?
9 Какие задачи решает КРМ?
10 Каковы недостатки конденсаторных батарей?
11 Перечислите основные требования электроснабжающей организа-
ции по потреблению и генерации реактивной мощности.
12 Перечислите технические мероприятия по энергосбережению.
13 Как добиться экономии электроэнергии в трансформаторах?
14 Каковы основные этапы энергоаудита?
15 Какие приборы должны входить в состав портативной измеритель-
ной лаборатории энергоаудитора?
16 Что такое коэффициент эффективности капитальных вложений?
17 Как определяется прирост прибыли за счет внедрения энергосбере-
гающего мероприятия?
Библиографический список к главе 2
2.1 Киреева Э. А., Юнее Т., Айюби М. Автоматизация и экономия элек-
троэнергии в системах промышленного электроснабжения. - М.: Энергоатом-
издат, 1998. - 320 с.
2.2 Железко Ю. .С., Артемьев А. В., Савченко О. В. Расчет технологиче-
ских потерь электроэнергии в электрических сетях // Энергетик. - 2003. - № 2.
2.3 Инструкция по нормированию расхода электроэнергии на собствен-
ные нужды подстанций 35 - 500 кВ. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1981.
2.4 Копытов Ю. В., Чуланов Б. А. Экономия электроэнергии в промыш-
ленности. М.: Энергоатомиздат, 1982. - 112 с.
2.5 Филатов А.А. Оперативное обслуживание электрических подстанций.
М.: Энергия, 1980.
2.6 Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов. - М.: Изд - во «Мастер-
ство», 2002. - 320 с.
2.7 Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб, по-
собие для электроэнерг. спец, вузов / В.В. Ежков, Г.К. Зарудский, Э.Н. Зуев и
др.; Под ред. В.А. Строева. - М.: Высшая школа, 1999. — 352 с.
2.8 Князевский Б. А., Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных
предприятий. - М.: Высшая школа, 1979.
2.9 Идельчик В. И. Электрические сети и системы. - М.: Энергоатомиздат,
1989.-592 с.
2.10 Михайлов С. А. Государственная политика энергосбережения: дос-
тигнутые результаты и насущные задачи // Энергетик. - 2003. - № 3.
2.11 Железко Ю. С., Артемьев А. В. О новых правилах оплаты за реак-
тивную энергию, потребляемую и генерируемую потребителями // Энергетик. -
77
1993.-№3.
2.12 ГОСТ 13109 - 97. Электрическая энергия. Совместимость техниче-
ских средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в сис-
темах электроснабжения общего назначения. - М.: Изд - во стандартов, 1997.
2.13 Энергоаудит промышленных и коммунальных предприятий: Учеб,
пособие / Б. П. Варнавский, А. И. Колесников, М. Н. Федоров. - М.: Ассоциа-
ция энергоменеджеров, 2001. - 214 с.
2.14 Копцев Л. А., Зуевский В. В. О влиянии тарифов на электроэнергию
на энергоемскость продукции металлургических предприятий // Промышленная
энергетика. - 2004 - № 2.
2.15 Литвак В. В., Маркман Г. 3., Яворский М. И. Энергофинансовый ба-
ланс предприятия // Промышленная энергетика. - 2004. - № 5.
2.16 Афанасьева Е.И., Тульчин И.К. Снижение расхода электроэнергии в
электроустановках зданий. - М.: Энергоатомиздат, 1987.-224 с.
2.17 Бакис К.Я. Эффективность автоматизации производства: методиче-
ские вопросы планирования, оценки, анализа. - М.: Экономика, 1982. - 104 с.
2.18 Кожевников Н.Н., Чинакаева М.С., Чернова Е.В. Практические ре-
комендации по использованию методов оценки экономической эффективности
инвестиций в энергосбережение. - М.: Изд - во МЭИ, 2000. - 130 с.
2.19 Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю. Монтаж, эксплуатация и ремонт элек-
трооборудования промышленных предприятий и установок. - М.: Высшая
школа, 2003. - 462 с.
2.20 Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электро-
энергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. - М.:
Энергоатомиздат, 1989. - 176 с.
78
ГЛАВА 3. УНИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И СЕТЕЙ
НА ОСНОВЕ СТРУКТУРНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ И СТОИМОСТНЫХ
ОГРАНИЧЕНИЙ
3.1 Структура установленного и ремонтируемого оборудования.
Ранговые и видовые распределения
В системе электроснабжения промышленных предприятий используется
большое количество электрооборудования различного назначения. К ним отно-
сятся силовые трансформаторы, электродвигатели, электротехнологические ус-
тановки, комплектные распределительные устройства, электрические аппараты,
силовые кабели и шинопроводы, аппаратура систем релейной защиты и автома-
тики. Они различаются между собой назначением, выполняемыми функциями,
принципом действия, эксплуатационными электрическими параметрами (номи-
нальные напряжения и токи, уставки и время срабатывания и др.).
В последние годы для математического описания структуры электропо-
требления и структуры установленного и ремонтируемого электрооборудова-
ния стали использовать статистические модели. Одни модели позволяют про-
водить анализ затрат электроэнергии на производство каждого вида выпускае-
мой продукции и прогнозировать расход электроэнергии на последующие пе-
риоды времени. На основании других моделей производится оптимальное пла-
нирование 1111ТОР, определяется оптимальный состав ремонтного и оператив-
но-ремонтного электротехнического персонала, оптимальная структура элек-
троремонтных цехов, оптимальные нормы складского резерва электроустано-
вок и нормы расхода комплектующих изделий и запасных частей.
Статистические модели представляют собой распределения по различным
признакам и их математическое описание.
Для моделирования структуры электропотребления предприятия исполь-
зуются ранговые распределения, а для моделирования структуры установлен-
ного и ремонтируемого электрооборудования - видовые распределения.
Ранговые распределении. К ранговым относятся такие распределения, в
которых основным признаком является электроемкость всех видов выпускае-
мой продукции [3.8].
Длительное время основным показателем электропотребления считался
удельный расход электроэнергии на производство единицы определенного вида
продукции. В условиях плановой экономики и стабильного производства дан-
ный показатель достаточно объективно отражал затраты электроэнергии в зави-
симости от объемов производства. Кроме этого, на основании усредненных
значений удельного расхода разрабатывались нормы расхода электроэнергии на
выполнение различных технологических операций, проводился анализ элек-
тропотребления за отчетное календарное время и выявлялись участки, где до-
пускался перерасход электроэнергии, проводилось планирование электропо-
требления отдельных предприятий на последующие годы.
В переходный период к рыночным отношениям и в условиях рыночной
экономики предприятия сами определяют номенклатуру и объемы выпуска
продукции в зависимости от конъюнктуры рынка. При этом нарушается ста-
79
бильность производства, постоянно изменяются выпускаемая продукция и сы-
рье, загрузка технологических установок и производств, отдельных видов тех-
нологического оборудования и агрегатов. В этих условиях рассчитать удельные
расходы электроэнергии на производство отдельных видов продукции практи-
чески невозможно. Нормы расхода электроэнергии уже не действуют, а один
или несколько приборов учета, измеряющие электрическую нагрузку предпри-
ятия, не могут служить инструментом для определения реальных удельных
расходов и оценки эффективности использования электроэнергии. В то же вре-
мя невозможно поставить электросчетчики на каждом электроприемнике.
Можно контролировать только параметры электропотребления электроемких
агрегатов, технологических установок и производств, затем соотносить их с
выработкой продукции. Но из-за нестабильности их работы определить реаль-
ные удельные расходы электроэнергии также невозможно.
Для переходного периода к рыночным отношениям и в условиях рыноч-
ной экономики необходим обобщенный показатель, который объективно свя-
зывает потребление электроэнергии с выпуском продукции. Таким обобщен-
ным показателем может служить электроемкость выпускаемой продукции [3.8].
Электроемкость базового вида продукции рассчитывается как отношение
годового электропотребления предприятия к объему выпуска данного вида
продукции. Размерность данного показателя - кВт-ч на единицу продукции, что
совпадает с размерностью удельного расхода, но эти величины имеют разный
физический смысл. Удельный расход — это количество электроэнергии, затра-
ченное на производство данного продукта. Электроемкость учитывает расход
электроэнергии не только непосредственно на стадии производства этого про-
дукта, но и на всех предыдущих стадиях, начиная от первичной переработки
исходного сырья, а также расход электроэнергии на вспомогательные произ-
водства и другие нужды. Поэтому значение электроемкости в несколько раз
превышает значение удельного расхода электроэнергии на соответствующий
вид продукции.
Распределение электроемкостей всех видов продукции, выпускаемых на
одном конкретном предприятии, относится к ранговому распределению. Пара-
метром рангового распределения является ранговый коэффициент. Можно по-
лучить кривые рангового распределения и определить ранговые коэффициенты
за периоды отчетного времени (по кварталам, полугодиям или по годам). Если с
течением времени ранговый коэффициент остается постоянным, то это означа-
ет, что структура выпускаемой продукции и структура электропотребления с
течением времени не изменяются. Возрастание рангового коэффициента пока-
зывает, что на предприятии с годами увеличивается разнообразие выпускаемой
продукции и разница в расходах электроэнергии на выпуск различных видов.
Видовые распределения. К видовым относятся распределения по груп-
пам установленного и ремонтируемого электрооборудования (назначение, кон-
струкция, принцип действия, род тока, тип, завод-изготовитель и т.п.) и по раз-
личным признакам внутри каждой группы электрооборудования (единичная
мощность, напряжение, рабочий ток, стоимость, эксплуатационные затраты и
ДР-) [3-9].
80
В качестве примера рассмотрим типовую систему электроснабжения
крупного промышленного предприятия, которая изображена на рисунке 1.1.
Перечень используемого электрооборудования, количество и его харак-
терные параметры приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Перечень электрооборудования типовой системы
электроснабжения крупного промышленного предприятия
Наименование Ед. изм. Кол. Общ. кол. ин, кВ Рн, кВт 4, кА
Выключатели вводные шт. 2 2 110 100000 0,63
Трансформаторы шт. 2 2 110/6/6 100000 0,63
Выключатели на выходе 6 кВ шт. 4 4 6 160000 16
Ячейки КРУ в П1П шт. 24 24 6 16000 1,6
Секционные выключатели шт. 4 4 6 160000 16
РТП шт. 10 10 6 16000 1,6
Вводные выключатели шт. 2 20 6 16000 1,6
Секционные выключатели шт. 1 10 6 16000 1,6
Ячейки КРУ в РТП шт. 25 250 6
Асинхронные двигатели шт. 1 10 6 1250 0,12
Асинхронные двигатели шт. 2 20 6 800 0,08
Асинхронные двигатели шт. 3 30 6 630 0,06
Асинхронные двигатели шт. 4 40 6 400 0,04
Синхронные двигатели шт. 1 10 6 2000 0,2
Синхронные двигатели шт. 2 20 6 1600 0,15
Синхронные двигатели шт. 3 30 6 1250 0,12
Синхронные двигатели шт. 4 40 6 1000 0,1
Электротехнологические установки шт. 2 20 6 400 0,04
Трансформаторы шт. 2 20 6/0,4 1600 0,15
Выключатели на выходе 0,4 кВ шт. 2 20 0,4 1600 2,4
Секционный выключатель шт. 1 10 0,4 1600 2,4
Секционный выключатель шт. 2 20 0,4 400 0,63
ЩСУ2,3 шт. 2 20 0,4 400 0,63
ЩСУ1,4 шт. 2 20 0,4 400 0,63
Выключатели на вводе ЩСУ шт. 2 40 0,4 400 0,63
Асинхронные двигатели шт. 1 40 0,4 160 0,23
Асинхронные двигатели шт. 2 80 0,4 90 0,13
Асинхронные двигатели шт. 3 120 0,4 55 0,08
Асинхронные двигатели шт. 4 160 0,4 22 0,03
Асинхронные двигатели шт. 5 200 0,4 7,5 0,01
Электротехнологические установки шт. 1 40 0,4 100 0,15
Осветительные установки шт. 1 40 0,4 40 0,06
АСУТП шт. 0,5 20 0,4 10 0,02
81
При этом по структуре и составу электрооборудования принимаем сле-
дующие основные допущения:
1) на каждом уровне все ветви схемы системы электроснабжения являют-
ся симметричными;
2) к распределительным шинам в 11111 присоединены 10 распределитель-
ных трансформаторных подстанций РТП;
3) к распределительным шинам напряжением б кВ в каждой РТП присое-
динены 10 асинхронных и 10 синхронных двигателей различной мощности, 2
электротехнологические установки и два трансформатора 6/0,4 кВ;
4) к распределительным шинам напряжением 0,4 кВ в каждой РТП при-
соединены 4 щита силового управления ЩСУ;
5) к распределительным шинам каждого ЩСУ присоединены 15 асин-
хронных двигателей различной мощности, одна электротехнологическая уста-
новка, одна осветительная установка и 0,5 АСУ ТП.
В реальных системах электроснабжения действующих предприятий со-
став, количество и мощности электроприемников могут отличаться от приня-
тых значений, но в целом эти различия несущественные.
На основании данных из таблицы 3.1 сформируем две выборки для полу-
чения видового распределения асинхронных двигателей по мощности и видово-
го распределения электрооборудования по назначению. Результаты выборки
приведены в таблицах 3.2 и 3.3.
Таблица 3.2 - Распределение асинхронных двигателей по мощности
Рн, кВт 7,5 22 55 90 160 400 630 800 1250
Количество 200 160 120 80 40 40 30 20 10
Таблица 3.3 - Распределение электрооборудования по назначению
Вид электрооборудования Коли- чество Вид электрооборудования Коли- чество
Асинхронные двигатели 700 Выключатели 6 кВ 24
КРУ в РТП 250 КРУ вГПП 24
Синхронные двигатели 100 Система автоматизации 20
Автоматические выключат. 90 Трансформаторы 6/0,4 кВ 20
Электротехнологические ус- тановки 60 РТП 10
ЩСУ 40 Выключатели 110 кВ 2
Осветительные установки 40 Трансформаторы 110/6/6 кВ 2
По данным из таблицы 3.2 можно построить график зависимости числа асин-
хронных двигателей от их мощности N = f (Рн), который изображен
на рисунке 3.1. Из графика следует, что распределение асинхронных двигате-
лей по мощности является гиперболическим. С увеличением мощности асин-
хронных двигателей их количество на предприятии уменьшается, так как в
большинстве случаев имеет место тенденция, что на любом предприятии число
82
машин и механизмов малой и средней мощности намного превышает количест-
во агрегатов большой мощности.
По данным из таблицы 3.3 также можно построить график зависимости
числа отдельных единиц электрооборудования от их вида, если все виды элек-
трооборудования расположить по убыванию их количества в системе электро-
снабжения предприятия. График изображен на рисунке 3.2. Из графика видно,
что полученное распределение также является гиперболическим. Одних единиц
электрооборудования очень много (например, асинхронные двигатели, ком-
плектные распределительные устройства КРУ напряжением 6 кВ в РТП или
синхронные двигатели). Другие виды электрооборудования используются в
системе электроснабжения в небольших количествах. Объясняется это тем, что
на любом предприятии система электроснабжения имеет древовидную разветв-
ленную структуру. На верхних уровнях электроснабжения электрооборудова-
ния мало (вводные выключатели 110 кВ и трансформаторы 110/6/6 кВ). По мере
снижения уровня электроснабжения увеличивается количество параллельных
ветвей, в результате чего происходит увеличение числа различных единиц
электрооборудования. Наибольшее количество электрооборудования, как пра-
вило, устанавливается в электрических сетях напряжением 0,4 кВ.
Мощность, кВт
Рисунок 3.1 - График распределения асинхронных двигателей по мощности
Количество единиц электрооборудования, N
Рисунок 3.2 - График распределения видов электрооборудования
АД
КРУ
РТП
СД
АВ
ЭТУ
ЩСУ
ОУ
вк
6 кВ
КРУ
ТПП
АСУ
Т 6/0,4
РТП
Т
110/6/6
ВК
110 кВ
к>
о о о
о о
Ci
О
О
700
— я
р. J г
п
с/
. •)
J
£8
84
Для планирования производства и определения годовой программы пред-
приятия необходимо иметь сведения о количестве, мощности, режимах и усло-
виях работы оборудования, которое установлено на обслуживаемых этим пред-
приятием производствах.
3 .2 Массовое и уникальное оборудование. Устойчивость структуры
электрооборудования
На рисунках 3.1 и 3.2 изображены графики распределения электрообору-
дования по двум признакам — по мощности и по назначению, которые были по-
строены на основании выборок из полного перечня электрооборудования, ис-
пользуемого в типовой схеме электроснабжения крупного предприятия. Анало-
гичным образом можно построить графики распределения электрооборудова-
ния и по другим признакам, например, по напряжению, по стоимости, по затра-
там на техническое обслуживание и ремонт и т.д. Все вновь полученные рас-
пределения также относятся к гиперболическим или Н-распределениям.
На основании анализа данных, приведенных в таблице 3.1, можно сделать
следующие выводы.
1 Общее количество единиц электрооборудования, используемого в типо-
вой схеме электроснабжения, изображенной на рисунке 1.1, равно А = 1396. Из
них количество единиц электрооборудования напряжением 0,4 кВ составляет
59,5 %, напряжением 6 кВ- 40,2 %, а напряжением 110 кВ - всего 0,3 %.
2 Количество синхронных двигателей равно Асд = 100, что составляет 7 %
от общего числа единиц электрооборудования.
3 Количество асинхронных двигателей равно Аад = 700, что составляет
около 50 % от общего числа единиц электрооборудования. Из них количество
асинхронных двигателей напряжением 0,4 кВ равно Л'ад о,4 = 600 или 43 %, а
напряжением 6 кВ Асд 6=100 или 7 % от общего числа единиц электрообору-
дования.
4 Количество силовых трансформаторов равно = 22, что составляет
1,6 % от общего числа единиц электрооборудования. Из них количество транс-
форматоров напряжением 110/6/6 кВ равно цо = 2 или 0,14 %, а количество
трансформаторов напряжением 6/0,4 кВ равно Арр 6 = 20, что составляет 1,46 %
от общего числа единиц электрооборудования.
5 Количество ячеек комплектных распределительных устройств КРУ на-
пряжением 6 кВ равно Акру = 274, что составляет 19,6 % от общего числа еди-
ниц электрооборудования. Из них количество ячеек КРУ, установленных в
ГПП, равно Акру гпп = 24 или 1,7 %, а количество ячеек КРУ в РТП равно
Акру РТП = 250 или 17,9 % от общего числа единиц электрооборудования.
6 Количество щитов силового управления ЩСУ напряжением 0,4 кВ рав-
но Ащсу = 40, что составляет 2,9 % от общего числа единиц электрооборудо-
85
вания. Каждый ЩСУ имеет 18 ячеек, общее их количество равно Уяч.щсу = 720
или 51,6 %.
Из краткого анализа количественного состава электрооборудования типо-
вой схемы электроснабжения следует, что одних видов электрооборудования
очень мало (единицы и доли процентов), других видов электрооборудования
достаточно много (десятки процентов).
В [3.9] указывается, что если численность отдельных видов электрообо-
рудования в системе электроснабжения не превышает 10 %, то такое электро-
оборудование является уникальным, а если численность электрооборудования
больше 10 %, то оно относится к массовым.
В типовой схеме электроснабжения, изображенной на рисунке 1.1, к уни-
кальному электрооборудованию относятся силовые трансформаторы, ячейки
КРУ в ГОП, синхронные двигатели, асинхронные двигатели напряжением 6 кВ,
щиты силового управления ЩСУ, электротехнологические и осветительные ус-
тановки, системы бесперебойного питания АСУ, выключатели напряжением
ПО и 6 кВ, автоматические выключатели напряжением 0,4 кВ, установленные
на выходе силовых трансформаторов 6/0,4 кВ, и секционные.
Остальные виды электрооборудования, в том числе и отдельные ячейки
ЩСУ, относятся к массовым, так как количество каждого них больше 10 %.
Кроме количественного, уникальное электрооборудование имеет и другие
характерные признаки:
1) большая единичная мощность, напряжение или рабочий ток;
2) сложная конструкция и большие габаритные размеры;
3) высокая стоимость.
Кроме этого, немаловажное значение для уникальности электрооборудо-
вания имеет его значимость или важность в технологическом или ином другом
производственном процессе. Например, на технологической установке имеется
один мощный поршневой или центробежный компрессор без резервирования
из-за его высокой стоимости. Электропривод данного механизма относится к
числу уникальных. На некоторых установках основой технологического про-
цесса является электронагревательная печь (например, печи отжига и формова-
ния ленты стекла в стекольном производстве), поэтому они также являются
уникальным электрооборудованием.
В годы плановой экономики во всех отраслях промышленности проводи-
лась техническая политика, направленная на унификацию оборудования и при-
боров, в том числе и электрооборудования. В результате на большинстве про-
мышленных предприятий доля массового электрооборудования была очень вы-
сокой по отношению к общему числу уникального электрооборудования. Это
было связано с тем, что затраты на техническое обслуживание и ремонт массо-
вого электрооборудования намного меньше, чем аналогичные затраты на уни-
кальное электрооборудование.
Широкому применению однотипного (или унифицированного) электро-
оборудования способствовало то обстоятельство, что в годы плановой эконо-
мики инвестиции на строительство всех предприятий, в том числе и крупных,
86
выделялись из государственного бюджета. На стадии проектирования для ниж-
них уровней системы электроснабжения закладывались однотипные виды элек-
трооборудования. Уникальные виды электрооборудования оставались только в
головной части системы электроснабжения.
В настоящее время строительство не только крупных, но и средних про-
мышленных предприятий не ведется ввиду отсутствия больших одноразовых
инвестиций. Производится только модернизация или реконструкция, а также
расширение действующих предприятий. В результате номенклатура электро-
оборудования становится все больше и больше, причем много электрооборудо-
вания, произведенного различными зарубежными фирмами. Поэтому в послед-
ние годы намечается тенденция к сокращению массового и увеличению доли
уникального электрооборудования по количественному признаку, что приводит
к увеличению затрат на техническое обслуживание и ремонт.
Устойчивость структуры электрооборудования характеризуется множест-
вом различных признаков. Основными из них являются место в системе элек-
троснабжения, назначение, реализуемые функции, тип или разнообразие, стои-
мость, электропотребление и кратность технического обслуживания и ремонта.
Практически на всех предприятиях устойчивость структуры электрообо-
рудования остается неизменной по таким признакам, как место в системе элек-
троснабжения, назначение и реализуемые функции. В годы плановой экономи-
ки долгое время устойчивость структуры электрооборудования сохранялась и
по признакам разнообразия, стоимости, электропотребления и кратности тех-
нического обслуживания и ремонта. Это объясняется тем, что предприятия ра-
ботали ритмично с полной нагрузкой, номенклатура и объемы выпускаемой
продукции долгие годы не изменялись, государство устанавливало и поддержи-
вало цены на электрооборудование, техническое обслуживание и ремонт на по-
стоянном уровне. Кроме этого, происходило очень медленное обновление
производимого электрооборудования.
В период перехода к рыночным отношениям и в условиях рыночной эко-
номики происходит постоянное изменение номенклатуры и объемов выпускае-
мой продукции, цены на электрооборудование и тарифы на электроэнергию
рыночные и тоже постоянно изменяются. Из-за хронической нехватки собст-
венных средств установленное электрооборудование не обновляется и стареет,
а если приобретается новое электрооборудование, то в большинстве случаев
импортное. В результате по таким признакам, как разнообразие, стоимость,
электропотребление и кратность технического обслуживания и ремонта, струк-
тура электрооборудования становится неустойчивой.
3.3 Оптимизация структуры при проектировании и реконструкции
объектов
Основными критериями оптимальности структуры электрооборудования
являются минимальные электрические потери, минимальные капитальные за-
траты на сооружение электроустановок, минимальное электропотребление и
минимальные эксплуатационные затраты.
87
Минимум электрических потерь достигается за счет внедрения следую-
щих мероприятий:
1) применение электрооборудования с высокими коэффициентами полез-
ного действия и мощности;
2) согласование мощности электрооборудования с мощностью и произво-
дительностью машин и механизмов, а также с электрическими нагрузками на
всех уровнях системы электроснабжения;
3) рациональная схема прокладки кабельных линий по территории пред-
приятия, чтобы их суммарная длина была минимальной;
4) применение глубокого ввода по линии подводимой электроэнергии, а
также в электрических сетях напряжением 6 кВ и 0,4 кВ;
5) компенсация реактивной мощности непосредственно у отдельных
элекгроприемников.
Минимум капитальных затрат на сооружение электроустановок обеспе-
чивается следующим образом:
1) применение электрооборудования более низкой стоимости;
2) сокращение до минимума числа единиц электрооборудования в систе-
ме электроснабжения за счет широкого применения многофункционального
электрооборудования, например, автоматических выключателей, с помощью
которых реализуются сразу три функции: надежный разрыв цепи, оперативное
управление и защитное отключение;
3) минимальное число трансформаций напряжения;
4) широкое применение комплектного электрооборудования в электриче-
ских сетях напряжением 6 кВ и 0,4 кВ;
5) применение однотипного электрооборудования на всех уровнях элек-
троснабжения.
Минимальное электропотребление достигается за счет снижения элек-
трических потерь в электрооборудовании до минимума и за счет возможности
обеспечения рациональных режимов их работы. Например, путем замены
обычного синхронного и асинхронного электропривода на частотно-регули-
руемый электропривод или путем установки в трансформаторных подстанциях
большего числа силовых трансформаторов с той же суммарной мощностью, а
также путем применения автоматических устройств регулирования компенса-
ции реактивной мощности в зависимости от ее потребления.
Минимум затрат на эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт
электрооборудования обеспечивается за счет увеличения межремонтного пе-
риода. Это достигается следующим образом:
1) применение электрооборудования с большим гарантийным сроком
безотказной работы;
2) полное исключение ненормальных режимов работы (перенапряжение,
перегрузки, соответствие фактических режимов работы электрооборудования
паспортным данным);
3) соответствие исполнения, степени и вида защиты электрооборудования
климатическим условиям и параметрам окружающей среды;
88
4) применение более совершенных и гибких систем релейной защиты и
автоматики на базе вычислительной техники;
5) применение электрооборудования со встроенными системами самоди-
агностики на базе вычислительной техники.
Из краткого обзора критериев оптимальности структуры электрооборудо-
вания следует, что некоторые из них являются противоречивыми. Например,
минимум капитальных затрат на сооружение электроустановок и одновременно
минимальное электропотребление и минимальные эксплуатационные расходы.
Чтобы обеспечить потребление активной и реактивной мощности в полном со-
ответствии с текущей нагрузкой технологического и производственного обору-
дования, необходимо применение дополнительного электрооборудования (пре-
образователей частоты, большего числа силовых трансформаторов, автомати-
ческих устройств регулировании компенсации реактивной мощности). Но это
увеличивает капитальные затраты.
С целью увеличения межремонтного периода требуется применять более
надежное электрооборудование, совершенные системы релейной защиты и ав-
томатики, встроенные системы самодиагностики на базе вычислительной тех-
ники. Но такое электрооборудование имеет и намного большую стоимость, что
опять же приводит к увеличению капитальных затрат.
Поэтому при оптимизации структуры электрооборудования при проекти-
ровании и реконструкции систем электроснабжения приходится решать много-
критериальные задачи оптимизации.
3.4 Эффективность управления структурой оборудования
Современное электрооборудование представляет собой сложные по кон-
струкции устройства, оснащенные вспомогательными механизмами и снабжен-
ные средствами контроля, измерений, релейной защиты и автоматики.
Трансформаторы. Экономически целесообразный режим работы транс-
форматоров определяет в зависимости от суммарной нагрузки число парал-
лельно включенных трансформаторов, обеспечивающих минимум потерь элек-
троэнергии в этих трансформаторах А Р-^ = min:
A P'zo = п (А Рх + ки п A Qx) + 1/п (А РК + ки. „ A Qx) к? (3.1)
где п - число включенных трансформаторов одинаковой мощности.
В условиях эксплуатации оптимальным коэффициентом загрузки транс-
форматора считают такой, который обеспечивает максимальный приведенный
КПД, т.е.
410 = ^Л/ДР; . (3.2)
Однако в условиях эксплуатации не всегда возможно регулировать на-
грузку трансформатора для получения оптимального коэффициента загрузки,
89
поскольку нагрузка зависит от условий технологического процесса производст-
ва.
При выборе оптимальной мощности трансформаторов, необходимо ис-
пользовать основной экономический критерий, а именно минимум приведен-
ных годовых затрат.
Применение этого критерия позволяет, учитывая эффективность капита-
ловложений в трансформаторы, с одной стороны, избежать излишних потерь
электроэнергии, а с другой — омертвления материальных ценностей и трудовых
затрат. При этом условия эксплуатации наивыгоднейшим образом сочетаются с
параметрами трансформаторов.
Приведенные затраты на один трансформатор в зависимости от нагрузки
определяются по выражению
3|Т = *ИА-+[ДР'Х + к\Ы\]Тас„ (3.3)
где ки = к3 + А'а - нормативный коэффициент;
k, - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений,
Л, = 0,15;
кг - нормативный коэффициент амортизационных отчислений, k,d = 0,06;
К - единовременные капитальные вложения в один трансформатор;
сэ - стоимость (тариф) 1 кВт-ч электроэнергии.
С целью сопоставления трансформаторов различной мощности можно
использовать удельные приведенные затраты, т.е. приведенные затраты, отне-
сенные к передаваемой мощности S'.
з1т = 3lT/S = ки К/S + [Д Рх + (5 / ST. ком)2 Д P'j Та сэ / S. (3.4)
На основании выражения (3.4) получен оптимальный соответствую-
щий минимуму приведенных затрат:
К м. 3 = ^ДР'х/ДЛ + ^н^/сэГпдЛ . (3.5)
Кабельные сети. Экономия электроэнергии в сети при переводе ее на бо-
лее высокое напряжение, кВт-ч,
ДЭ = 0,003 plctp(I2tf si). (3.6)
где I с - длина участка сети, на котором производится повышение номинального
напряжения, м;
Ц и Л - средние значения токов в каждом проводе сети соответственно при
НН и ВН, А;
Ji и 6'2 - сечения проводов сети при НН и ВН, мм2 (при проведении меро-
приятий без замены проводов s/ = si);
t р - расчетный период времени, ч.
90
При проведении реконструкции сетей (замене сечения проводов, их мате-
риала, сокращения длины без изменения напряжения) экономия электроэнер-
гии, кВт ч, составит
А Э = 0,003 12(р{ /, A,-P2l2/s2)tp, (3.7)
где I - среднеквадратичное значение тока нагрузки одной фазы, А;
l\, р\, s\ и 1Ъ ръ ^2 - длина, м, удельное сопротивление материала, Ом-мм2/м,
сечение, мм2, данного участка сети до и после реконструкции соответственно.
Электродвигатели. При нагрузке электродвигателя в пределах 45 - 70 %
номинальной мощности целесообразность его замены двигателем меньшей
мощности должна быть обоснована. С этой целью определяют суммарные по-
тери активной мощности в системе электроснабжения и в электродвигателе до
замены А Р^ и после замены А Ра двигателя. Если окажется, что A Ей < А Ра,
то такая замена целесообразна:
др2=[ех(1-^)+^0д.НомКп + дл + *2зДр1Н, (з.8)
где Q, = 'J 3 t/д [|ом /х — реактивная мощность, потребляемая электродвигателем
из сети при холостом ходе, кедр;
I х - ток холостого хода двигателя, А;
„ом - номинальное напряжение двигателя, В;
fc, = Е / ЕЛ ном — коэффициент загрузки двигателя;
Р - средняя нагрузка двигателя, кВт’,
Рц. ном - номинальная мощность двигателя, кВт',
Qu ном = (Ед ном / ) tg ^ном - реактивная мощность двигателя при номи-
нальной нагрузке, квар;
- КПД двигателя при полной нагрузке;
tg <Рноы - номинальный коэффициент реактивной мощности двигателя;
ка п - коэффициент изменения потерь, кВт / квар-,
f\Pr. - Рд. „ом ( 1 - Рд / >/д ) ’ (у / 1 + у) - потери активной мощности при холо-
стом ходе двигателя, кВт-,
Л Pa ,i = Рд. ном (1 - 7д / 7д) ‘ (311 + у) - прирост активной мощности в дви-
гателе при 100 %-ной нагрузке, кВт-,
у = & Рк/Л Р^н- расчетный коэффициент, зависящий от конструкции дви-
гателя и определяемый из выражения: у = А Ех % / (1 - рд %) - А Ех %;
А Ех % - потери холостого хода активной мощности, потребляемой двига-
телем при загрузке 100 % (в процентах).
АЭ=АЕГ, (3.9)
где Т- время работы, час.
Проблемы, связанные с заменой малозагруженных двигателей двигателя-
ми меньшей мощности, возникают в условиях эксплуатации на промышленных
предприятиях при выборе рационального режима работы агрегатов и установок
91
(например, насосов водоснабжения и канализации) и создании систем регули-
рования с целью экономии электроэнергии при резко изменяющемся графике
нагрузки. В таких случаях появляется необходимость замены: например, вместо
двух двигателей одинаковой большой номинальной мощности установить один
двигатель большой, а второй - малой номинальной мощности и варьировать
этими мощностями в зависимости от графика нагрузки. Целесообразность та-
кой замены следует подтвердить технико-экономическими расчетами.
Стоимость сэкономленной электроэнергии равна
С = АЭ7/, (3.10)
гдеЦ- цена 1 кВт-ч электроэнергии.
Экономический годовой эффект составит
Э = С-3, (3.11)
где 3 - затраты на приобретение оборудования, выполнение строительно-
монтажных работ и наладок оборудования.
Срок окупаемости
Тж = 3/Э. (3.12)
Осветительные установки. Одной из важных проблем, определяющей
экономичность внутреннего освещения, является правильный выбор системы
освещения: система одного общего освещения или система комбинированного
освещения (общее плюс местное).
Выбор системы освещения определяется технологическими особенностя-
ми производства и способом организации рабочих мест.
Вторым направлением экономии энергетических ресурсов, расходуемых
на освещение, является применение эффективных источников света, т.е. источ-
ников света с высокой световой отдачей (металлогалогенных, натриевых и др.).
При этом необходимо учитывать конкретные требования технологического
производства.
Во всех промышленных осветительных установках целесообразнее при-
менять люминесцентные, ртутные, металлогалогенные, натриевые и другие
лампы. Возможная экономия электроэнергии за счет перехода на более эффек-
тивные источники света приведена в таблице 3.3.
Окончательный выбор светильника производят на основании светотехни-
ческих и технико-экономических расчетов)
Экономия электроэнергии, получаемая за счет правильного выбора ис-
точника света, определяется следующими факторами:
а) световой отдачей источника света й;
б) потерями в пуско-регулирующей аппаратуре (ПРА) для газоразрядных
ламп, учитываемыми коэффициентом а;
в) нормативными требованиями к осветительной установке, зависящими
от нормируемой освещенности Ен и коэффициента запаса А,.
92
Таблица 3.3 - Экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные
источники света
Заменяемые источники света Среднее значение экономии электроэнергии, %
Люминесцентные на металлогалогеновые лампы 24
Ртутные лампы на:
металлогалогеновые 42
люминесцентные 22
натриевые 45
Лампы накаливания на:
металлогалогеновые 66
люминесцентные 55
ртутные 42
натриевые 68
Мощность, потребляемая осветительной установкой, равна
Рау = к a E„kJ h, (3.13)
где h - коэффициент пропорциональности.
Для установок внутреннего освещения рекомендуется использовать уста-
новки смешанного света, т.е. натриевые лампы высокого давления в сочетании
с другими лампами высокого давления, например, типов ДРИ и ДРЛ.
Значительную экономию электроэнергии (до 12 - 13 %) можно получить
при питании осветительных установок напряжением 380 В вместо 220 В.
Для экономного расхода электроэнергии в осветительных установках
должна предусматриваться рациональная система управления освещением, т.е.
включение и отключение освещения в зависимости от уровня естественной ос-
вещенности помещения. Для автоматизации управления включением и отклю-
чением осветительных установок применяются фотоавтоматы, фотореле, про-
граммные реле времени и т.п.
Регулирование освещенности отключением групп источников света имеет
следующие недостатки:
- усложняются осветительные сети;
- сокращается срок службы некоторых типов ламп.
Так, например, срок службы ламп накаливания при числе включений
около 2500 практически не снижается. Срок службы люминесцентных ламп
уменьшается за год на 17 % при трехсменной работе, если считать, что каждое
включение сокращает срок службы примерно на 2 ч.
Регулирование освещенности может быть осуществлено снижением пи-
тающего напряжения, однако технически этот способ экономии электроэнергии
более сложен, чем указанный выше.
Перспективным путем экономии электроэнергии в осветительных сетях
считается разработка и внедрение высокоэкономичных источников света.
Расчет экономии электроэнергии на освещение, получаемой при замене
старых источников света (индекс 2) на новые, высокоэкономичные (индекс 1):
93
Л Э = Toc (aip( Hi X!-а2р2 игЖ (3.14)
где Гос - число часов использования максимума осветительной нагрузки в год;
а - коэффициент, учитывающий потери мощности в сетях и ПР А, равный
для ламп: накаливания 1,03; люминесцентных 1,23; газоразрядных высокого
давления (ртутных, натриевых и др.) 1,13;
р - мощность одной лампы, Вт;
п - число ламп в одном светильнике;
Лг- число светильников.
Повышение напряжения в кабельных сетях, т.е. перевод сетей, например,
с 6 на 10 кВ, с одной стороны, приводит к существенному снижению потерь
электроэнергии, а с другой - требует особого внимания к уровню и качеству
изоляции.
В действующих цеховых сетях при их реконструкции при наличии значи-
тельной плотности нагрузки целесообразно применение напряжения 0,66 кВ
вместо 0,38 кВ, так как оно имеет следующие преимущества:
1) снижаются в 3 раза потери электроэнергии и уменьшается расход цвет-
ных металлов в сетях НН;
2) уменьшается число цеховых подстанций, увеличивается почти в 2 раза
экономический радиус их действия и возрастает единичная мощность цеховых
трансформаторов до 2500 кВ-А;
3) сокращается количество оборудования напряжением выше 1 кВ;
4) увеличивается в ^3 раз пропускная способность сети;
5) снижаются потери холостого хода и короткого замыкания Д Р х и Д Р к
с увеличением единичной мощности цеховых трансформаторов.
3.5 Экологические ограничения, накладываемые на выбор
оборудования. Утилизация использованного электрооборудования
При выборе электрооборудования промышленных предприятий наклады-
ваются экологические ограничения, связанные с требованиями соблюдения са-
нитарных правил и норм в процессе эксплуатации. Так, электрические машины
разбиты на пять классов по уровню шума и на семь - по уровню вибрации. На
предельные уровни вибрации и шума накладывают ограничения режимы рабо-
ты производственных механизмов и условия труда работающих на них людей.
При проектировании электроустановок необходимо учитывать предстоящие за-
траты, связанные с эксплуатацией и утилизацией оборудования, содержащего
экологически опасные материалы, например, затраты на утилизацию ртутьсо-
держащих ламп сопоставимы со стоимостью этих ламп.
Особенностью цеха по ремонту трансформаторов является наличие мас-
ляного хозяйства и значительный объем работ по подготовке масла. При ре-
монте масло либо восстанавливают, либо заменяют на новое. Для этого необхо-
димо иметь достаточное количество масла и емкостей для его хранения, а в це-
94
хе должны быть проложены маслопроводы и установлена маслоочистительная
аппаратура. Трансформаторное масло является горючим материалом, поэтому
необходимо уделять большое внимание пожарной безопасности и особенно на
тех участках, где проводятся работы с маслом.
Экологический контроль за всеми видами хозяйственной деятельности в
системе обращения с отходами осуществляется на основе ст. 68, 69, 70, 71 За-
кона Российской Федерации «Об охране окружающей природной среды» [3.1].
Экологический контроль в области обращения с отходами включает:
- анализ существующих производств с целью выявления возможностей и
способов уменьшения количества и степени опасности образующихся отходов;
- проверку порядка и правил обращения с отходами, включая требования,
предусмотренные международными соглашениями и договорами о контроле за
трансграничной перевозкой опасных отходов и их удалением;
- проверку выполнения планов мероприятий по внедрению малоотходных
технологических процессов, технологий использования и обезвреживания от-
ходов, достижению лимитов размещения отходов;
- определение массы размещаемых отходов, в соответствии с выданными
разрешениями;
- проверку эффективности и безопасности для окружающей среды и здо-
ровья населения эксплуатации объектов для размещения отходов;
- анализ информации о процессах, происходящих в местах размещения
отходов [3.2].
Экологические требования при эксплуатации электроустановок [3.3]:
1 При эксплуатации электроустановок должны приниматься меры для
предупреждения или ограничения вредного воздействия на окружающую среду
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов в водные объекты,
снижения звукового давления, вибрации, электрических и магнитных полей и
иных вредных физических воздействий и сокращения потребления воды из
природных источников.
2 Количество выбросов загрязняющих веществ в атмосферу не должно
превышать установленных норм предельно допустимых выбросов (лимитов),
сбросов загрязняющих веществ в водные объекты - норм предельно допусти-
мых или временно согласованных сбросов. Напряженность электрического и
магнитного полей не должна превышать предельно допустимых уровней этих
факторов, шумовое воздействие — норм звуковой мощности оборудования, ус-
тановленных соответствующими санитарными нормами и стандартами.
3 У потребителя, эксплуатирующего маслонаполненное электрооборудо-
вание, должны быть разработаны мероприятия по предотвращению аварийных
выбросов масла в окружающую среду.
На главной понизительной подстанции (Г1111) и в распределительном
устройстве (РУ) с маслонаполненным электрооборудованием должны быть
смонтированы маслоприемники, маслоотводы и маслосборники в соответствии
с требованиями действующих правил устройства электроустановок. Маслопри-
емные устройства должны содержаться в состоянии, обеспечивающем прием
масла в любое время года.
95
4 Потребители, у которых при эксплуатации электроустановок образуют-
ся токсичные отходы, должны обеспечивать их своевременную утилизацию,
обезвреживание и захоронение. Складирование и захоронение на территории
Потребителя не допускается.
5 Эксплуатация электроустановок без устройств, обеспечивающих со-
блюдение установленных санитарных норм и правил и природоохранных тре-
бований или с неисправными устройствами, не обеспечивающими соблюдение
этих требований, не допускается.
6 При эксплуатации электроустановок в целях охраны водных объектов
от загрязнения необходимо руководствоваться действующим законодательст-
вом, государственными и отраслевыми стандартами по охране водных объектов
от загрязнения.
Ввиду повышенной экологической опасности ртутьсодержащие лампы
подлежат учету, хранению и переработке [3.4].
Порядок сбора, учета, хранения и переработки ртутьсодержащих ламп:
1 Предприятия, организации и учреждения должны вести постоянный
учет поступления новых ртутьсодержащих ламп.
2 Отработанные лампы со всех структурных подразделений предприятия,
организации, учреждения должны сдаваться на хранение ответственному лицу.
3 Регистрация поступающих на хранение и отправляемых на переработку
отработанных ртутьсодержащих ламп предприятиями, организациями, учреж-
дениями должна вестись в «Журнале учета отработанных ртутьсодержащих
ламп на предприятии, организации, учреждении».
4 Получаемый от перерабатывающих ртутные лампы предприятий кон-
трольный талон регистрируется в «Журнале учета отработанных ртутьсодер-
жащих ламп на предприятии, организации, учреждении» и является основным
документом, удостоверяющим факт сдачи ламп на переработку.
5 Отработанные ртутьсодержащие лампы должны храниться на складах,
защищенных от агрессивных сред, атмосферных осадков, грунтовых вод.
Асбест широко используется на промышленных предприятиях в качестве
изоляционного и диэлектрического материала. В соответствии с "Временным
классификатором токсичных промышленных отходов и методическими реко-
мендациями по определению класса токсичности промышленных отходов"
№ 4286-87 все асбестсодержащие отходы относят к двум классам - 3 и 4. В со-
ответствии с санитарными правилами "Работа с асбестом и асбестосодержащи-
ми материалами СанПиН 2.2.3.757-99" элементы электрооборудования, содер-
жащие асбест, подлежат сбору и захоронению.
Захоронение асбестосодержащих отходов [3.5]:
1 Захоронение асбестосодержащих отходов должно осуществляться на
полигонах для твердых бытовых отходов (ТБО) и неутилизированных твердых
промышленных отходов. Площадь полигона должна быть рассчитана на 20 - 25
лет эксплуатации.
2 На все отходы, ввозимые на полигон, должен быть составлен Паспорт с
технической характеристикой состава отходов и кратким описанием мер безо-
пасности обращения с ними на полигоне.
96
3 По окончании эксплуатации полигона следует предусмотреть меро-
приятия для восстановления природного состояния среды (рекультивация, озе-
ленение, лесопосадка).
Контрольные вопросы к главе 3
1 Что такое структура оборудования?
2 Какие распределения относятся к ранговым?
3 Что характеризует электроемкость выпускаемой продукции?
4 Какие распределения являются видовыми?
5 По каким признакам классифицируют уникальное оборудование?
6 Основные признаки устойчивости структуры электрооборудования.
7 По каким критериям оптимизируется структура электрооборудования?
8 Назовите показатели эффективности управления структурой электро-
оборудования.
9 Что включает в себя экологический контроль в обращении с отходами?
10 Экологические требования при эксплуатации электроустановок.
Библиографический список к главе 3
3.1 Закон Российской Федерации «Об охране окружающей природной
среды» от 21 февраля 1992 года N 2397-1.
3.2 Сборник нормативно-методических документов по обращению с от-
ходами производства и потребления. - М.: Изд-во ЛОГУС, 1996. - 203с.
3.3 Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. -
М.: Изд-во НЦЭНАС, 2003. - 304с.
3.4 Типовое положение о порядке сбора, учета, хранения и переработки
ртутьсодержащих ламп. Утверждено приказом Минприроды и ЧС РБ от
10.01.1996, №08 п.
3.5 Сбор, транспортирование, захоронение асбестосодержащих отходов:
Методические указания. - М.: Федеральный центр госсанэпиднадзора Мин-
здрава России, 2003. - 16с.
3.6 Испытания, эксплуатация и ремонт электрических машин: Учебник
для вузов / Н.Ф. Котеленец, Н.А. Акимова, М.В. Антонов. - М.: Издательский
центр «Академия», 2003. - 384 с.
3.7 Киреева Э.А., Юнее Т., Айюби М. Автоматизация и экономия элек-
троэнергии в системах промышленного электроснабжения: Справочные мате-
риалы и примеры расчетов. — М..- Энергоатомиздат, 1998. -320 с.
3.8 Фуфаев В. В., Лагуткин О. Е., Матюнина Ю. В. Прогнозирование
электропотребления и оценка энергосбережения по критериям Н-распределения
// Промышленная энергетика. - 1996. - № 9.
3.9 Кудрин Б. И. Проблемы эффективности электроремонта вчера и сего-
дня // Промышленная энергетика. - 1999. - № 8.
97
ГЛАВА 4. ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВОМ
ПО УДЕЛЬНЫМ И ОБЩИМ РАСХОДАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
4.1 Коммерческий и технический (внутризаводской) учет
электроэнергии
Внедрение коммерческого и технического (внутризаводского) учета элек-
троэнергии на предприятии является эффективным способом организации эко-
номии энергоресурсов.
Коммерческий учет предусматривает взаимоотношения с энергосбытовой
организацией, технический (внутризаводской) учет - с отдельными вторичны-
ми потребителями (арендаторами, хозрасчетными производственными едини-
цами, энергоемкими производствами).
Коммерческий учет — процесс получения и отображения коммерческой
информации о движении товарной продукции (оказании услуг) с целью прове-
дения финансовых расчетов между субъектами рынка электроэнергии.
Выделяют следующие основные задачи коммерческого учета электро-
энергии:
- потребление активной и реактивной энергии (включая обратный пере-
ток) за данные временные интервалы по отдельным счетчикам, заданным груп-
пам счетчиков и предприятию в целом с учетом многотарифности;
- средние (получасовые) значения активной мощности (нагрузки) и сред-
ний (получасовой) максимум активной мощности (нагрузки) в часы утреннего и
вечернего максимумов нагрузки по отдельным счетчикам, заданным группам
счетчиков и предприятию в целом;
- построение графиков получасовых и, при необходимости, трехминут-
ных нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребле-
ния предприятия.
Расчеты по купле-продаже электроэнергии между участниками рынка
должны производиться по показаниям тех приборов учета, которые указаны в
действующих договорах. В договорах на оптовом рынке для каждого гранично-
го сетевого элемента необходимо указать, какой измерительный комплекс
средств коммерческого учета является основным, а какой - резервным, т.е. оп-
ределить основную и резервные зоны учета субъекта рынка.
Приборы учета могут располагаться не строго в точках раздела балансо-
вой (эксплуатационной) принадлежности вследствие того, что в реальных усло-
виях схема расстановки измерительных комплексов зависит от возможности
установки первичных датчиков (трансформаторов тока и напряжения).
Конкретные требования к аппаратуре распространяются на вновь уста-
навливаемые и модернизируемые средства коммерческого учета, входящие в
состав автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).
В АСКУЭ оптового рынка должны использоваться самые современные первич-
ные датчики, отличающиеся малыми величинами и стабильностью основной и
дополнительной погрешности в широком диапазоне влияющих величин. Необ-
ходимо стремиться к освоению датчиков с цифровым выходом. Сечения по-
ставки и учета для субъектов рынка должны совпадать, а на каждую зону по-
98
ставки необходимо предусматривать две зоны учета по обе стороны зоны по-
ставки. Это означает, что смежные субъекты рынка (имеющие общие границы
балансовой принадлежности) должны установить измерительные комплексы
средств коммерческого учета на всех присоединениях граничных сетевых эле-
ментов к “своим” подстанциям. Общие технические требования к трансформа-
торам тока (ТТ) и трансформаторам напряжения (TH), как к датчикам тока и
напряжения в цепях коммерческого учета отражены в соответствующих ГОС-
Тах. В АСКУЭ оптового рынка следует применять только трансформаторы то-
ка, измерительные обмотки которых специально предназначены для подключе-
ния приборов коммерческого учета, и имеющие класс точности не ниже 0.2S,
0.5S [4.8].
4.2 Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии
(АСКУЭ)
В настоящее время в России, в связи с проводимой реформой электро-
энергетики, все более актуальна проблема внедрения автоматизированных сис-
тем контроля и учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ) на объектах элек-
троэнергетики, промышленных предприятиях, а также в бытовом секторе для
решения задач контроля, учета и экономии энергоресурсов. Одним из условий
выхода потребителей на рынок покупки электроэнергии у независимых сбыто-
вых компаний является наличие системы коммерческого учета электроэнергии
[4.9].
С середины 90-х годов в большинстве энергосистем проводились доста-
точно активно работы,по внедрению АСКУЭ. Объектами автоматизации на
этом этапе были в основном крупные электростанции, межсистемные и гранич-
ные подстанции в региональных энергосистемах, а также крупные промышлен-
ные потребители. К концу 90-х годов эти работы в основном были завершены и
в настоящее время стоит задача внедрения систем учета на средних промыш-
ленных предприятиях и в жилищно-бытовом секторе. При автоматизации таких
объектов на современном этапе появляется ряд новых задач, которые необхо-
димо учитывать при проектировании и внедрении АСКУЭ:
- построение систем автоматизации на средних предприятиях на основе
контроллеров с большим количеством каналов учета в большинстве случаев
является избыточным. Для таких объектов необходимо устройство с меньшим
количеством каналов учета и более дешевое по цене, но сохраняющее функ-
циональные возможности предыдущих моделей контроллеров и отвечающее
современным требованиям;
- при питании нескольких предприятий с одной подстанции возникает
необходимость создания отдельных систем коммерческого учета для каждого
предприятия с возможностью получения сводной информации о балансе под-
станции службами поставщика электроэнергии и подстанции;
- необходимость создания АСКУЭ на крупных промышленных предпри-
ятиях, где наряду с коммерческим учетом необходим внутризаводской (техни-
99
ческий) учет. Как правило, такие предприятия занимают большую площадь и
имеют несколько территориально распределенных объектов автоматизации
(производств, цехов). Для создания таких АСКУЭ необходима система сбора
данных с сетевой архитектурой. Отдельные объекты автоматизации имеют не-
большое количество точек учета (до 12 - 16 каналов), но в связи с большими
расстояниями между объектами прокладка линий связи от электросчетчиков к
одному контроллеру является достаточно трудоемкой задачей;
- в последнее время в связи с реструктуризацией РАО «ЕЭС России» и
новыми требованиями, предъявляемыми к работе на Федеральном оптовом
рынке электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) все более широкое приме-
нение находят многофункциональные счетчики электроэнергии.
Исходя из вышеперечисленных тенденций, ведущие фирмы- производи-
тели электронного оборудования для систем контроля и управления разработа-
ли и начали выпуск контроллеров для АСКУЭ. Для примера рассмотрим кон-
троллер СИКОН СЮ фирмы «Системы и технологии».
Центральным узлом контроллера является микроконтроллер SAB80C167
фирмы SIEMENS. В контроллере СИКОН СЮ применена многозадачная опе-
рационная система реального времени. Масштабируемое ядро операционной
системы поддерживает функционирование до 32 процессов с возможностью
выбора приоритета. Наличие системных вызовов ядра дает возможность управ-
лять динамическими режимами диспетчеризации, распределением памяти,
межпроцессорной коммуникацией и синхронизацией процессов. Все это гаран-
тирует устойчивость измерений и сбора данных с электросчетчиков в темпе
процесса и независимую одновременную передачу данных нескольким пользо-
вателям информации. Отличительной чертой контроллеров СИКОН СЮ явля-
ется также набор из нескольких модификаций и сетевая архитектура. Благодаря
этому они могут использоваться для решения большого круга задач при созда-
нии АСКУЭ [4.1].
Типовая структурная схема АСКУЭ на базе контроллера СИКОН СЮ
представлена на рисунке 4.1. На схеме показана возможность подключения к
контроллеру электросчетчиков различных типов (по импульсным входам и по
последовательным интерфейсам) и разных пользователей информации. Схема
представляет сетевую архитектуру системы учета. Данные с любого контролле-
ра сети могут через интерфейсы одного из контроллеров передаваться на верх-
ний уровень по выделенному каналу связи (физической линии) либо по теле-
фонному или другим каналам связи.
Основные характеристики контроллера СИКОН СЮ:
- контроллер позволяет вести единые группы учета и синхронизацию
времени контроллеров в сети Profibus;
- количество каналов для подключения счётчиков с импульсным выхо-
дом к одному контроллеру - до 16-и;
- обеспечивает подключение в сеть Profibus до 32 контроллеров, при этом
общее число каналов системы учета может достигать 512-и;
- количество тарифных зон в сутки - до 12-и;
100
- количество групп учёта в каждом контроллере - до 8-и, при этом общее
число групп системы учета из 32 контроллеров может достигать 256-и;
АРМ
АРМ
Рисунок 4.1 -Типовая схема АСКУЭ на базе контроллера СИКОН
101
- контроль данных об энергии и усредненной мощности за фиксирован-
ные подинтервалы (1, 3 или 5 минут) и интервалы времени (15, 30 или 60 ми-
нут), за сутки, месяц, квартал;
- контроль текущих значений энергии и показаний счетчиков;
- ведение графиков мощности;
- контроль данных о превышении лимитов мощности;
- контроллер ведет календарь рабочих, праздничных и нерабочих дней;
- совместим с основными типами счётчиков (индукционными, электрон-
ными, многофункциональными) разных заводов-изготовителей;
- наличие в базовой модификации встроенного буквенно-цифрового
пульта оператора;
- наличие упрощенной модификации (без встроенного пульта оператора),
работающей в режиме удаленного контроллера;
- широкий температурный диапазон условий эксплуатации: от -10 °C до
+50 °C (по спец, заказу от -40 °C до +70 °C).
Современные системы АСКУЭ и счетчики электроэнергии отечественных
производителей адаптированы к требованиям отечественных стандартов и
норм, отличаются использованием современной элементной базы, хорошо про-
думанными алгоритмами работы, современным программным обеспечением,
отвечают всем требованиям Российских и международных стандартов, адапти-
рованы к последующему наращиванию и модернизации.
4.3 Нормирование и лимитирование электропотребления
Нормирование и лимитирование электропотребления - составная часть
технического нормирования расхода всех используемых в производстве ресур-
сов.
Научно обоснованное нормирование предусматривает решение двух ос-
новных задач:
- планирование электропотребления;
- выявление и реализация резервов экономии электроэнергии.
В практике энергетического планирования находят применение два раз-
ных способа установления норм: непосредственное определение их прямым
расчетом для планируемых условий производства и расчет от фактически дос-
тигнутого уровня. Опыт нормирования «от факта» иногда дает менее объектив-
ные результаты по сравнению с прямым расчетом норм на планируемый пери-
од. Однако это не означает, что при установлении норм расхода электроэнергии
можно не учитывать достигнутый уровень фактических удельных расходов.
Такой подход в нормировании означал бы отрыв планируемых показателей от
реальной действительности. Поэтому обязательный учет в нормах фактически
достигнутых расходов ресурсов следует считать одним из методологических
принципов нормирования.
Структура норм должна соответствовать технологии и организации про-
изводства и охватывать все статьи расхода электроэнергии на нормированный
102
вид продукции или работ. Нормы должны учитывать также планируемые к
осуществлению мероприятия по экономии электроэнергии. Нормы подлежат
своевременной корректировке при изменении условий производства [4.5].
Одним из основных механизмов организации выполнения Федеральной
целевой программы "Энергосбережение России" в период 1998 - 2005 годов яв-
ляется лимитирование электропотребления. Процедуре лимитирования должен
предшествовать энергоаудит, который должен выявить величину фактического
потребления предприятием электроэнергии, а также реальный потенциал энер-
госбережения. Организация лимитирования бюджетным организациям преду-
сматривает, что устанавливаемые государством лимиты электропотребления в
натуральном и стоимостном выражении должны быть обеспечены бюджетным
финансированием. При проведении различных по глубине видов энергоаудита
(экспресс-аудит, инструментальный, выборочный, комплексный, целевой и т.д.)
существенное значение наряду с техническим обследованием должен занимать
и финансовый аудит, поскольку результатом обследования должны быть реко-
мендации как технического, так и финансово-экономического характера.
Предприятия, где вследствие банкротства введено внешнее управление,
при утверждении мероприятий по выводу предприятия из кризиса должны
иметь заключение Госэнергонадзора об эффективности использования электро-
энергии. Также согласованное заключение энергоаудита необходимо предпри-
ятиям, заявляющим об изменении величины электропотребления. При разра-
ботке отраслевых программ электропотребления реализуемый потенциал эко-
номии определяется на каждый год. Его величина должна быть учтена при оп-
ределении лимитов энергопотребления соответствующими министерствами и
ведомствами.
4.4 Виды норм, их получение и использование
Норма - это технически и экономически обоснованная плановая мера по-
требления ресурсов на единицу продукции (работы) для данных условий про-
изводства; она становится действующей с момента ввода объективного учета,
контроля и стимулов по ее выполнению.
Нормы должны отвечать следующим требованиям:
- быть прогрессивными, т.е. отвечать современному уровню техники,
технологии и организации производства;
- являться динамичными, т.е. меняться в зависимости от изменений тех-
ники, технологий, организации;
- быть обоснованными, т.е. разрабатываться на основе анализа производ-
ства и соответствующих расчетов.
Снижение норм расхода электроэнергии на единицу выпускаемой про-
дукции характеризует эффективность ее использования. При этом необходимо,
чтобы нормы были оптимальными, установленными на основе технико-
экономических расчетов.
103
Под оптимальной нормой понимается объективно необходимый расход
электроэнергии на производство единицы продукции или объема работы при
данных условиях производства.
Нормы расхода электроэнергии разрабатываются расчетно-
аналитическим, опытным или расчетно-статическим методами.
Расчетно-аналитический метод предусматривает установление норм
расхода электрической энергии расчетным путем на базе прогрессивных пока-
зателей использования энергетических ресурсов в производстве по статьям рас-
хода.
Опытный метод определения норм заключается в нахождении удельных
затрат электроэнергии на основе данных эксперимента (испытаний). Этот метод
применяется при разработке индивидуальных норм. Оборудование при этом
должно находится в технически исправном состоянии, а технологический про-
цесс осуществляется в рамках, предусмотренных технологическими регламен-
тами и инструкциями.
Расчетно-статический метод нахождения норм расхода ресурсов осно-
вывается на анализе статических данных за ряд предшествующих лет о факти-
ческих удельных расходах электрической энергии и факторов, влияющих на их
изменение.
Технически и экономически обоснованная норма свидетельствует о том,
что ее выполнение обеспечивает рост экономической эффективности на про-
мышленном предприятия.
Норма расхода электроэнергии может использоваться для агрегата, цеха,
предприятия, т.е. там, где имеется возможность контроля нормы техническими
средствами измерения.
Нормы расхода электроэнергии устанавливаются в зависимости от типа
производства. Так, в единичном и мелкосерийном производстве в условиях
разнообразной номенклатуры выпускаемой продукции целесообразно устанав-
ливать нормы расхода на 1 ч работы энергоприемных устройств, в серийном и
массовом производстве — нормы расхода потребляемой энергии на деталеопе-
рацию, деталь, технологический процесс и в целом на изделие. Помимо норм
расхода электроэнергии, связанного непосредственно с выпуском продукции,
устанавливаются нормы расхода на вспомогательные и обслуживающие про-
цессы, нормы потерь в сетях в процессе и т.д. Например, норма расхода двига-
тельной энергии на 1 ч работы оборудования (gw кВт-ч) определяется по фор-
муле [4.6]:
g чд = МИ Кв Ки К„ / Кш, (4.1)
где МИ - номинальная мощность электродвигателя технологического оборудо-
вания, кВт',
Кв — коэффициент использования двигателя по времени;
Ки — коэффициент использования двигателя по мощности;
КП — коэффициент, учитывающий потери в сетях;
Л"пд — коэффициент полезного действия электродвигателя.
104
Потребность в двигательной энергии (GJB) [4.6]:
С?дв =g4IFfl/CnpK3, (4-2)
где F„ - действительный фонд времени работы оборудования в плановом пе-
риоде, ч;
Кпр — коэффициент применяемости данного вида оборудования на пред-
приятии;
К3 — коэффициент загрузки данного вида оборудования по времени.
Разработка норм расхода энергетических ресурсов на единицу выполнен-
ной работы или выпущенной продукции является важным средством контроля
за экономическим режимом работы энергетического оборудования.
4.5 Расчет и контроль удельных расходов электроэнергии на единицу
продукции. Контроль общих расходов электроэнергии
Объективной оценкой энергосбережения служит удельный расход элек-
троэнергии на промышленном предприятии в целом и отдельных технологиче-
ских процессов в частности, усредненных на достаточно длительных интерва-
лах времени (квартал, год).
Из-за меняющейся температуры окружающей среды и продолжительно-
сти светового дня расходные нормы целесообразно устанавливать на каждый
месяц года в отдельности.
Кроме сезонных колебаний имеет место зависимость электропотребления
от объема производства. При определении зависимости между электропотреб-
лением и определенным месяцем года, необходимо исключить влияние фактора
объема производимой продукции за данный месяц.
С целью унификации и единообразия удельные ежемесячные нормы
электропотребления рассчитываются и корректируются с учетом определенно-
го фиксированного объема производства за месяц.
При определении зависимости удельного электропотребления от объема
производства представляется целесообразным выделение двух характерных пе-
риодов года: зимнего (ноябрь - март) и летнего (апрель - октябрь).
Энергоемкость технологических процессов производства одних и тех же
видов изделий, выпускаемых различными предприятиями, может быть различ-
на [4.14]. В общем виде норма электропотребления (Э„) определяется по сле-
дующему выражению:
Эн = Эн° - Дб/пл Эн° (ед. эн./ед. прод.), (4.3)
где Эн° - норма электропотребления в отчетном периоде;
ДЛПЛ - снижение удельного электропотребления, обоснованное планом ор-
ганизационно - технических мероприятий.
Норматив расхода электроэнергии определяется по выражению
- S М• £?Ф (ед- эн./ед. вр.), (4.4)
105
.-I
где 2ф ‘ фактический расход электроэнергии, ед. эн./ед. ер.',
Д<а[- - относительная величина экономии электроэнергии за счет проведе-
ния i-го мероприятия по нормализации технического состояния энергопотреб-
ляющего оборудования, доля ед.;
и - число мероприятий, в результате которых снижается расход энергии за
счет нормализации технического состояния энергопотребляющего оборудова-
ния.
Размер общепроизводственной нормы электропотребления на промыш-
ленных предприятиях определяется следующим образом:
Э = Э0ТЧ-Д^ Э™ (ед. эн./ед. прод.), (4.5)
где Э °™ - фактический удельный расход электроэнергии за отчетный период,
ед. эн./ед. прод.;
Д d3 - задание по снижению нормы расхода энергии, доля ед.
Плановая же потребность в электроэнергии рассчитывается по формуле
О„„ = Э N„„ (ед. эн./ год), (4.6)
где 7Vn„ - планируемый выпуск продукции, руб./ год.
В свою очередь, величина планируемой экономии электроэнергии [4.14]:
ДЭПЛ = (Эотч- Э) • (ед. эн./год), (4.7)
где Эотч - норма расхода энергии отчетного года, ед. эн./ед. прод.
Производственное потребление энергии определяют суммированием рас-
хода энергии по всем технологическим установкам и объектам вспомогательно-
го хозяйства. Полную потребность в энергии, а также по отдельному параметру
рассчитывают с учетом потерь при передаче энергии по заводским коммуника-
циям.
При планировании составляют сметы затрат по каждому цеху, устанавли-
вают максимальную нагрузку электроэнергии - размер присоединенной мощ-
ности.
При определении общецеховых электрозатрат для изготовления заданно-
го количества продукции и исполнения услуг за определённый период требует-
ся включать:
1) технологические процессы (основной и вспомогательные);
2) отопление;
3) освещение;
4) вентиляцию (с улавливанием выбросов);
5) кондиционирование;
б) транспортирование готовой продукции;
7) транспортирование, хранение отходов;
8) поддержание противопожарной системы;
106
9) перекачку сточных вод;
10) хранение готовой продукции.
Затраты на электроэнергию складываются из суммы оплаты поставщику
электроэнергии по двухставочному тарифу (за максимальную нагрузку и за по-
требленную энергию) и расходов предприятия.
Расход электроэнергии учитывается с помощью графиков электрической
нагрузки. При планировании необходимо определить плановую максимальную
нагрузку и плановые средние нагрузки. Для небольших предприятий не обяза-
тельно рассчитывать все параметры режимов потребления, достаточно вычис-
лить максимум нагрузки.
Годовые плановые графики строят исходя из суммарных средних суточ-
ных графиков нагрузки. Расчеты ведутся по потреблению брутто, т.е. с учетом
всех потерь. Учитываются намечаемые мероприятия по регулированию графи-
ков нагрузки.
Показатели экономичности электропотребления индивидуальны для раз-
личных видов изделий. Они характеризуют совершенство конструкции данного
вида изделия и качество его изготовления. В качестве показателей экономично-
сти электропотребления, как правило, следует выбирать удельные показатели.
Организация систем контроля электропотребления является актуальной
задачей для любого предприятия. Внедрение данных систем позволяет полу-
чить реальную картину использования ресурсов и уменьшить их оплату, т.к.
прекращается оплата потерь на магистралях поставщика.
Организация систем учета электропотребления на предприятиях, имею-
щих большое количество электросчетчиков, позволяет осуществлять дистанци-
онный контроль работы оборудования и текущих расходов электроэнергии по
всем счетчикам и объектам учета, а также обеспечивает хранение данных и
возможность предоставления информации за различные периоды.
Рассмотрим схему взаимодействия аппаратных средств и программного
обеспечения для организации учета электроэнергии в системах контроля и
управления технологическими процессами на примере использования счетчи-
ков электрической энергии Альфа или Альфа Плюс фирмы АБЕ ВЭИ "Метро-
ника" (рисунок 4.2) [4.15].
Электросчетчики по местам их расположения объединяются в объекты
контроля путем подключения к адаптерам АББ или мультиплексорам-
расширителям МПР-16М при помощи интерфейсов ИРПС, RS-422/485 или
нульмодемного интерфейса с соответствующими преобразователями.
В объект контроля могут входить до 31 мультиплексора-расширителя и
до 16 счетчиков на каждый мультиплексор.
Каждый из таких объектов подключается к разным СОМ-портам
IBM PC-совместимого контроллера по физическим линиям или каналам связи
(витой паре, оптическим, телефонным и/или радиоканалам и другим).
IBM PC-совместимый контроллер при помощи драйвера может один об-
служивать все объекты: счетчики или группы счетчиков, опрашивая одновре-
менно в параллельном режиме до 8 линий последовательной связи. Скорость
обмена по интерфейсу "токовая петля" и RS-232 — 300, 1200, 2400, 4800, 9600
107
бод. Для обмена с модемами - 19200 бод. Контроллер должен быть совместим с
80386 процессором и выше, иметь математический сопроцессор.
Рисунок 4.2 - Структурная схема системы технологического контроля
электропотребления
IBM PC-совместимые контроллеры нижнего уровня при помощи локаль-
ной вычислительной сети (ЛВС) присоединяются к компьютеру верхнего уров-
ня. Для поддержки связи по ЛВС используется любое ПО, поддерживающее
протокол NetBIOS: Lantastic, NWLite, сетевые компоненты Windows 3.11 и т.д.
Вспомогательное программное обеспечение контроллера передает ин-
формацию от счетчиков к компьютеру верхнего уровня. В компьютере, рабо-
тающем под управлением Windows NT, возможно в автоматическом режиме
выполнение различных задач, таких как: отображение и хранение принимаемой
информации, управление базами данных, контроль технологических процессов,
поддержка единого астрономического времени во всей системе, отслеживание
внештатных или запланированных событий в системе [4.15].
4.6 Энергетические балансы
Энергетический баланс выражает полное количественное соответствие
(равенство) за определенный интервал времени между расходом и приходом
энергии в энергетическом хозяйстве. Энергетический баланс является статиче-
ской характеристикой динамической системы энергетического хозяйства за оп-
ределенный интервал времени.
108
Оптимальная структура энергетического баланса является результатом
оптимизационного развития энергетического хозяйства.
Энергетический баланс может составляться:
а) по энергетическим объектам (электростанции, котельные), отдельным
предприятиям, цехам, участкам, энергоустановкам, агрегатам и т.д.;
б) по назначению (силовые процессы, тепловые, электрохимические, ос-
вещение, кондиционирование, средства связи и управления и т.д.);
в) по уровню использования (с выделением полезной энергии и потерь);
г) в территориальном разрезе и по отраслям народного хозяйства.
Основой расчета потребности электроэнергии являются балансы расхода
и прихода. Отчетные балансы электроэнергии строятся на основе первичного
учета по счетчикам. В приходной части должны быть даны все источники по-
ступления энергии на предприятие, в расходной — все направления ее расходо-
вания.
Баланс электроэнергии подразделяется на балансы электроэнергии посто-
янного и переменного тока.
Сводный энергобаланс показывает направление развития энергоснабже-
ния предприятия в количественном и качественном отношениях. Энергобалан-
сы разрабатываются на основе производственной программы предприятия и
удельных норм расхода энергии на единицу продукции [4.7].
Расходная часть энергобаланса включает потребность предприятия в
энергоресурсах на производственные, хозяйственно-бытовые и непроизводст-
венные нужды. Приходная часть энергобаланса состоит из объемов покрытия
потребности предприятия в энергоресурсах за счет как собственных, так и при-
влекаемых со стороны источников. Энергобаланс должен обеспечивать равен-
ство между расходной й приходной частями [4.6]:
Gp - G„,
(4-8)
где Gp— потребность предприятия в энергоресурсах, усл. ед.;
G„ — объем покрытия потребности предприятия в энергоресурсах,
усл. ед.
Если потребность в электроэнергии больше, чем возможности источни-
ков их покрытия, то предприятию необходимо пересмотреть расходную часть
энергобаланса и разработать мероприятия по снижению потребности и эконом-
ному расходованию электроэнергии или искать дополнительные источники по-
крытия потребности. В случае превышения приходной части энергобаланса над
расходной, необходимо разработать мероприятия по реализации излишней
энергии или разработать мероприятия по оптимизации мощностей собственных
подразделений, входящих в состав энергетического хозяйства предприятия.
Потребность предприятия в электроэнергии [4.6]:
Gp - Gnp + Gxfi + GH + G„ + Gm,
(4.9)
109
где Gnp - производственная потребность в электроэнергии, усл. ед.;
Gxg - потребность в электроэнергии на хозяйственно-бытовые нужды, усл.
ед.;
GH - потребность в электроэнергии на непроизводственные нужды,
усл. ед.;
GCT - отпуск электроэнергии на сторону, усл. ед.;
Gm - потери электроэнергии в сетях, усл. ед.
Потребность в электроэнергии устанавливается на основе норм расхода и
соответствующих объемных показателей.
Производственная потребность предприятия в электроэнергии включает
потребность в двигательной энергии, в энергии на технологические нужды, на
хозяйственно-бытовые нужды.
Потребность электроэнергии для освещения рассчитывается исходя из
освещаемой площади, нормы освещения и количества часов освещения. Во
многих случаях потребность в электроэнергии для освещения определяется по
количеству установленных светильников, их мощности и планируемому коли-
честву часов освещения.
4.7 Определение объема энергосбережения для действующей
технологии
Высокая себестоимость выпускаемой продукции в значительной степени
обусловлена затратами на электроэнергию. Рыночные условия заставляют
предприятия переходить к энергосбережению и нормированию электропотреб-
ления. Под энергосбережением в промышленности понимается применение
технологии с рациональным расходованием электроэнергии и снижением по-
терь. Если предприятие не знает реальных графиков нагрузки своих подразде-
лений, не может достоверно оценить, кто, когда, сколько и на что расходует
электроэнергию, оно вынуждено завышать заявленное значение максимума на-
грузки, что приводит к значительной переплате за установленную мощность.
Энергетические потери разделяются на потери неустранимые (или поте-
ри, устранение которых экономически неоправданно) и потери, устранение ко-
торых в данных технических условиях возможно и экономически целесообраз-
но.
Потери электроэнергии, устранение которых возможно и экономически
целесообразно, можно разделить на:
а) потери, вызванные неудовлетворительной эксплуатацией оборудования
и инженерных сетей;
б) потери, вызванные конструктивными недостатками оборудования, не-
правильным выбором технологического режима работы, отставанием развития
инженерных сетей и т.д. [4.3].
Для каждого агрегата или технологической линии, электропотребление
которых фиксируется по счетчикам, удельные расходы на единицу продукции
могут быть рассчитаны за каждые сутки (или технологическую операцию) и за
год (месяц, квартал). Эти показатели имеют гауссово распределение, которое
но
характеризуется средним значением и областью определенного разброса, назы-
ваемой областью технологически нормальной работы [4,12]. Выход параметра
из области технологически нормальной работы должен фиксироваться, техно-
логу следует проанализировать причины отклонения и найти пути его устране-
ния. Чем лучше работает агрегат, тем меньше среднее значение удельного рас-
хода, однако его снижение имеет предел, обусловленный возможностями тех-
нологии.
Одинаковые удельные расходы для различного оборудования не могут
быть жестко заданы даже на одном предприятии, поскольку работа агрегата за-
висит от многих факторов. Тем более не может быть одинаковых удельных
расходов у однотипных технологических линий и агрегатов, но работающих на
разных предприятиях, т.е. в различных сложившихся техноценозах. Под терми-
ном техноценоз подразумевается сложная техническая система - современное
промышленное предприятие. Исследование ценозов как целостности предпола-
гает их системное описание иерархической системой показателей. Структуру
ценоза как сообщества элементов-особей отражает описание его элементов по
повторяемости. Анализ показателей с целью их применения для практических
расчетов опирается на теорию и математический аппарат Н-распределения -
гиперболического распределения [4.12]. В каждом техноценозе агрегат работа-
ет в разных условиях по технологии, сырью, обслуживанию, воздействию ок-
ружающей среды. Результаты энергосбережения можно оценивать, только имея
в виду индивидуальность каждого производства. Ценологическое влияние -
это влияние конкурирующих между собой предприятий за ограниченный
ресурс электроэнергии.
Таким образом, невозможно пронормировать расходы электроэнергии
для всех режимов и всех видов продукции, нельзя считать их постоянными, на
несколько лет вперед. Поэтому нереально опираться на них при определении
экономии электроэнергии по цехам и прогнозировании параметров электропо-
требления предприятия в целом. Здесь необходим более обобщенный показа-
тель, связывающий потребление электроэнергии с выпуском продукции. Таким
показателем может являться электроемкость продукции, предложенная в работе
[4.12].
Электроемкость базового вида продукции рассчитывается как отноше-
ние годового электропотребления предприятия к объему ее выпуска. Размер-
ность данного показателя — кВт-ч/т или кВт-ч на единицу продукции, что сов-
падает с размерностью удельного расхода, но эти величины имеют разный фи-
зический смысл.
Удельный расход — это количество электроэнергии, затраченное на про-
изводство единицы данного технологического продукта. Например, для метал-
лургического предприятия за единицу продукции может быть принята 1 т про-
ката. Электроемкость же проката учитывает расход электроэнергии не только
непосредственно на производство проката, но и во всех предыдущих переделах
данного предприятия (сталь, чугун, железорудное сырье, как используемые за-
тем для получения проката, так и продаваемые другим предприятиям), а также
затраты электроэнергии на производство изделий дальнейшего передела, выра-
Ill
ботку кислорода, сжатого воздуха, тепла, водоснабжение и т.д. Поэтому значе-
ние электроемкости в несколько раз превышает значение удельного расхода
электроэнергии на соответствующий вид продукции.
Общее годовое электропотребление предприятия с учетом его структуры
(затрат электроэнергии на выпуск разных видов продукции и на вспомогатель-
ные нужды) можно представить в виде
Аод - 24 + 2 Л = +
/-I j=i i=i j=i
(4.Ю)
где Л, - расход электроэнергии на производство основных видов продукции;
Aj - расход электроэнергии на вспомогательные производства и другие
нужды;
и - число видов основной продукции;
т - число статей расхода на вспомогательные нужды;
а, - удельный расход электроэнергии на выпуск z-ro вида продукции;
Мг объем производства i- го вида продукции.
Выбрав один вид продукции как базовый с индексом i = п, удельным рас-
ходом аБ и объемом производства МБ и разделив выражение (4.10) на объем
производства этого вида продукции, можно получить выражение для определе-
ния электроемкости базового вида продукции [4.12]:
л-1 т
Ав = Атд/МБ=аБ + ХАу/МБ, (4-11)
1=1 /•!
где ki = Mj / МБ — коэффициенты вложенности, показывающие, какое количе-
ство каждого вида выпускаемой продукции приходится на единицу базовой.
Таким образом, электроемкость базового вида продукции является харак-
теристикой структуры электропотребления предприятия. Причем в этом пока-
зателе учитываются не только удельные расходы электроэнергии, но и сло-
жившиеся соотношения между объемами выпускаемой продукции. Коэффици-
енты вложенности могут рассматриваться как весовые коэффициенты, опреде-
ляющие значимость конкретного удельного расхода в общей структуре элек-
тропотребления. Удельный расход на производство единицы базового вида
продукции включается в формулу с весом, равным единице, а вклады других
удельных расходов определяются соотношениями между объемами производ-
ства по видам продукции. Третье слагаемое в формуле (4.11) представляет со-
бой вклад в электроемкость расхода электроэнергии на вспомогательные нуж-
ды предприятия, также отнесенного к единице базовой продукции. Электроем-
кость, следовательно, характеризует предприятие как сложившуюся систему
техноценоза, где существуют определенные взаимосвязи между производст-
венными циклами.
112
Базовым может быть выбран один из видов основной продукции, в неко-
тором смысле завершающий процесс производства, или вид, на производство
которого расходуется значительная доля электроэнергии. Если на предприятии
выпускается один вид продукции, электроемкость совпадает с общезаводским
удельным расходом электроэнергии, поскольку в нем учитываются не только
затраты на единицу продукции, но и все расходы электроэнергии на вспомога-
тельные процессы, потери в сетях и т.д. Если же выпускается много видов про-
дукции, целесообразно рассчитывать электроемкость по нескольким основным
видам и анализировать их совокупность.
Для многономенклатурных производств с большим числом видов выпус-
каемой продукции в соответствии с теорией Н-распределения достаточно рас-
сматривать 5 - 10 % общего числа видов. Они должны быть выбраны таким об-
разом, чтобы на их производство затрачивалось не менее 60 % общего электро-
потребления предприятия.
Годовое электропотребление многономенклатурных производств сущест-
венно зависит от изменений объемов выпускаемой продукции, которые в свою
очередь отражают состояние конъюнктуры рынка на данный момент времени.
Если для каждого вида продукции многономенклатурного производства
рассчитать электроемкость как отношение годового электропотребления к объ-
ему выпуска этого вида, то в целом по предприятию эти величины подчиняются
ранговому распределению. Полученные параметры рангового распределения по
годам имеют достаточно стабильную тенденцию к увеличению. Возрастание
рангового коэффициента показывает, что на предприятии с годами увеличива-
ются разнообразие выпускаемой продукции и разница в расходах электроэнер-
гии на выпуск различных видов.
Совокупность кривых рангового распределения представляет собой по-
верхность. Анализ структурно-топологической динамики (траектории движе-
ния особи по кривой рангового распределения) на этой поверхности дает вре-
менной ряд электроемкости каждого исследуемого вида продукции, что пред-
ставляет интерес с точки зрения возможности прогноза параметров электропо-
требления. Можно сделать вывод о наличии жесткой корреляционной связи
между годовым электропотреблением многономенклатурного производства,
структурой выпускаемых изделий и видовым разнообразием выпускаемой про-
дукции [4.12].
Общая формула, выражающая зависимость годового электропотребления
от технологически определяющих видов продукции, для многономенклатурных
производств записывается следующим образом [4.12]:
Л год = МЛ, = М2Эв2 + М3Эв3, (4.12)
где А/| - Л/3 - объемы выпуска первого — третьего видов продукции;
Э„1 — Эа3 - соответствующие расчетные электроемкости.
В условиях экономической нестабильности промышленности увеличива-
ется вероятность ошибок прогнозирования электропотребления. Применение
устойчивых ранговых и Н-распределений структуры электропотребления тех-
113
ноценозов на основе банков данных дает возможность прогнозировать тенден-
ции развития и параметры электропотребления даже в условиях сильных внеш-
них возмущений (реорганизация предприятий, спад производства и т.п.) [4.12].
4.8 Текущие и перспективные прогнозы элекгропотребления
Эффективность АСКУЭ возрастает при возможности выполнения функ-
ций прогнозирования электропотребления.
Современные системы учета электроэнергии позволяют осуществлять те-
кущий 3-минутный (5-минутный) и 30-минутный прогноз.
Текущий прогноз выполняется следующим образом [4.11]:
по мощности в часы пик контролируется и прогнозируется (рассчитыва-
ется) электропотребление (в прогнозе участвуют 3-минутные мощности). Если
вероятны нарушения установленного лимита, то корректируется план-график
загрузки оборудования для сведения к минимуму вероятности превышения ус-
тановленного лимита;
по результатам статистического анализа и данным планируемого объема
выпуска продукции на очередной расчетный период рассчитываются рекомен-
дуемые лимиты на потребляемую электроэнергию и мощность;
для наглядности выводятся гистограммы с численными значениями и
указанными ограничениями;
вся отсортированная информация передается на хранение в базу данных.
Цель прогноза на 30-минутном интервале состоит в определении вероят-
ной мощности в конце 3-минутного интервала по фактическим 3-минутным
значениям мощности в его начале. Если прогнозные значения с большой веро-
ятностью и малым отклонением будут совпадать с фактической мощностью в
конце 30-минутного интервала, то появится возможность оперативного упреж-
дающего снижения мощности для исключения ее превышений в конце указан-
ного интервала.
Предварительно весь 30-минутный интервал разбивается на десять 3-
минутных (или шесть 5-минутных) интервалов. По истечению очередных 3 мин
в базу данных записывается значение 3-минутной мощности. Кроме того, зада-
ется в часы пик (в течение расчетного периода они обычно не меняются) 30-
минутный лимит, за превышение которого возможно применение санкций в ви-
де штрафа.
Если очередной 30-минутный интервал только начался, то прогнозное
значение мощности Р L на конец очередного (/-го) 30-минутного интервала оп-
ределяется по формуле [4.11]:
PL = Pt0L-'* 10, (4.13)
где 10 - число 3-минутных интервалов на 30-минутном интервале;
Р,Г - мощность в конце (£-1) - го интервала.
После истечения первого 3-минутного интервала (£-м) 30-минутном ин-
тервале [4.11]:
114
к
PL = JJ>.L + pkL (10 - k), (4.14)
/=1
к
где ^-фактическое значение мощности за к 3-минутных интервалов;
1=1
к - порядковый номер только что прошедшего 3-минутного интервала.
По окончании очередных 3 мин рассчитываются:
максимальное Ртдх и минимальное Рт!„ значения 3-минутной мощности
на 30-минутном интервале;
отклонения прогнозного значения от Ртса и Pmi„.
После каждого очередного 30-минутного интервала вычисляется вероят-
ность прогноза скользящим методом, например, по 10 - 20 30-минутным ин-
тервалам. Вероятность оценивается как отношение числа удачных к общему
числу прогнозов (прошедших 30-минутных интервалов). Удачным может счи-
таться прогноз мощности, значение которой после окончания очередного 30-
минутного интервала отклонилось от фактической мощности менее чем на 5 %.
Перспективный прогноз осуществляется на расчетный период. Для по-
вышения достоверности перспективного прогноза необходимо увязывать элек-
тропотребление с плановым объемом выпускаемой продукции на интервале
прогноза и нормами потребления электроэнергии.
В начале расчетного периода за основу берутся сведения согласно дого-
вору предприятия с энергоснабжающей организацией. Договорное значение
(ограничение, лимит) потребляемой электроэнергии распределяется по суткам
текущего расчетного периода. В базу данных вводится график работы, состав-
ленный с учетом рабочих, ремонтных и выходных дней на текущий расчетный
период. Фактические средние значения потребленной электроэнергии по рабо-
чим дням (возможно с привязкой к объему выпущенной продукции) умножа-
ются на число рабочих дней. При этом учитывается среднее электропотребле-
ние в рабочие, выходные и ремонтные сутки. Если фактическое потребление
отличается в 1,5-2 раза от планируемого на эти сутки, то график работы в те-
кущем расчетном периоде корректируется.
Вероятное отклонение от установленного лимита на конец расчетного пе-
риода определяется в следующей последовательности:
рассчитывается вероятное электропотребление на оставшийся период с
учетом средних значений потребления в рабочие, ремонтные и выходные су-
тки;
фиксируется фактическое суммарное потребление электроэнергии с нача-
ла расчетного периода по текущие сутки:
суммируется вероятное потребление на оставшийся период (прогнозное
значение) с фактическим суммарным потреблением электроэнергии с начала
расчетного периода на текущие сутки;
определяется разность между лимитом электропотребления на текущий
расчетный период и его прогнозным значением.
115
Вероятное отклонение от лимита на потребление в конце текущего рас-
четного периода AF^' определяется по формуле [4.11]:
\FL =FPL-FL, (4.15)
где FP L - прогнозное суммарное потребление до конца расчетного периода,
кВт*ч;
Fl- лимит на потребление в текущем расчетном периоде, кВт*ч.
Анализ результатов перспективного прогноза позволяет уточнять лимиты
на текущий расчетный период и обеспечивать эффективное электропотребле-
ние.
4.9 Оценка правильности определения максимума нагрузки.
Потребители-регуляторы
Снижение максимумов (пиков) нагрузки в часы максимума энергосисте-
мы позволяет снизить потери электроэнергии. Регулирование суточных графи-
ков нагрузки может осуществляться несколькими способами. В первую очередь
необходимо выравнивать график за счет перевода наиболее энергоемкого обо-
рудования, работающего периодически, с часов максимума на другие часы су-
ток. Таким оборудованием могут считаться, например, отдельные виды круп-
ных станков, сварочные машины, компрессоры, насосы артезианских скважин,
испытательные и зарядные станции, холодильные установки, мельницы, уста-
новки токов высокой частоты, отдельные виды элекротермического оборудова-
ния, пилорамы и др. С этой же целью целесообразно в часы максимумов нагру-
зок энергосистемы провести на предприятиях текущие и профилактические ре-
монты технологического и энергетического оборудования, упорядочить работу
вспомогательных цехов для снижения их электрических нагрузок в указанные
часы, установить твердый график работы вентиляционных установок и т.д. При
выполнении мероприятий по отключению в часы максимумов соответствующе-
го оборудования следует учитывать влияние выключения данного оборудова-
ния на другие производственные процессы и на работу предприятия в целом.
Снижение нагрузки может достигаться путем рассредоточения по време-
ни пусков крупных электроприемников, создания запасов полуфабриката за
счет интенсификации их производства вне часов максимума.
К мероприятиям по выравниванию суточных графиков относятся также
смещение времени начала и окончания различных смен с целью совмещения с
часами максимума нагрузки межсменных и обеденных перерывов на предпри-
ятиях; введением третьей (ночной) смены для энергоемкого оборудования; вве-
дение разных выходных дней для предприятий. Мероприятия по изменению
режима работы связаны с изменением условий труда работников предприятий,
поэтому их осуществление может быть допущено только в крайних случаях.
На присоединенную мощность влияют максимумы (пики) нагрузки, обра-
зующиеся при неравномерном потреблении. Выравнивание нагрузки позволяет
снизить присоединенную мощность.
116
Чтобы определить максимальную (пиковую) технологическую нагрузку,
строят плановый график потребления, учитывая данные отчетного года, плани-
руемый режим работы оборудования, сменности и возможности сокращения
расхода энергии.
Расчет энергии на двигательные цели производится отдельно для круп-
ных и мелких электродвигателей, которые объединяют в группы по принципу
одинакового режима работы.
Для крупных электродвигателей строятся плановые графики нагрузки на
основании данных о режиме работы и отчетных данных. Из графиков можно
определить требуемое количество электроэнергии.
Мелкие двигатели по характеру работы разбиваются на однородные
группы. Для каждой группы находится мощность присоединенная, т.е. сумма
мощностей, взятых по паспорту с учетом потерь в двигателях.
Данные в паспорте должны быть точными, так как изношенное оборудо-
вание потребляет энергии на 30 - 35 % больше, чем обкатанная новая машина, а
у новой необкатанной машины расход энергии повышен примерно на 10% про-
тив нормы.
В результате анализа и расчетов получаются все необходимые данные о
величине присоединенной мощности. Для завершения расчетов необходимо
иметь полученные из отчетных графиков и скорректированные коэффициенты
спроса и нагрузки.
В зависимости от полноты информации о нагрузках элементов сети за
расчетный период, для расчетов нагрузочных потерь могут использоваться сле-
дующие методы [4.2]:
1 Методы поэлементных расчетов, использующие формулу
Д1ГИ = ЗД/^.^2. (4-16)
где к - число элементов сети;
hj - токовая нагрузка i- го элемента сопротивлением R, в момент времени j;
ДГ - периодичность опроса датчиков, фиксирующих токовые нагрузки
элементов.
2 Методы характерных режимов, использующие формулу
Д17Н = ЕДР,Г„ (4.17)
м
где ДР, - нагрузочные потери мощности в сети в i-м режиме продолжительно-
стью ( часов;
и - число режимов.
3 Методы характерных суток, использующие формулу
т
AJ7„=ZA^H,AK„ (4.18)
Г=1
117
где т - число характерных суток, потери электроэнергии за каждые из кото-
рых, рассчитанные по известным графикам нагрузки в узлах сети, составляют
Д1ГН;
Дэк! - эквивалентная продолжительность в году 1-го характерного графика
(число суток).
4 Методы числа часов наибольших потерь т, использующие формулу
ДЖН = ДР,^ г, (4.19)
где ДРШах - потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети.
5 Методы средних нагрузок, использующие формулу
= ЬР^к^Т, (4.20)
где ЛРср - потери мощности в сети при средних нагрузках узлов (или сети в
целом) за время Г;
Лф - коэффициент формы графика мощности или тока.
6 Статические методы, использующие регрессионные зависимости потерь
электроэнергии от обобщенных характеристик схем и режимов электрических
сетей.
Выравнивание графика нагрузки сети осуществляется с помощью
применения к потребителям стимулирующих мер, обеспечивающих перенос
части нагрузки на ночные часы. Снижение потерь электроэнергии в сети опре-
деляют по формуле [4.2]
<51FH = AfFH(l-W/V)> (4.21)
где индексами 1 и 2 обозначены коэффициенты формы графика до выравнива-
ния и после него;
- нагрузочные потери в сети при коэффициенте формы к^.
Одним из путей снижения пиков нагрузки является использование на
промышленных предприятиях потребителей-регуляторов, т, е. такого элек-
тротехнологического оборудования, которое может работать в режиме регули-
рования в соответствии с потребностями энергосистемы. При этом получаемая
в энергосистеме экономия средств может превышать дополнительные затраты
потребителя-регулятора.
Оптимизация режимов сети по напряжению, мощности и частоте исполь-
зуется в распределительных сетях с учетом специфики их работы. Как извест-
но, в центрах питания (ЦП) сетей 6 - 10и35 кВ широко используется регули-
рование напряжения. Основной задачей регулирования напряжения в ЦП явля-
ется обеспечение допустимых отклонений напряжения электроприемников,
присоединенных к сетям 6 - 10 кВ и ниже. При этом, как правило, удается од-
новременно снизить и потери электроэнергии в сетях. Возможности такого
118
снижения увеличиваются при наличии в ЦП всех сетей 6 - 10 кВ трансформа-
торов с РПН.
В распределительных сетях повышение уровня напряжения приводит не
только к уменьшению потерь мощности, но и к росту потребляемой мощности
нагрузок в соответствии с их статическими характеристиками по напряжению.
Поэтому для определения целесообразности повышения уровня напряжения в
распределительных сетях надо анализировать его влияние на изменения потерь
мощности в сети и потребление нагрузок. Кроме того, надо учитывать и ущерб
потребителей от низкого качества напряжения.
К трехфазным сетям 0,4 кВ подключается большое количество однофаз-
ных электроприемников, присоединяемых к одной фазе и нулевому проводу.
Их подключение производится по возможности равномерно между фазами, од-
нако токи фаз /А, 1ц и 1С оказываются в той или иной степени неодинаковыми.
Различают вероятностную несимметрию, имеющую перемежающийся
характер с большей загрузкой то одной, то другой фазы, и систематическую не-
симметрию, при которой неодинаковы средние значения нагрузок. Первый вид
несимметрии может быть устранен лишь специальными устройствами с тири-
сторным управлением, переключающими часть нагрузок с перегруженной на
недогруженную фазу. Систематическая несимметрия может быть снижена пу-
тем периодического (1-2 раза в год) перераспределения нагрузок между фаза-
ми.
Контрольные вопросы к главе 4
1 Назначение коммерческого и технического учета электроэнергии.
2 В чем особенность применения автоматизированных систем контроля и
учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ) на крупных, средних и мелких
предприятиях?
3 На решение каких задач направлены нормирование и лимитирование
электропотребления?
4 Порядок расчета удельных расходов электроэнергии.
5 Какие существуют методы определения норм электропотребления?
6 Как составляются энергетические балансы?
7 Что такое "электроемкость продукции" и как она определяется?
8 Какие факторы надо учитывать при прогнозировании показателей
электропотребления?
9 Как можно регулировать суточные трафики нагрузки?
10 Какие потребители электрической энергии относятся к потребителям-
регуляторам?
Библиографический список к главе 4
4.1 Ахметов Р.Р., Кабанов Н.Д., Сатов В.Д. Сетевой контроллер СИКОН//
Приборы и системы управления. - 1995 - № 5.
119
4.2 Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнер-
гии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. - М.: Энер-
гоатомиздат, 1989. - 176 с.
4.3 Копытов Ю.В., Чуланов Б.А. Экономия электроэнергии в промыш-
ленности: Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1982. - 112 с.
4.4 Московский А.Е. Об основных направлениях работ по созданию кон-
цепции автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии для бы-
тового потребителя (АСКУЭ БП) // Метрология электрических измерений в
электроэнергетике: Сборник. - М.: НЦ ЭНАС, 2001.
4.5 Общегосударственная программа ресурсосбережения на 1991 -
1995 гг. и на период до 2005 г. - М.: Энергия, 1989. - 56с.
4.6 Организация и планирование машиностроительного производства
(производственный менеджмент): Учебник / К.А. Грачева, М.К. Захарова,
Л.А. Одинцова и др.; Под ред. Ю.В. Скворцова, Л.А. Некрасова. - М.: Высшая
школа, 2003. - 470 с.
4.7 Организация и планирование производства. Управление нефтеперера-
батывающими и нефтехимическими предприятиями: Учебник для вузов / Л. Г.
Злотникова, В. А. Колосков, Л. П. Лобанская и др. -М.: Химия, 1988. - 320 с.
4.8 Осика Л.К. Основные направления развития системы коммерческого
учета товарной продукции и платных дополнительных системных услуг на оп-
товом рынке электроэнергии // Электронный журнал энергосервисной компа-
нии «ЭСКО». - 2002. - № 12.
4.9 Основные направления реформирования электроэнергетики Россий-
ской Федерации // Энергетик. - 2001. - № 10.
4.10 Пономаренко И.С. Приборы для энергетических обследований сис-
тем электроснабжения промышленных предприятий // Промышленная энерге-
тика. - 2002. - № 12.
4.11 Севастьянов Б. Г. Алгоритм перспективного прогноза для систем
учета электропотребления // Промышленная энергетика. - 2004. - №7.
4.12 Фуфаев В.В., Лагуткин О.Е., Матюнина Ю.В. Прогнозирование элек-
тропотребления и оценка энергосбережения по критериям Н -
распределения // Промышленная энергетика. — 1996. - № 9.
4.13 Чабаненко Ю.И., Абакумов Ю.М. и др. Опыт организации внутриза-
водского учета расхода энергоносителей на базе оборудования КТЧ «Энергия»
// Промышленная энергетика. - 2003. - № 1.
4.14 Энергетический менеджмент на промышленных предприятиях /
В.И. Похабов, В.И. Клевзович, В.В. Ворфоломеев. - М.: УП «Технопринт»,
2002. - 176 с.
4.15 http://www.antrel.ru/Droekt/DolAlfa/alfap funk.htm
120
ГЛАВА 5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
5.1 Общие вопросы технической эксплуатации. Виды технического
обслуживания
Под эксплуатацией понимается стадия жизненного цикла изделия, на ко-
торой реализуется, поддерживается или восстанавливается его качество. Под
технической эксплуатацией понимается комплекс мероприятий по поддержа-
нию работоспособности или исправности изделия при использовании его по на-
значению, при ожидании, хранении и транспортировке [5.1]. Техническая экс-
плуатация включает в себя следующие этапы: транспортирование, хранение,
монтаж, ввод в эксплуатацию, техническое обслуживание во время эксплуата-
ции, ремонт и утилизацию при наступлении предельного срока. Основная цель
технического обслуживания (ТО) заключается в обеспечении требуемого уров-
ня надежности работы оборудования в течение установленного срока службы с
наилучшими технико-экономическими показателями, наиболее важными из ко-
торых являются уменьшение потерь энергии и увеличение КПД.
Обслуживание электрических сетей и электрооборудования во время экс-
плуатации включает в себя регулярные осмотры и технические мероприятия в
соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей, проводимые по специ-
альным графикам и программам. В состав ТО входят также ремонты, разли-
чающиеся по своему объему.
Аварии и отказы электрооборудования приводят к материальному и эко-
номическому ущербу на производстве. Поэтому выявление причин отказов и
аварий также является задачей эксплуатации. Для определения доли ответст-
венности электроснабжающей организации за нарушение условий договора
электроснабжения проводится мониторинг качества электроэнергии.
Поскольку стоимость ТО входит в себестоимость готовой продукции, то
вопрос о необходимом объеме ТО является в большинстве случаев чисто эко-
номическим. Существует три вида ТО:
Первый - практически без обслуживания, оборудование находится в ра-
боте до тех пор, пока не выйдет из строя.
Второй - планово-предупредительная система обслуживания и ремонта
(ППР).
Третий — обслуживание с ремонтом по мере необходимости.
Первый вид ТО характерен для вспомогательного электрооборудования -
освещения, вентиляции и электронагревательных устройств. Стоимость такого
оборудования, как правило, невелика, что позволяет иметь на предприятии его
необходимый резерв и проводить в случае необходимости быструю замену.
Второй вид ТО является основным и применяется для основного и боль-
шей части вспомогательного оборудования. ППР предусматривает плановые
(по графику) осмотры и ремонт электрических сетей и электрооборудования.
При этом контроль за текущей нагрузкой, качеством электроэнергии и другими
режимными параметрами не предусматривается. Функции контроля за откло-
121
нением режимных параметров от номинальных значений возлагаются на систе-
мы защиты оборудования.
Третий вид ТО обеспечивает необходимый уровень надежности работы
оборудования при минимальной стоимости обслуживания. Применение этого
вида ТО требует контроля режимов работы оборудования и условий окружаю-
щей среды. Контроль осуществляется с помощью датчиков, связанных с ин-
формационно-измерительной системой предприятия или с системой диагности-
ки работы оборудования. Эти системы с помощью математических моделей на-
дежности обрабатывают полученную информацию и выдают данные по уровню
надежности и необходимости ремонта оборудования.
К достоинствам этого вида ТО относится выведение из эксплуатации
только того оборудования, ремонт которого объективно необходим. В первую
очередь этот вид ТО распространяется на наиболее ответственное и дорого-
стоящее оборудование.
5.2 Классификация ремонта
Наряду с повседневным уходом и осмотром оборудования в соответствии
с Правилами эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) через оп-
ределенные промежутки времени проводят плановые межремонтные испыта-
ния и измерения (профилактические испытания, не связанные с выводом в ре-
монт) и различные виды ремонта. С помощью системы НИР оборудование под-
держивается в работоспособном состоянии, обеспечивающем выполнение им
своих технических функций, и частично предотвращаются случаи отказа обо-
рудования. В ходе планового ремонта оборудования в результате модернизации
улучшают его технические параметры [5.1 - 5.4].
По объему ремонт подразделяют на текущий, средний и капитальный. Те-
кущий ремонт проводят во время эксплуатации оборудования для гарантиро-
ванного обеспечения его работоспособности, он состоит в замене и восстанов-
лении его отдельных частей и в их регулировке. Текущий ремонт проводится на
месте установки оборудования с его остановкой и отключением. Средний ре-
монт предусматривает полную или частичную разборку оборудования, ремонт
и замену изношенных деталей и узлов, восстановление качества изоляции. При
этом достигается восстановление основных технических показателей работы
оборудования. Капитальный ремонт предусматривает полную разборку обору-
дования с заменой или восстановлением любых его частей, включая обмотки.
При этом достигается полное (или близкое к нему) восстановление ресурса. В
настоящее время в основном производят текущий и капитальный ремонт, хотя в
некоторых случаях предусмотрен и средний ремонт.
По назначению ремонт делится на восстановительный, реконструкцию и
модернизацию. Восстановительный ремонт осуществляется без изменения
конструкции отдельных узлов и всего устройства в целом. Технические харак-
теристики оборудования остаются неизменными. В ходе реконструкции могут
изменяться конструкции отдельных узлов и заменяться отдельные материалы,
из которых они изготовлены, при практически неизменных технических харак-
122
теристиках. Модернизация предусматривает замену и усовершенствование су-
ществующих узлов и применяемых материалов, чтобы существенно улучшить
технические характеристики, приблизив их к характеристикам нового совре-
менного оборудования.
По методу проведения ремонт делится на принудительный и послеосмот-
ровый. Принудительный ремонт применяется в основном для ответственного
оборудования. Суть его заключается в том, что через определенные промежут-
ки времени электрооборудование в обязательном порядке подвергают капи-
тальному ремонту. Также через определенные промежутки времени проводят
текущий ремонт в соответствии с длительностью ремонтного цикла и его
структурой. При этом ресурс оборудования между ремонтами полностью не
используется и в ремонт может попасть исправное оборудование. Поэтому дан-
ный вид ремонта является наиболее дорогим. Послеосмотровый ремонт обо-
рудования производится в объеме капитального ремонта только после осмотра
и профилактических испытаний во время очередной ревизии или текущего ре-
монта. Ресурс оборудования используется при этом виде ремонта полностью,
поэтому стоимость ремонта уменьшается. Однако, из-за возможности внеоче-
редного незапланированного ремонта, усложняется процесс его проведения и
может увеличиться его длительность. С принудительного на послеосмотровый
вид ремонта можно переводить оборудование массового применения, не отно-
сящееся к основному и имеющее достаточный обменный парк.
По форме организации ремонт делится на централизованный, децентра-
лизованный и смешанный. При централизованном ремонте работы осуществ-
ляют специализированные ремонтно-наладочные предприятия без использова-
ния местных ремонтно-эксплуатационных служб. Усовершенствование этой
формы ремонта предполагает создание центрального обменного фонда обору-
дования и расширение его номенклатуры, а также распространение сферы ус-
луг ремонтных предприятий на проведение текущего ремонта и профилактиче-
ского обслуживания. Централизованная форма ремонта обеспечивает наиболее
высокое качество работ.
При децентрализованном ремонте работы осуществляют ремонтные
службы предприятия, на котором установлено это оборудование.
При смешанном ремонте часть работ выполняется централизовано (сто-
ронними организациями), а часть - децентрализовано (собственными ремонт-
ными службами). Степень централизации зависит от характера предприятия,
типа и мощности оборудования.
5.3 Система планово-предупредительного ремонта
В процессе эксплуатации электрооборудования с течением времени
ухудшаются свойства изоляции, изнашиваются токоведущие части, обмотки и
подшипники электрических машин, отдельные механические детали. В резуль-
тате этого, а также из-за заводских дефектов, неправильных действий персона-
ла, загрязнения, неблагоприятных атмосферных условий и других причин про-
исходит износ и повреждение электрооборудования. Поэтому периодически
123
проводится планово-предупредительный ремонт оборудования (ППР). Плано-
во-предупредительный ремонт представляет собой комплекс работ, направлен-
ных на поддержание и восстановление работоспособности оборудования путем
обслуживания, ремонта и замены изношенных деталей и узлов с тем, чтобы в
дальнейшем обеспечить его надежную и экономичную работу. Он состоит из
межремонтного обслуживания, текущего, среднего и капитального ремонта [5.1
- 5.4].
Для каждого вида оборудования периодичность ППР устанавливается
Правилами эксплуатации электроустановок потребителей. Однако энергосис-
темам разрешается изменять периодичность ремонта в зависимости от состоя-
ния оборудования. Кроме того, нормативные документы ориентируют пред-
приятия на расширение использования контроля состояния электрооборудова-
ния под рабочим напряжением, который позволяет выявлять дефекты на ранних
стадиях их развития. При этом возможен отказ от некоторых трудоемких видов
традиционных испытаний, а по мере накопления опыта контроля под рабочим
напряжением - переход от периодического ремонта оборудования в установ-
ленные сроки к ремонту по его техническому состоянию на основании диагно-
стики.
Увеличение межремонтных периодов сокращает затраты и является зна-
чительным резервом сокращения времени простоя оборудования в ремонте.
Другим источником экономии является сокращение времени простоя
оборудования непосредственно в ремонте. Для этого внедряют агрегатно-
узловые и индустриально-заводские способы ремонта.
При агрегатно-узловом способе ремонта отдельные агрегаты или узлы
демонтируют и заменяют заранее отремонтированными из обменного фонда.
При индустриально-заводском способе однотипное оборудование ремонтируют
на заводе или в специализированных мастерских, а затем устанавливают взамен
выведенного в ремонт [5.1].
Основным недостатком системы ПНР является возможность отправки в
ремонт исправного оборудования, поскольку оценка его износа осуществляется
косвенным путем по количественным показателям. Например, для коммутаци-
онных аппаратов критерием износа служит количество отключений (включе-
ний) без учета токов отключения, которые и определяют их износ. Для элек-
трических машин и трансформаторов основным критерием является время ра-
боты без учета реальной нагрузки и т.д. При этом ресурс оборудования между
ремонтами полностью не используется, поэтому данный вид ремонта является
наиболее дорогим. Для уменьшения стоимости ППР применяют различные ме-
тоды рационализации ремонта.
5.4 Система обслуживания и ремонта электрических сетей
и электрооборудования по техническому состоянию
Существенного снижения затрат на обеспечение работоспособности
можно добиться переходом на обслуживание и ремонт электрооборудования по
фактическому состоянию. Такой переход невозможен без эффективного кон-
124
троля состояния оборудования с обнаружением всех потенциально опасных
дефектов на стадии зарождения и долгосрочным прогнозом их развития. Толь-
ко глубокая диагностика оборудования может дать возможность своевременно
подготовиться к его обслуживанию и ремонту. Очевидно, что для глубокой ди-
агностики необходимо привлекать и косвенные признаки дефектов, проявляю-
щиеся при контроле вторичных процессов, протекающих в диагностируемом
оборудовании. Для долгосрочного прогноза состояния оборудования необхо-
димо не только обнаружить дефект, но и идентифицировать его (определить
вид и величину), так как разные дефекты имеют разные скорости развития [5.1 -
5.4].
Техническое обслуживание и ремонт могут проводиться по результатам
технического диагностирования при функционировании у предприятия систе-
мы технического диагностирования - совокупности объекта диагностирования,
процесса диагностирования и исполнителей, подготовленных к диагностирова-
нию и осуществляющих его по правилам, установленным соответствующей до-
кументацией. Перечень необходимой документации и порядок проведения тех-
нического диагностирования регламентируются Правилами технической экс-
плуатации электроустановок потребителей.
В настоящее время наиболее интенсивный и успешный перевод на об-
служивание и ремонт по состоянию осуществляется для вращающегося обору-
дования [5.5]. Это объясняется тем, что, во-первых, для вращающегося обору-
дования достаточно измерения и анализа параметров только вибрационных
процессов, несущих в себе практически неограниченную диагностическую ин-
формацию. Во-вторых, тем, что надежность большинства механического и
электромеханического оборудования напрямую определяется вращающимися
узлами и деталями, испытывающими высокие динамические нагрузки и под-
верженными наибольшему износу. В-третьих, тем, что технология диагностики
машин по вибрации органично связана с хорошо отработанной технологией об-
наружения источников шума и вибрации в различных видах оборудования.
Основная часть оборудования с вращающимися узлами и деталями может
быть переведена на обслуживание и ремонт по состоянию уже сегодня. Для
этого есть все необходимые условия, а именно - разработанная и внедренная на
многих предприятиях технология, эффективные технические и программные
средства глубокой диагностики, школа подготовки специалистов. Наконец, в
ряде регионов России уже существуют и эффективно работают центры диагно-
стики, которые выполняют по заказам предприятий не только диагностическое
обслуживание оборудования, но и при необходимости ряд сложных работ по
техническому обслуживанию, в частности проводят его балансировку и цен-
тровку непосредственно на месте эксплуатации.
Один из вариантов структуры центра диагностики имеет вид, показанный
на рисунке 5.1. Эффективность центров диагностики определяется сокращени-
ем объема работ по обслуживанию и ремонту на 30 - 50 % при минимальных
затратах на диагностику. Но не только это сокращение определяет полную эко-
номическую эффективность перехода на обслуживание и ремонт оборудования
по состоянию. Как показывают исследования, проведенные в ряде западных
125
стран, снижение затрат на ремонт — это лишь малая (менее 20 %) часть того
экономического эффекта, который обеспечивается сокращением сроков про-
стоя оборудования на время обслуживания и ремонта.
Рисунок 5.1- Структура центра диагностики электрооборудования
Следующим этапом развития центров диагностики стало создание дис-
танционно управляемых средств измерения и анализа вибрации оборудования.
С помощью модемных средств связи сборщики данных, находящиеся в любой
точке страны, соединяются с центральным компьютером. Это позволяет цен-
трам диагностики проводить диагностическое обслуживание предприятий в
удаленных регионах России. В режиме удаленного управления все работы по
анализу результатов измерений, а также по постановке диагноза и долгосрочно-
го прогноза выполняют специалисты диагностического центра, а все измерения
- оператор с минимальной специальной подготовкой, находящийся на пред-
приятии. Сборщик данных по команде центрального компьютера выполняет
измерения и автоматически передает результаты в центр. С помощью одного
126
сборщика данных можно контролировать состояние более 500 агрегатов с че-
тырьмя опорами вращения в каждом.
5.5 Организация ремонта электрооборудования и изготовление
запасных частей
Организация и управление электроремонтом должно обосновываться на
материально-технической базе, основу которой составляют электроремонтный
цех (ЭРЦ), цех сетей и подстанций (ЦСП), центральная электротехническая ла-
боратория (ЦЭТЛ) и другие специализированные и цеховые электроремонтные
мастерские и участки. Организация ремонта электрооборудования зависит от
электрических показателей промышленных предприятий. В зависимости от зна-
чений электрических показателей, предприятия можно разделить на мелкие,
средние и крупные. К мелким относятся предприятия с электрической на-
грузкой до 20 - 30 МВт и количеством установленных электрических машин до
4000 - 5000 шт. К средним - предприятия с электрической нагрузкой до 80 -
100 МВт с количеством установленных электрических машин до 10000 - 12000
шт. К крупным относятся предприятия с нагрузкой свыше 100 МВт, электро-
снабжение которых осуществляется от нескольких ТЭЦ или 11111. Распредели-
тельные сети крупных предприятий характеризуются большими кабельными
потоками, наличием шинопроводов 10 (6) кВ, разветвленных сетей 110 кВ и
выше. Крупные предприятия имеют электроремонтный цех и (или) электро-
ремонтные цеха на основных производствах ("кусты"), цех сетей и подстан-
ций с трансформаторно-масляным хозяйством, ЦЭТЛ.
На мелких предприятиях электрослужба входит в службу главного энер-
гетика. Предусматривается единый электроцех, выполняющий функции ЭРЦ,
ЦСП, ЦЭТЛ. Для мелких предприятий характерна межзаводская централиза-
ция или кооперация ремонта, особенно электродвигателей средней мощности
и крупных специальных электрических машин, силовых трансформаторов
(свыше 1000 кВА), высоковольтной аппаратуры, а также по обеспечению их
запасными частями.
Для средних предприятий, в случае если они не охвачены централизо-
ванным отраслевым ремонтом, предусматривается электроремонтный цех. При
наличии разветвленных распределительных сетей 10 (б) кВ, нескольких ГПП,
воздушных сетей 15 кВ и выше, следует предусматривать сооружение цеха се-
тей и подстанций с трансформаторно-масляным хозяйством, рассчитанным на
ремонт трансформаторов до 10 MBA и ревизию всех установленных. Одновре-
менно рекомендуется организация нескольких лабораторий, выполняющих
функцию ЦЭТЛ.
Важным средством удешевления, ускорения и повышения качества ре-
монта является централизация и специализация по отдельным видам оборудо-
вания. Различают два варианта централизации организации и управления элек-
троремонтом - межзаводскую (или межотраслевую) и внутризаводскую. При
близких технико-экономических показателях предпочтение отдается межзавод-
ской (межотраслевой) централизации.
127
По сравнению с децентрализованной формой организации ППР преиму-
щества централизованной формы заключаются в следующем:
- на ремонтном предприятии, производящем централизованный ремонт,
могут быть созданы мощные специализированные бригады по ремонту генера-
торов, синхронных компенсаторов, трансформаторов, коммутационных аппара-
тов и другого оборудования. Специализация персонала приводит к повышению
качества ремонтных работ;
- снижается общая численность ремонтного персонала за счет лучшего
использования его в течение года;
- сокращаются сроки простоя оборудования в ремонте благодаря более
совершенной организации ремонтных работ;
- появляются более широкие возможности для обмена передовым опы-
том, внедрения прогрессивных методов труда, применения новейшего оборудо-
вания, инструмента и приспособлений.
Ремонтные предприятия не только выполняют все виды ремонтных работ,
но и обеспечивают обслуживаемые объекты материалами, запасными частями,
транспортными средствами и т.п. Степень централизации зависит от характера
предприятия, типа и мощности оборудования.
Внутризаводская централизация может осуществляться:
- за счет объединения всех ремонтных служб предприятия (объединение
ремонтников-электриков с другими ремонтниками);
- по пути централизации управления электротехническим персоналом - по
линии главного энергетика.
Рекомендуемой формой организации ремонта следует считать централи-
зацию с подчинением главному энергетику. На крупных предприятиях создает-
ся единая централизованная электрослужба, обеспечивающая основные объемы
электроремонта. В состав службы входят: (центральный) электроремонтный
цех; электроремонтные мастерские (цеха) по производствам, цех ремонта тех-
нологического электрооборудования (цех оперативного электроремонта); цех
сетей и подстанций с трансформаторно-масляным хозяйством; ЦЭТЛ. Электро-
ремонтный цех выполняет капитальная ремонты электрических машин и сред-
ний ремонт специальных машин, основные объемы производства запасных час-
тей. Рекомендуется рассмотреть вопрос специализации по маркам (сериям)
электрических машин и другого электрооборудования между отдельными «кус-
тами» и центральным электроремонтным цехом. Цех (участок) ремонта техно-
логического электрооборудования (цех оперативного электроремонта, цех
внешних ремонтов) организуется при осуществлении централизации текущих
ремонтов. На цех возлагается проведение ремонтов в производственных цехах
на месте установки оборудования, текущие и аварийные ремонты, монтажно-
заготовительные работы.
При проектировании электроремонта для крупного (среднего) промыш-
ленного предприятия должны рассматриваться вопросы обеспечения ремонтом
средних (мелких) промышленных предприятий, расположенных в районе (про-
мышленном узле).
128
Ремонт электрооборудования и аппаратов, непосредственно связанных с
технологическими агрегатами, должен выполняться одновременно с ремонтом
последних. Графики ремонтов электроустановок, влияющие на изменение объ-
емов производства, должны быть утверждены руководителем предприятия. По-
требителям следует разрабатывать также долгосрочные планы технического
перевооружения и реконструкции электроустановок.
Конструктивные изменения электрооборудования и аппаратов, а также
изменения электрических схем при выполнении ремонтов осуществляются по
утвержденной технической документации.
Качество ремонта и время простоя оборудования зависят от своевремен-
ного и полного проведения подготовительных мероприятий. До вывода основ-
ного оборудования электроустановок в капитальный ремонт должны быть вы-
полнены следующие мероприятия:
- составлены ведомости объема работ и смета, уточняемые после вскрытия
и осмотра оборудования, а также график ремонтных работ;
- заготовлены согласно ведомостям объема работ необходимые материа-
лы и запасные части;
- составлена и утверждена техническая документация на работы в период
капитального ремонта;
- укомплектованы и приведены в исправное состояние инструмент, приспо-
собления, такелажное оборудование и подъемно-транспортные механизмы;
- подготовлены рабочие места для ремонта, произведена планировка пло-
щадки с указанием размещения частей и деталей;
- укомплектованы и проинструктированы ремонтные бригады.
Большое значение имеют технологические графики. При ремонте совре-
менного мощного энергетического оборудования используют более совершен-
ные сетевые графики. Система сетевого планирования и управления позволяет
активно управлять ремонтом: анализировать ход ремонтных работ, обосновы-
вать организационно-технические решения, обеспечивать выполнение работ в
плановые сроки и с наименьшими затратами.
В это же время планируют проведение необходимых мероприятий по
обеспечению требований безопасности и противопожарной защите.
Все работы, выполненные при капитальном ремонте основного электро-
оборудования, принимаются по акту, к которому должна быть приложена техни-
ческая документация по ремонту. Акты со всеми приложениями хранятся в пас-
портах оборудования. О работах, проведенных при ремонте остального электро-
оборудования и аппаратов, делается подробная запись в паспорте оборудования
или в специальном ремонтном журнале.
Важной стороной рациональной организации ремонтных работ является
обеспечение их запасными частями. Изготовление для своих нужд запасных
частей каждым предприятием в отдельности требует дополнительного обору-
дования и дополнительных производственных площадей, которые не могут
быть эффективно использованы, поэтому себестоимость запасных частей, изго-
товленных собственными силами, в 3 — 5 раз выше, чем изготовленных на
специализированных предприятиях. Такое положение вызывает необходимость
129
значительного расширения специализации изготовления запасных частей. Это
может быть достигнуто путем совершенствования организации производства
запасных деталей и узлов следующими способами:
- увеличение объема их производства на заводах-изготовителях, выпус-
кающих соответствующее оборудование;
- специализация существующих ремонтно-механических цехов предпри-
ятий на изготовлении запасных частей определенной номенклатуры;
- строительство специализированных ремонтных заводов в различных ре-
гионах страны. Однако надо учесть, что это будет эффективным только в том
случае, если запасные части будут изготавливать большими сериями, поэтому
должна быть проведена широкая унификация, нормализация деталей узлов,
обеспечивающие взаимозаменяемость на оборудовании различных типов.
Одним из путей удовлетворения потребности в запчастях является вос-
становление изношенных деталей и повторное их использование. Исследования
в этой области показывают, что таким путем можно удовлетворить на 20 - 25 %
существующую потребность в запасных частях. Фактически восстанавливается
и повторно используется незначительная их часть. Низкий процент повторно
используемых деталей объясняется прежде всего существующей на предпри-
ятиях децентрализованной системой ремонта оборудования и изготовления за-
пасных частей. В этих условиях не всегда может быть организовано экономиче-
ски эффективное восстановление изношенных деталей, так как оно требует
специальных знаний, определенной техники и значительного уровня концен-
трации ремонтных работ [5.11].
Норма минимального запаса деталей для ремонтных работ определяется
по формуле [5.10]
Nmin Д<ЗГ ^"ОД / Дд, (5.1)
где Гюг - производственный цикл изготовления партии деталей, мес.;
с од - число типов оборудования, в которых применяется данная деталь;
т - число одинаковых деталей в агрегате;
Тсл - срок службы данной детали, мес.
При AU < 0,75 данную деталь не следует держать в запасе: она может
быть изготовлена к очередному плановому ремонту.
Изготовление запасных частей предполагает составление калькуляций
себестоимости. При отсутствии необходимых норм и нормативов себестои-
мость изготовления запасных частей для электротехнического оборудования
определяется следующими методами [5.7].
Метод удельных затрат. Для значительного количества электроизделий
существует зависимость (линейная, степенная и др.) между одним из парамет-
ров и затратами на его достижение. К ним относятся затраты на единицу массы,
мощности, производительности и других параметров электротехнической про-
дукции. В этом случае себестоимость определяют по формуле
S = 5yr«i, (5.2)
130
где Syl - удельная себестоимость, приходящаяся на единицу параметра, руб.;
п,- значение определяющего параметра новой конструкции.
Недостаток данного метода состоит в том, что в нем себестоимость рас-
считывается в зависимости только от значения одного параметра.
Балльный метод. Он в определенной мере устраняет недостатки преды-
дущего способа и состоит в оценке каждого технико-экономического показате-
ля изделия, который связан с определенными потребительскими свойствами
нового изделия. Такая оценка выполняется по специальным оценочным шка-
лам, в которых количество баллов зависит от уровня того или иного показателя
качества изделия и степени его влияния на себестоимость изготовления. В це-
лях увеличения точности расчетов принимают во внимание также степень важ-
ности каждого из параметров изделия. Проектная себестоимость на основе дан-
ного метода определяется по формуле
S = Si£piXt, (5.3)
i=l
где 5, - стоимостная оценка одного балла, руб / год;
а\ - степень важности i- го параметра нового изделия;
Х| - количество баллов, соответствующее z-му параметру нового изделия;
т - количество параметров изделия, оцениваемое в баллах.
В свою очередь величина Si может быть рассчитана как
m
Si = s6/(^<Я|Х|6), (5.4)
где 5'6 — себестоимость базового изделия, руб./ шт.;
xi6 — количество баллов, соответствующее i-му параметру базового изде-
лия.
Недостаток данного метода заключается в известном субъективизме
балльных оценок, а также в том, что при большом количестве показателей каж-
дый из них занимает относительно небольшой удельный вес в общей сумме
баллов. Это приводит к снижению значимости изменения отдельных характе-
ристик изделия.
Агрегатный метод. На его основе себестоимость определяется как сумма
затрат на производство отдельных конструктивных частей и комплексов элек-
трооборудования, величина которых известна. Этот метод дает хорошие ре-
зультаты, если изделие или комплекс строится на основе сочетания основных
конструкционных элементов. Например, в электроаппаратостроении при со-
ставлении комплектных распределительных устройств (КРУ) путем сочетания
различных типов выпускаемых аппаратов. Зная их набор, находят величину се-
бестоимости КРУ.
В ряде случаев новое изделие строится на базе типовой конструкции путем
добавления к ней или снятия с нее соответствующих элементов. Например, к
контактору добавляются устройства вакуумного дугогашения, форсировки, в
трансформатор — устройство для переключения напряжения под нагрузкой.
131
Тогда себестоимость нового изделия находят как алгебраическую сумму стои-
мости меняющихся элементов и затрат на производство основной конструкции.
Параметрический метод. Себестоимость находят на основе зависимо-
стей между величиной комплекса технических параметров аналогичных изде-
лий и затратами на их производство. Наличие подобных зависимостей позволя-
ет построить корреляционные модели, которые устанавливают в математиче-
ской форме соответствующие связи. Например, предварительная себестоимость
машин постоянного тока серии П выражается следующей зависимостью:
(5.5)
где А - свободный член зависимости, определяемый техническими особенно-
стями данной конструкции;
q - общая масса машины, кг;
и - частота вращения якоря, об/мин;
р — мощность машины, кВт;
v -напряжение, В;
ai, а2, аз, ..., ап — неизвестные показатели степени влияния на себестои-
мость каждого из учитываемых факторов.
В качестве исходных данных для такого рода расчетов используют отчет-
ные калькуляции предприятий, изготавливающих аналогичную продукцию, за
несколько лет. Чем больше массив исходных данных, тем точнее результаты
расчета. Неизвестные A, as, а2, а3,...ап корреляционных моделей определяют с
помощью метода наименьших квадратов путем решения системы уравнений,
например, для машин постоянного тока серии П практические расчеты привели
к следующему уравнению:
5= 2,815 i?0,905 н°’032р0'012 V9’137. (5.6)
Корреляционный анализ дает возможность определить себестоимость но-
вой конструкции на стадии проектирования с большей точностью, чем другие
способы. В то же время он применим только для конструктивно и технологиче-
ски подобных изделий.
5.6 Производство электромонтажных работ по текущей эксплуатации
и техническому перевооружению
После очередного ремонта в процессе технической эксплуатации и при
выполнении мероприятий по техническому перевооружению производства,
оборудование поступает на монтаж. Монтаж электрических машин, электро-
приводов, трансформаторов и трансформаторных подстанций выполняется в
соответствии с требованиями Строительных норм и правил (СНиП), Правилами
устройства электроустановок (ПУЭ), Правилами технической эксплуатации
132
электроустановок потребителей (ПТЭЭП) и монтажными инструкциями заво-
дов-изготовителей.
Перед началом монтажа следует убедиться в соответствии исполнения
оборудования условиям его эксплуатации, необходимо иметь ясное представ-
ление о монтируемом оборудовании, об объемах, характере и условиях монта-
жа. Необходимо подробно ознакомиться с проектом оборудования, техниче-
скими данными машин и аппаратов (по каталогу или с натуры), с чертежами и
нормами завода-изготовителя.
Организация электромонтажных работ. Способы монтажа чрезвычай-
но разнообразны ввиду очень большого диапазона мощностей, конструктивных
решений, типов и форм исполнения оборудования. Кроме того, поскольку мон-
таж обычно производится у потребителя, а не в сборочных цехах завода, то ор-
ганизация и приемы монтажа отличаются своей спецификой. В частности это
проявляется в том, что работы по монтажу стремятся выполнять наиболее про-
стыми средствами [5.1, 5.16].
В России, как и в других индустриально развитых странах, действуют
специализированные организации по производству электромонтажных работ,
работающие в основном по договорам подряда с заказчиком. Эти монтажные
организации обычно построены по территориальному признаку, занимаются
как монтажными и пусконаладочными работами, так и разработкой отдельных
научно-технических проектов, изготовлением изделий и конструкций, не вы-
пускаемых промышленностью серийно. На крупных промышленных предпри-
ятиях, особенно в периоды реконструкции производства, часто создаются соб-
ственные электромонтажные цехи или участки.
Организация электромонтажных работ включает инженерную подготов-
ку, в ходе которой разрабатывают:
- технический проект на базе изучения проектно-сметной документации
электрической части соответствующего энергетического объекта;
- экономическое обоснование;
- проект организации работ;
- проект производства работ;
- необходимые чертежи, монтажные схемы и технологические карты на
проведение работ;
- сетевые графики на проведение монтажных и пусконаладочных работ.
Инженерную подготовку производства выполняют специальные группы
подготовки производства или инженерно-технические работники - производи-
тели работ (прорабы) и мастера, на которых возложено руководство монтаж-
ными работами. На группу подготовки производства возлагаются также функ-
ции получения, проверки, обработки, учета и хранения проектно-сметной до-
кументации по всем объектам монтажа. В случае необходимости группа прово-
дит корректировку проекта в целях максимального повышения уровня индуст-
риализации монтажных работ, а также возможной замены нестандартных кон-
струкций на типовые.
Основным техническим документом при производстве электромонтаж-
ных работ является утвержденный проект электроустановки, в строгом соответ-
133
ствии с которым должны производиться все электромонтажные работы. Какие-
либо изменения в проект могут быть внесены только по согласованию с про-
ектной организацией - автором проекта. К главным документам, требования
которых подлежат безусловному выполнению при производстве работ, отно-
сятся действующие ПУЭ и требования СНиП, на основе которых разрабатыва-
ются планы производства работ, монтажные инструкции, технологические кар-
ты, а также заводские инструкции на поставляемое оборудование и материалы.
Выполнение электромонтажных работ на объектах без плана производства ра-
бот не допускается.
В электропромышленности для монтажа оборудования разработаны ти-
повые технологические карты, которые способствуют внедрению единых форм
ведомостей, графиков и таблиц. Всю проектную техническую документацию
анализирует заказчик, который перед передачей ее монтажной организации для
производства работ обязан поставить подпись и штамп «Разрешается к произ-
водству работ».
Любые виды электромонтажных работ выполняются в два этапа. На пер-
вом этапе осуществляют заготовительные работы в мастерских и подготови-
тельные работы непосредственно на объектах. На втором - - электромонтажные
работы на объекте.
Помещения, предназначенные для монтажа электрооборудования, долж-
ны отвечать следующим требованиям: они должны быть сухими, светлыми,
прохладными, чистыми, свободными от пыли и паров, допускать возможность
легко вносить оборудование при монтаже и выносить его при демонтаже, обес-
печивать возможность монтажа аппаратуры без снятия и повреждения другого
оборудования, находящегося в этом же помещении, и доступ персонала для об-
служивания и эксплуатации.
К началу монтажа электрических машин и трансформаторов строитель-
ные работы в помещении должны быть закончены, так как цементная пыль
вредна для оборудования (она разъедает изоляцию обмоток, засоряет подшип-
ники, загрязняет провода, шины, контакты и вводы). Если нет возможности от-
ложить монтаж электрооборудования до окончания строительных работ, то
монтируемые или уже установленные устройства должны быть отгорожены
стенкой или же надежно укрыты.
Важное значение для сокращения сроков монтажа электрооборудования
играют его механизация и индустриализация. При комплексной механизации
все основные работы по монтажу электрооборудования выполняются механи-
зированными инструментами и машинами. С ростом механизации уменьшается
время и стоимость монтажа.
Под индустриализацией понимается совокупность мероприятий, направ-
ленных на сокращение сроков, повышение производительности труда и улуч-
шение качества работ за счет выполнения части электромонтажных работ вне
электроустановок - на заводах и монтажных участках. Уровень индустриализа-
ции характеризуется отношением объема работ, выполненных индустриальны-
ми методами, ко всему объему работ. Применение индустриальных методов
повышает сохранность оборудования, надежность и безопасность работы,
134
уменьшает время ввода оборудования в эксплуатацию. Наиболее сложным и
трудоемким является монтаж электрических машин и трансформаторов.
Монтаж электрических машин. Выявленные в процессе осмотра элек-
трических машин неисправности следует устранить до начала монтажа. Если
нет уверенности в том, что во время хранения и транспортирования машина ос-
талась неповрежденной, проводят ее полную разборку с ревизией отдельных
узлов. При необходимости заменяют смазку в подшипниках и затягивают бол-
товые соединения. Если сопротивление изоляции обмоток меньше минимально
допустимого, проводят сушку обмоток.
Поскольку установочные размеры электрических машин имеют допуски,
указанные в чертежах, перед монтажом следует заготовить комплект прокла-
док, перекрывающий поле допусков. Очень важной операцией при монтаже
электрических машин является центровка валов сочленяемых машин и меха-
низмов. Необходимо добиться того, чтобы торцевые поверхности полумуфт
были параллельны, а оси валов соединяемой машины и механизма находились
на одной линии. При монтаже машин малой, средней и большой мощности
применяются специально разработанные технологии, приборы и приспособле-
ния для центровки валов.
Монтаж трансформаторов. До начала монтажа трансформатора необхо-
димо подготовить фундамент, помещение трансформаторно-масляного хозяй-
ства, баки для хранения масла со всеми коммуникациями маслопроводов, мон-
тажные механизмы, аппараты, приспособления и инвентарь. Трансформаторное
масло в количестве, необходимом для заливки (доливки) трансформатора и для
технологических нужд в процессе монтажа, должно быть высушено и залито в
баки, оборудованные масломерным устройством и системой дыхания. Средства
пожаротушения и противопожарный пост на время прогрева и сушки транс-
форматора должны находиться в постоянной готовности.
При выявлении нарушений условий выгрузки, транспортирования, хра-
нения и других нарушений, которые могли привести к повреждениям внутри
бака, перед установкой комплектующих изделий необходимо произвести реви-
зию трансформатора. После окончания монтажа трансформатора измеряют со-
противление изоляции обмоток, определяют коэффициент абсорбции и сравни-
вают их с допустимыми значениями изоляционных характеристик.
Пусконаладочные работы. Пусконаладочные работы являются заклю-
чительной фазой монтажа, которые осуществляются либо самими электромон-
тажниками, либо специализированными организациями. Эти работы выполня-
ются в следующей последовательности:
- работы без подачи напряжения, в процессе которых производится ос-
мотр оборудования, выявление и устранение недоделок, измерение сопротив-
ления изоляции, проверка пускорегулирующей аппаратуры и фазировка линий;
- работы с подачей напряжения в оперативные цепи управления для про-
верки действия всех элементов схемы при нормированных отклонениях напря-
жения с регистрацией неисправностей;
- работы по проверке силовых цепей с подачей напряжения как в опера-
тивные, так и в силовые цепи с ручным управлением электроприводами для
135
проверки их работы в различных режимах (на этом этапе оборудование переда-
ется обслуживающему персоналу);
- комплексные испытания и режимная наладка, проводимые эксплуатаци-
онным персоналом под наблюдением наладчиков, которые кроме этого участ-
вуют в настройке оборудования.
5.7 Диагностика технического состояния и прогнозирование ресурса
электрических сетей и электрооборудования
Различают четыре возможных состояния оборудования: исправное (от-
сутствуют любые повреждения), работоспособное (имеющиеся повреждения не
мешают работе оборудования в данный момент времени), неработоспособное
(оборудование выводится из эксплуатации, но после соответствующего техни-
ческого обслуживания может работать в одном из предыдущих состояний),
предельное (на этом этапе принимается решение о возможности дальнейшей
эксплуатации оборудования после ремонта, либо о его списании). Система тех-
нической диагностики оборудования предназначена для определения фактиче-
ского технического состояния оборудования для организации его правильной
эксплуатации, технического обслуживания и ремонта, а также выявление воз-
можных неисправностей на раннем этапе их развития. Все виды затрат на
функционирование системы технической диагностики должны быть минимизи-
рованы.
Техническое диагностирование в соответствии с ГОСТ 27518-87 “Диаг-
ностирование изделий. Общие требования” должно обеспечивать решение сле-
дующих задач:
- определение технического состояния оборудования;
- поиск места отказа или неисправности;
- прогнозирование технического состояния оборудования.
Для работы системы диагностики необходимо установить ее критерии и
показатели, а оборудование должно быть доступным для проведения необхо-
димых измерений и испытаний.
Основными критериями системы диагностики являются точность и дос-
товерность диагностики, а также технико-экономические критерии. Критерии
точности и достоверности практически не отличаются от аналогичных критери-
ев оценки приборов и методов, используемых при проведении любых измере-
ний, а технико-экономические критерии включают в себя объединенные мате-
риальные и трудовые затраты, продолжительность и периодичность диагности-
рования.
В качестве показателей системы диагностики в зависимости от решаемой
задачи используют либо наиболее информативные параметры оборудования,
позволяющие определить или прогнозировать его техническое состояние, либо
глубину поиска места отказа или неисправности.
Выбранные диагностические параметры должны удовлетворять требова-
ниям полноты, информативности и доступности их измерения при наименьших
затратах времени и средств.
136
При выборе диагностических параметров приоритет отдается тем, кото-
рые удовлетворяют требованиям определения истинного технического состоя-
ния данного оборудования в реальных условиях эксплуатации. На практике
обычно используют не один, а несколько параметров одновременно.
В состав диагностической информации могут входить паспортные данные
оборудования; данные о его техническом состоянии на начальный момент экс-
плуатации; данные о текущем техническом состоянии с результатами измере-
ний и обследований; результаты расчетов, оценок, предварительных прогнозов
и заключений; обобщенные данные по парку оборудования. Эта информация
вводится в базу данных системы диагностики и может передаваться для хране-
ния.
Плановая техническая диагностика проводится в соответствии с дейст-
вующими нормами и правилами. Внеплановая техническая диагностика обору-
дования проводится в случае обнаружения нарушений его технического со-
стояния. Если диагностика проводится во время работы оборудования, она на-
зывается функциональной.
В зависимости от сложности и изученности оборудования результаты ди-
агностики в виде заключений и рекомендаций могут быть получены либо в ав-
томатическом режиме, либо после соответствующей экспертной оценки дан-
ных, полученных в результате технической диагностики оборудования. Техни-
ческое обслуживание и ремонт в этом случае сводится к устранению поврежде-
ний и дефектов, указанных в заключении по данным технического диагности-
рования или к нахождению места отказа. О проведенных работах делаются со-
ответствующие записи в документации, которая ведется на предприятии. Кроме
того, результаты диагностики могут заноситься в соответствующие базы дан-
ных и передаваться другим субъектам системы диагностики.
Структурно система технической диагностики является информационно-
измерительной системой и содержит датчики контролируемых параметров, ли-
нии связи с блоком сбора информации, исполнительные устройства, устройства
сопряжения с другими информационно-измерительными и управляющими сис-
темами. Средства технической диагностики должны обеспечивать надежное
измерение и контроль диагностических параметров в конкретных условиях
эксплуатации оборудования. Надзор за средствами технической диагностики
обычно осуществляется метрологической службой предприятия.
Диагностика электрических машин. Стоимость диагностических сис-
тем относительно велика, поэтому в настоящее время их применяют в основном
для диагностирования крупных электрических машин (синхронных генерато-
ров, компенсаторов и двигателей переменного тока), простой или отказ кото-
рых может привести к большому экономическому ущербу. Отдельно следует
сказать о широко применяемых в настоящее время системах вибродиагностики.
Эти системы позволяют получать достоверную информацию о наличии сле-
дующих дефектов: разбалансировка ротора, несоосность вала, неравномерность
воздушного зазора, дефекты уплотнений, трещины в роторе, структурные резо-
нансы и ряд других.
137
На базе комплекса методов выявления дефектов созданы автоматизиро-
ванные системы контроля состояния крупных электрических машин. В систе-
мах функциональной диагностики нашли широкое применение устройства кон-
троля химических и механических примесей в охлаждающем газе, позволяю-
щие определять перегревы изоляции (по продуктам ее тепловой деструкции или
по продуктам разложения термочувствительных покрытий) и степень ее меха-
нического износа (по составу и количеству механических примесей). Эти уст-
ройства могут быть как стационарными (для постоянного контроля состояния
изоляции), так и переносными (для периодического контроля состояния изоля-
ции).
Применение систем функциональной диагностики совместно с испыта-
ниями и проверками во время ревизий и осмотров позволяют максимально уве-
личить межремонтный период электрических машин, а при необходимости
проведения ремонта более точно определить место и степень повреждения, ми-
нимизировав тем самым его объем и время проведения.
Диагностика трансформаторов. Одной из составляющих диагностиче-
ской системы может служить подсистема, построенная на базе математической
модели нагрузочной способности трансформатора, которая для своей работы не
требует установки датчиков внутри трансформатора. Для ее функционирования
необходимы данные о текущей нагрузке трансформатора, о его напряжении и
температуре окружающей среды. Кроме того, должны быть известны потери
холостого хода и короткого замыкания, а также расчетные (номинальные) зна-
чения превышений температуры обмотки и масла в верхних слоях. Такая под-
система оценки интегрального износа изоляции позволяет в непрерывном ре-
жиме получать данные о степени износа изоляции и прогнозировать срок служ-
бы трансформатора. Эта информация, в сочетании с плановыми проверками ха-
рактеристик изоляции (сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции и
др.), позволяет проводить ремонт по мере необходимости в зависимости от сте-
пени реального износа изоляции трансформатора. В настоящее время установ-
лены связи между выделяемыми в масло газами и причинами их появления.
Так, выделение водорода свидетельствует о наличии в трансформаторе частич-
ных разрядов, ацетилена — о наличии электрической дуги и искрения, этилена -
о местных нагревах масла и бумажно-масляной изоляции выше 873 К, метана -
о местных нагревах изоляции в диапазоне 673... 873 К, этана - о местных нагре-
вах масла и изоляции в диапазоне 573...673 К, оксида и диоксида углерода - о
старении и увлажнении масла и твердой изоляции, диоксида углерода - о на-
греве твердой изоляции. Кроме указанных газов в масле может содержаться ки-
слород (воздух), наличие которого свидетельствует о нарушении герметично-
сти трансформаторов.
Диагностика технического состояния и определение остаточного ре-
сурса силовых кабелей. В условиях эксплуатации происходит старение кабе-
лей и, в первую очередь, их электрической изоляции. Ресурс электрической
изоляции определяет фактическую наработку кабеля, а срок службы характери-
зует календарное время с момента ввода кабеля в эксплуатацию независимо от
наработки и коэффициента нагрузки. У многих кабельных линий (КЛ) истек
138
срок службы, но они продолжают работать, так как они не выработали своего
ресурса. Поэтому на практике необходимо знать наработку кабеля и его оста-
точный ресурс.
В настоящее время ведутся исследования, направленные на поиски не-
разрушающих методов испытаний, во время которых кабели не подвергаются
старению и не выходят из строя, а результаты диагностики дают информацию о
наработке и остаточном ресурсе. Работы ведутся непрерывно, однако таких ме-
тодов выявлено очень мало. Рассмотрим их [5.6].
Метод отклика напряжения в изоляции кабеля. По этому методу изме-
ряются зависимости напряжения саморазряда U^f) - спадающего напряжения и
восстанавливающегося напряжения ЩУ) (рисунок 5.2 а, б). Напряжение Щ/)
измеряется после длительного “заряда” изоляции кабеля, т.е. после возбужде-
ния поляризационных процессов полей постоянного напряжения Uo = 1кВ за
период /с = 60 мин. Восстанавливающееся напряжение UT(f] измеряется после
“заряда” постоянным напряжением Un = 1кВ за период tc = 60 мин. Затем сле-
дует отключение от источника напряжения, закорачивание на Zdc = 3 - 5 с и сня-
тие напряжения UT(t). Снимать зависимости t7d(f) и U,(t) необходимо через 1, 10,
15 с и 60 мин. Первоначальные участки зависимостей Ud(t) и C7r(f) и наклоны
касательных и S, можно использовать как параметры, характеризующие со-
стояние изоляции кабелей, так как имеем
Sd = y-E/eo, (5.7)
= (5.8)
где у- удельная электропроводность изоляции кабеля;
Р - величина интенсивности поляризации.
/3=264/^, (5.9)
к= 1
т.е. /Упрямо пропорционально интенсивностям а элементарных поляризацион-
ных процессов с постоянными времени Ti...Ta, которые определяются измерен-
ными параметрами tc и временем разряда. Этот метод не зависит от размеров и
форм образцов, т.е. параметры являются “удельными”.
Количественной характеристикой являются первоначальные наклоны ка-
сательных Sd (прямо пропорционально проводимости) и Sr (прямо пропорцио-
нально интенсивности поляризации). По величинам параметров можно опреде-
лить степени увлажнения (5d) и старения (5Г). Параметр Sd является более ха-
рактерным для диагностики кабелей с изоляцией из поливинилхлоридного пла-
стиката (ПВХП), т.к. при деградации молекул выделяется водород Н и хлор С1,
которые взаимодействуют между собой, образуя НО. При увлажнении изоля-
ции НС1 растворяется в воде, существенно увеличивая электропроводность
изоляции и ее старение. Параметр S, является более характерным для диагно-
139
стики кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией (БПИ), т.к. термическое ста-
рение изоляции увеличивает интенсивность поляризации. Параметры и Sr ха-
рактеризуют ресурс (наработку) изоляции, а не срок службы. При накоплении
опыта проведения испытаний этим методом и правильной трактовке получен-
ных результатов можно предсказать остаточный ресурс кабельных линий.
а) спадающее напряжение Uy,
б) восстанавливающееся напряжение Ur
Рисунок 5.2 - Изменение напряжения саморазряда
Метод оценки ресурса кабелей с полиэтиленовой изоляцией. Данный ме-
тод основан на определении корреляционной зависимости между характери-
стиками изоляции кабеля и характеристиками, прямо связанными с ресурсом
кабелей. Основной причиной выхода из строя кабелей с полиэтиленовой (ПЭ)
изоляцией, находящихся под длительным воздействием повышенных темпера-
тур и механических нагрузок (термомеханическое старение) при рабочих на-
пряжениях, является растрескивание оболочек и изоляции кабелей. Стойкость к
растрескиванию количественно определяется температурой холодостойкости
Гх. Разными исследователями было установлено, что уменьшение ресурса кабе-
лей с ПЭ изоляцией в условиях эксплуатации обусловлено структурными изме-
нениями в процессе термического старения, при этом температура Тх ПЭ изо-
ляции повышается. Тепловое движение структурных элементов в полимерах и
их подвижность обуславливает релаксационные переходы, которые изучаются
методами релаксационной спектроскопии. Спектры механических потерь отра-
жают те же процессы молекулярного движения, что и диэлектрические потери.
По мере старения в области ct-релаксации происходит увеличение тангенса угла
диэлектрических потерь tqSM в максимуме температурной и частотной зависи-
мости и, что самое главное, происходит смещение местоположения максимума
tqdM на температурных зависимостях в область более высоких температур АД
примерно на 35 °C от исходного состояния до полного расходования ресурса, а
на частотных характеристиках - в область низких частот Д/м примерно на 750
Гц. Отклонение местоположения tqdK от исходного состояния ДД или Д/м явля-
140
ется количественной мерой оценки процесса старения. Данный метод неразру-
шающего определения ресурса может быть применен и для других видов изо-
ляции [5.6].
5.8 Изменение системы ремонта и обслуживания на основе анализа
структуры установленного и ремонтируемого оборудования
В основу концепции проектирования и организации электроремонта с по-
явлением электротехнического оборудования были положены теоретические
посылки, предполагающие возможность и необходимость рассчитать все точно.
Этот подход реализовался в расчете электрических нагрузок по методу упоря-
доченных диаграмм, в определении расхода электроэнергии, норм электропо-
требления, в мероприятиях по энергосбережению. Применительно к электроре-
монту это сводилось к требованию на каждый двигатель, каждую единицу пус-
ковой, защитной и измерительной аппаратуры заводить регистрационную кар-
ту, содержащую до 60 пунктов. В ней же фиксировались и стоимость ремонта,
включая материалы, и затраты рабочего времени. На первых порах такой под-
ход мог быть реализован благодаря небольшому количеству электрооборудова-
ния в технологических цехах промышленных предприятий. Но опыт организа-
ции и проведения электроремонтных работ показал, что процент электрообору-
дования, ежегодно входящего в ремонт, колеблется на различных предприятиях
в широких пределах в зависимости от множества факторов. По этой причине
годовой объем электроремонта на вновь проектируемых предприятиях опреде-
лялся на основе опыта уже работающих предприятий. Такой подход в целом
оказался правильным и проблема электроремонта в основном была решена.
Электроремонт на промышленных предприятиях базировался на цеховых элек-
троремонтных мастерских и внутризаводском централизованном ремонте, опи-
рающемся на электроремонтный цех, цех сетей и подстанций, центральную
электротехническую лабораторию [5.15].
Резкое увеличение количества установленного электрооборудования и
качественное его изменение привели к тому, что полный учет по каждому эк-
земпляру электрооборудования и планирование всеобъемлющего ППР стали
практически нереализуемы. Сложившаяся ситуация привела к созданию отрас-
левой централизации электроремонта. Были разработаны отраслевые нормы,
созданы региональные базы по изготовлению низковольтной аппаратуры, ком-
плектующих и запасных частей, организованы централизованные внутриотрас-
левые электроремонтные центры при соответствующих главках.
Отраслевые нормы основывались на ценологических свойствах электри-
ческого хозяйства, одно из которых заключалось в том, что суммарная трудо-
емкость ремонта и обслуживания, например, электродвигателей, не является
арифметической суммой трудоемкостей ремонта отдельных единиц, опреде-
ленных по отраслевой системе ППР. Численность электротехнического персо-
нала нелинейно зависит от количества установленного электрооборудования и
должна определяться по предприятию в целом. Затем она должна быть распре-
делена между централизованными электротехническими службами и производ-
141
ственными цехами (дежурный и ремонтный персонал). Трудоемкость работ
собственно по электроремонтному цеху вычисляется по трудоемкости капи-
тального и среднего ремонтов условного двигателя (30 кВт, 380 В, 1500 об/мин)
с учетом средней мощности по заводу, дополнительных трудозатрат на ремонт
низковольтной аппаратуры, электромонтажные работы и изготовление запас-
ных частей по принятому проценту охвата капитальным и средним ремонтом.
В настоящее время проблем}' технологии ремонта электрооборудования
можно считать решенной. Сложившийся на каждом предприятии парк машин,
оборудования, оснастки и приспособлений определяют технологию, которая
медленно меняется с появлением новых лаков, электроизоляционных и пропи-
точных материалов. Для повышения эффективности электроремонта в работе
[5.15] предлагается методика организации электроремонта, основанная на ана-
лизе структуры установленного и ремонтируемого оборудования. По данным
авторов работы, предлагаемая методика позволяет повысить производитель-
ность труда электротехнического персонала на основных ремонтных операциях
от 15 до 25 %. Выигрыш достигается благодаря учету и анализу фактора чрез-
вычайного разнообразия эксплуатируемого промышленным предприятием обо-
рудования.
Для анализа структуры установленного и ремонтируемого оборудования,
согласно данной методике, составляется по картотеке поступившего в ремонт
оборудования полный перечень штук-особей электрооборудования. Каждая
особь относится к тому или другому виду (типоразмеру, модели, марке). Таким
образом, получается перечень видов ремонтируемого электрооборудования за
месяц, квартал, год, что обеспечивает возможность построения гиперболиче-
ского видового Н-распределения централизованно ремонтируемого электро-
оборудования. Аналогично анализируется установленное электрооборудование.
Виды, каждый из которых представлен равным количеством особей, образуют
группы: 5 - 10 % видов являются для любого промышленного предприятия
массовыми - они охватывают 40 - 60 % общего количества установленных (ре-
монтируемых) особей; 40 - 60 % всех видов относится к уникальным и охваты-
вают лишь 5 - 10 % общего числа особей. Эти количественные показатели от-
ражают положение с электроремонтом на предприятии и границы возможного
повышения его эффективности.
Трудоемкость ремонта одной единицы уменьшается при увеличении объ-
ема однородных электроремонтных работ, т.е. если за 100 % Принять объем ре-
монта электродвигателя, параметры провода которого, схемы обмотки и др. не-
известны и их приходится измерять, то трудоемкость ремонта следующей осо-
би (электродвигателя) точно такого же вида окажется значительно ниже и со-
ставит 60 %, а третьего двигателя - 50 % (начиная с пятого-шестого, снижение
за счет массовости уже практически не происходит) [5.15, 5.16]. Каждому
предприятию может быть рекомендовано определение системного показателя
трудоемкости ремонта множества эксплуатируемых электродвигателей. Про-
должительность межремонтного цикла (периода) должна быть изменена в этом
случае в целом по предприятию на основе критерия Н-разнообразия.
142
Спрогнозировав видовое распределение электрических машин, независи-
мо от него выполняется и прогноз видового распределения множества обмо-
точного материала (проводов, лаков, наконечников, трубок), сборочных узлов
(сердечников, контактных колец), деталей (валов, дисков, крышек), стандарт-
ных изделий (подшипников, метизов). Проделанная в этом направлении работа
обеспечивает создание информационного банка по предприятию и отрасли. Но
индивидуальность перечня по каждому предприятию затрудняет информаци-
онный обмен, делая индивидуальным и каждое такое распределение, но сохра-
няя вместе с тем возможность правильного определения на перспективу объе-
мов изоляционно-обмоточных материалов, узлов и деталей.
Двигатели средней степени встречаемости, специфичные для данного
предприятия, должны ремонтироваться в собственных электроремонтных це-
хах. Головной завод может организовать технологию поточного ремонта, при-
ближающуюся к технологии заводов-изготовителей. В ЭРЦ промышленного
предприятия можно создать линию для ремонта специфичных массовых двига-
телей (например, рольганговых), а повысить эффективность ремонта - с помо-
щью приспособлений для групп одинаковых видов и формированием групп из
двух - трех одинаковых двигателей, ремонтируемых непосредственно друг за
другом.
Изложенные ценологические представления [5.16] могут быть положены
в основу изменения организации системы ППР на промышленном предприятии
(в цехе). В этом случае применяется не видовое распределение установленного
электрооборудования, а представление всего перечня, например, электрических
машин в ранговой по параметру форме Н-распределения. Осуществляется это
следующим образом. Все множество установленных машин ранжируется по их
значимости (важности) в техническом или ином процессе. Каждой машине
присваивается свой ранг (номер). Первый ранг присваивается машине, которая
в наибольшей степени определяет производственный процесс. Второй - сле-
дующей по важности машине и т.д., так что последние ранги достанутся маши-
нам, отказ которых не влияет, точнее, влияет крайне незначительно, на произ-
водственную и иные виды деятельности предприятия. Операция присвоения
ранга не требует особой точности, так что данная машина может в данном ран-
говом списке попасть в несколько иное место.
Теория и практика подтверждают, что на любом предприятии выделению
по важности подлежат 10 % электродвигателей, которые должны быть охваче-
ны системой ППР в полном ее виде с введением учетных карточек по каждому
двигателю. Примерно половина (50 - 60 %) общего количества двигателей мо-
жет быть исключена из системы ППР вообще, т.к. требует минимального об-
служивания (случаи отключения фиксируются, а какие-либо меры принимают-
ся лишь при срабатывании защиты и автоматики, аварийном выходе в ремонт).
Для оставшейся части электродвигателей (30- 40 %) должна быть предусмот-
рена упрощенная система ППР. В целом изменение организации ремонта не
только дает возможность официально отказаться от фактически невыполняе-
мых по ППР работ, но и повысить качество обслуживания наиболее ответст-
венных двигателей при общем снижении трудовых затрат.
143
5.9 Система массового обслуживания
Для повышения эффективности электроремонта могут быть использова-
ны теоретические и практические наработки, успешно используемые в различ-
ных областях науки и техники. Примером этого является применение теории
систем массового обслуживания (СМО) для организации электроремонта.
Предметом теории массового обслуживания является построение матема-
тических моделей, связывающих заданные условия работы СМО (число кана-
лов, их производительность, правила работы, характер потока заявок) с интере-
сующими нас характеристиками - показателями эффективности СМО. Эти по-
казатели описывают способность СМО справляться с потоком заявок. К ним
могут быть отнесены: среднее число заявок, обслуживаемых СМО в единицу
времени; среднее число занятых каналов; среднее число заявок в очереди; сред-
нее время ожидания обслуживания и т.д.
Каждая СМО состоит из определенного количества обслуживающих еди-
ниц, которые называются каналами обслуживания, и предназначена для обслу-
живания определенного потока заявок (требований), поступающих в случайные
моменты времени [5.14].
Обслуживание заявки продолжается в течение неопределенного времени,
после чего канал освобождается и готов к приему следующей заявки. Случай-
ный характер потока заявок и времени обслуживания приводит к тому, что в
определенные периоды времени на входе СМО скапливается излишне большое
количество заявок (они либо становятся в очередь, либо покидают СМО не об-
служенными). В другие же периоды СМО будет работать с недогрузкой или во-
обще простаивать.
Процесс работы СМО - случайный процесс с дискретными состояниями
и непрерывным временем. Состояние СМО меняется скачком в моменты появ-
ления событий (прихода новой заявки, окончания обслуживания).
Ниже приведена классификация систем массового обслуживания.
По наличию очередей:
- СМО с отказами - заявка, поступившая в момент, когда все каналы заня-
ты, получает отказ, покидает СМО и в дальнейшем не обслуживается;
- СМО с очередью - заявка, пришедшая в момент, когда все каналы заня-
ты, не уходит, а становится в очередь и ожидает возможности быть обслужен-
ной.
СМО с очередями подразделяются на разные виды в зависимости от того,
как организована очередь - ограничена или не ограничена. Ограничения могут
касаться как длины очереди, так и времени ожидания, «дисциплины обслужи-
вания».
Кроме этого СМО делятся на открытые СМО и замкнутые СМО. В от-
крытой СМО характеристики потока заявок не зависят от того, в каком состоя-
нии сама СМО (сколько каналов занято). В замкнутой СМО - зависят. Напри-
мер, если один рабочий обслуживает группу электродвигателей, время от вре-
мени требующих наладки, то интенсивность потока «требований» со стороны
144
электродвигателей зависит от того, сколько их уже исправно и сколько ждет
наладки.
5.10 Прогноз месячных, квартальных и годовых объемов
электроремонта
При планировании объемов электроремонта используется понятие “ре-
монтный цикл”, под которым понимается календарное время между двумя пла-
новыми капитальными ремонтами. Продолжительность ремонтного цикла оп-
ределяется условиями эксплуатации, требованиями к показателям надежности,
ремонтопригодностью, Правилами технической эксплуатации электроустано-
вок потребителей (ПТЭЭП) и инструкциями завода-изготовителя. Обычно ре-
монтный цикл исчисляется, исходя из 8-часового рабочего дня при 41-часовой
рабочей неделе (для оборудования специализированных производств в расчет
ремонтного цикла может быть введен конкретный график работы этого обору-
дования). Реальная сменность работы оборудования и условия его работы учи-
тываются соответствующими эмпирическими коэффициентами [5.1].
При определении длительности ремонтного цикла исходят из графика
(рисунок 5.3) распределения частоты отказов Л технических изделий от време-
ни t (так называемая “кривая жизни” технического изделия).
Рисунок 5.3 - “Кривая жизни” технического изделия
На этом графике можно выделить три области: 1 - время обкатки нового
или послеремонтной приработки восстановленного оборудования, когда веро-
ятность появления отказов повышается из-за возможного применения некаче-
ственных материалов, комплектующих изделий с дефектами, несоблюдения
технологии и т.п.; 2 - этап нормальной работы оборудования с практически не-
изменной частотой отказов во времени; 3 - время старения отдельных узлов и
оборудования в целом.
Для предотвращения отказов при эксплуатации в период приработки (об-
ласть 1) дефектные узлы и детали заменяют исправными и по возможности
осуществляют приработку отдельных узлов. В период нормальной эксплуата-
ции (область 2) происходят внезапные отказы, которые носят случайный харак-
145
тер. Во время старения оборудования (область 3) увеличение частоты отказов
оборудования связано с его износом и физическим старением, при которых на-
блюдается существенное ухудшение рабочих свойств изоляции, электрических
контактных поверхностей, подшипников и механически нагруженных узлов. Из
этого можно сделать вывод о том, что длительность ремонтного цикла не
должна превышать длительности нормального участка работы Т (область 2).
При планировании структуры ремонтного цикла (виды и последователь-
ность чередования плановых ремонтов) исходят из того, что в каждой электри-
ческой машине и трансформаторе наряду с быстроизнашивающимися узлами и
деталями (щетки, подвижные и неподвижные контакты, подшипники и др.),
восстановление которых обычно проводится путем их замены на новые или пу-
тем незначительного ремонта, имеются узлы и детали с большим сроком износа
(обмотки, магнитопроводы, механические детали и т.п.), восстановление кото-
рых проводится путем достаточно трудоемкого и занимающего много времени
ремонта. Поэтому во время эксплуатации между капитальными ремонтами про-
водятся текущие (или средние) ремонты оборудования [5.1].
Обычно ремонты планируют на календарный год с разбивкой по кварта-
лам и месяцам. Такое планирование называется текущим. Проведение текущего
ремонта, как правило, не требует специальной остановки основного технологи-
ческого оборудования. Наряду с текущим осуществляется и оперативное пла-
нирование с использованием сетевых графиков.
Период времени между двумя плановыми капитальными ремонтами Гпл
определяется продолжительностью ремонтного цикла ГтабЛ, который в свою
очередь рассчитывается при нормальных условиях эксплуатации и двухсмен-
ной работе электрических машин.
В период между двумя капитальными ремонтами проводят несколько те-
кущих. Время между двумя плановыми текущими ремонтами определяется
продолжительностью межремонтного периода Значения и 1тадл для не-
которых характерных производств приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Продолжительность ремонтного цикла и межремонтного периода
Вид электрооборудования Ттаб.'в лет Лабл? МЕС.
Электрические машины, работающие: в сухих помещениях (Кс = 0,25); 12 12
в горячих, гальванических и химических цехах (Кс - 0,45); 4 6
в загрязненньк цехах - деревообработки, сухой шлифовки и т.п. (Кс = 0,25); 6 8
в условиях длительных циклов непрерывной работы с большой нагрузкой - приводы насосов, компрессоров и т.п. (AL = 0,75) 9 9
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 14 24
Электросварочные трансформаторы 6 12
Электропечные трансформаторы 6 6
146
Плановая продолжительность работы между двумя капитальными и те-
кущими ремонтами определяется по следующим формулам:
гпл=гта6лддддд; (5Л°)
0и1 ~ ^таблДД PvPn Р':< (5.1 1)
здесь jSj - коэффициенты, косвенно учитывающие реальный характер нагрузки
электрической машины:
рк - 0,75 для коллекторных машин и 1,0 для остальных машин;
Рр - коэффициент, учитывающий сменность работы машины и опреде-
ляемый числом смен Ксы;
Ро = Ро = 1,0 Для электрических машин, отнесенных к вспомогательному
оборудованию;
ро = 0,85, Ро = 0,7 для машин основного оборудования;
ри - коэффициент использования, определяемый в зависимости от отно-
шения фактического коэффициента с спроса к нормируемому Кс;
рс= 1,0 для электрических машин, установленных на стационарных уста-
новках, рс = 0,6 для машин передвижных электрических установок. Значения
коэффициентов Д и Д в зависимости от Кф С/КС приведены в
таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Значения коэффициентов
Кф.с/Кс 0,5 0,75 1,0 1,1 1,2 1,3
А 1,3 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7
А'См 1 1,25 1,5 1,75 2 2,5...3
А .2 1,6 1,35 1,13 1 0,8...0,67
Под коэффициентом спроса Кс понимается отношение максимальной на-
грузки предприятия (цеха, отдельного производства) Ртах к суммарной мощно-
сти установленных на нем электроприемников Ру (электродвигатели, электро-
технологические процессы, освещение и др.). Под Ртах понимается получасовой
максимум нагрузки предприятия, заложенный в его технический проект и заяв-
ляемый предприятием при составлении договора с электроснабжающей органи-
зацией. По величине Ртах определяют необходимую суммарную мощность свя-
зывающих его с электрической системой трансформаторов. Таким образом,
Ko = PmJPy. (5.12)
Реальная нагрузка предприятия может отличаться от расчетной, также
как и суммарная мощность установленных на нем приемников электрической
энергии. Поэтому наряду с коэффициентом Кс вводится коэффициент фактиче-
ского спроса Кфа который определяется опытным путем по фактическому
среднечасовому максимуму нагрузки Рф тах и фактической установленной
мощности электроприемников Рф у. Коэффициент фактического спроса может
147
существенно отличаться от первоначально принятого. Чем больше значение
ЯфС , тем больше средняя нагрузка электрических машин, установленных на
предприятии:
*ф.с = max ! Р*.у (5.13)
По указанной методике для каждой электрической машины, установлен-
ной на предприятии, можно рассчитать время между капитальным и текущим
ремонтами и составить календарный график их проведения, согласовав его с
графиком ремонта основного технологического оборудования. На базе графи-
ков ремонта по отдельным участкам и цехам составляется сводный график ре-
монта электрических машин по предприятию в целом [5.1].
Распределив объемы ремонта по предприятию в целом и отдельным це-
хам, можно сделать следующий шаг к повышению эффективности электроре-
монта, например электродвигателей, заключающийся в разработке программно-
информационного обеспечения композиционной модели структуры эксплуати-
руемых электрических машин.
Все электрические машины, находящиеся в эксплуатации, разделяются на
группы в зависимости от типа (асинхронные, синхронные, постоянного тока),
мощности (малой - до 1,1 кВт, средней - до 1,5...400 кВт, большой - свыше
400 кВт), уровня напряжения (низковольтные - до 1 кВ, высоковольтные -
свыше 1 кВ), конструктивного исполнения и длительности межремонтного пе-
риода. Годовая производительность электроремонтного предприятия в едини-
цах продукции запишется в виде
Л = Т<р[(Л|/Г|/ + Я2/Г2+ ... + Л„/7’П) + (И,/Г1 + A2/t2 + ... An/t„)], (5.14)
где К р = 1,3...1,6- коэффициент, учитывающий развитие обслуживаемых про-
изводств и возможные случайные отказы;
At, А количество электрических машин в каждой группе;
7], Гг, ..., Тп - средняя длительность ремонтного цикла для каждой группы
машин в годах;
fi, fn - средняя длительность межремонтного периода для этих групп в
годах.
Таким образом, число электрических машин, ежегодно проходящих ре-
монт в каждой группе, имеет следующий вид:
at=Ai/Ti +Л1/Гг,а2=Л2/Г2 + Л2/^; ...; ап = Ап/Т„ + An/tn. (5.15)
Годовая трудоемкость работ по ремонту обслуживаемого парка электри-
ческих машин определяется по формуле (чел.-ч)
77’ = (Л|/Г1)А/| + (Aj/tl)ml + (A2/T2)M2 + (A2/t1)m2 + ...
+ (Л„/ГП)МП + (А„/1„) m„, (5.16)
148
где Л/, - среднее нормативное время капитального и текущего ремонта для
каждой группы электрических машин [5.15].
Теоретической основой модели служит то, что структура оборудования
по видовому перечню и по количеству штук-особей каждого вида электродви-
гателей устойчива во времени, начиная с квартальной выработки (для наиболее
массовых - с месячной): из года в год структура ремонтируемого оборудования
меняется медленно, и это позволяет делать прогноз видового распределения
множества электрических машин на следующий месяц, квартал, год (прогнозу
не поддаются виды уникального оборудования, т.е. около 10 % штук-особей
перечня неопределимо).
5.11 Упорядочение обменного фонда, заказа запасных частей,
обмоточного провода и электроизоляционных материалов
На основе прогноза месячных, квартальных и годовых объемов
электроремонта определяется потребность в материалах и запасных частях и
составляется баланс материального обеспечения с источниками и размерами ее
удовлетворения, определяется количество ресурсов, завозимых со стороны. Для
нормальной эксплуатации электроустановок на каждом промышленном пред-
приятии должен создаваться складской резерв оборудования, аппаратуры, ком-
плектующих изделий и запасных частей. Например, потребность в материаль-
ных ресурсах для ремонта (Л/п) рассчитывают по формуле [5.3]
Ма = Мт + Мр + Мв + Мв + Мв + Ми, (5.17)
где Мт - потребность на модернизацию и техническое развитие;
Л/р - потребность на нужды ремонта;
М3 - создание запасов;
Ма - наличие ресурса на складах на начало года (или ожидаемый оста-
ток);
Мв - внутренние резервы;
Л/м- ввоз материалов.
Наличие складского резерва оборудования, аппаратуры, комплектующих
изделий и запасных частей резко уменьшает время простоя электроустановок в
плановом и внеплановом ремонте благодаря замене отказавшего элемента но-
вым, взятым из резерва. Отказавший элемент после ремонта поступает на склад
в качестве резервного. При невозможности или нецелесообразности его ремон-
та, эксплуатационный запас пополняется новой единицей. Парк резервных
электроустановок по номенклатуре и количеству должен соответствовать нор-
мам, приведенным в таблице 5.3 [5.3].
Для технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов
электроустановок устанавливают нормы расхода комплектующих изделий и за-
пасных частей, которые также находятся на складе предприятия (таблица 5.4)
[5-3].
1'49
Норматив оборотных средств на запасные части устанавливается исходя
из фактического расхода на 1 млн руб. стоимости всего оборудования путем
деления норматива оборотных средств на балансовую стоимость оборудования.
По крупному уникальному оборудованию норматив оборотных средств
на запасные части (Яач) рассчитывается методом прямого счета на каждую де-
таль с учетом срока ее службы и цены по формуле [5.13]
Нт = В-пДК-Ц1Т,
(5-18)
где В - количество механизмов (оборудования) одного наименования, шт.;
и - число одноименных деталей в каждом механизме, шт.;
Д— норма запаса деталей, дни;
К - коэффициент понижения;
Т- срок службы детали;
Ц - цена детали, руб.
Таблица 5.3 - Нормы складского резерва электроустановок
Электроустановка Количество эксплуати- руемых электро- установок, шт Норма резерва Примечание
от экс- плуати- руемого парка, % мини- маль- ная, шт
1 2 3 4 5
Трансформаторы, авто- трансформаторы и ртутные преобразователи - - 1 Складской резерв преду- сматривается только при отсутствии горячего ре- зерва
Выключатели нагрузки, мае- До 10 10 1 Резерв предусматривает-
ляные выключатели, измери- 11-50 6 1 ся, если в распредели-
тельные трансформаторы, разрядники, предохранители более 50 5 2 тельном устройстве нет резервных ячеек
Автоматические воздушные и установочные выключате- ли 51-500 3 - Обязательный складской резерв
Магнитные пускатели 51-500 4 - Обязательный складской резерв
Электрические машины До 10 11-50 51-100 более 100 до 10 11-50 51-100 более 100 10 4 2 1 10 8 4 2 1 1 2 2 1 1 4 4 Резерв предусматривается при эксплуатации элек- трических машин в сухих помещениях То же, в горячих, химиче- ских, гальванических це- хах
150
Продолжение таблицы 5.3
1 2 3 4 5
Рубильники и переключате- ли 51-500 3 - Обязательный складской резерв
Конденсаторные установки: Для повышения коэффици- ента мощности 5 - 1 То же
Для индукционных электро- термических установок 5 - 1 То же
Сварочные трансформаторы До Ю 11-50 51-100 10 5 3 1 1 2 Складской резерв для машин контактной сварки и сварочных автоматов не предусматривается
Голый провод На 1000 кг массы про- вода - 60 кг Складской резерв для воздушных линий элек- тропередачи
Штыревые изоляторы 200 - 15 То же
Соединительные муфты (комплект) - - 1 То же
Установочный провод На 1000 м длины ли- нии - 50 м То же
Шланговый кабель для пере- движных установок - - 80 м То же
Таблица 5.4 - Нормы расхода комплектующих изделий и запасных частей
Наименование Коли- чество На 10 единиц однотипного обору- дования при
капи- тальном ремонте теку- щем ре- монте тех. обслужива- нии
1 2 3 4 5
Электрические машины
Коллекторы ШТ 2 - -
Контактные кольца в сборе компл. 2 - -
Щеткодержатель » 4 1 -
Щетки » 10 5 5
Секции стержневой обмотки статора и ротора (якоря) » 10 - -
Катушки главных и дополнительных полюсов » 10 - -
Изоляционные прокладки и втулки для щеточного механизма » 8 2 2
Уплотнительные прокладки » 10 2 -
Кабельные наконечники )) 10 4 2
Подшипниковые щиты )> 1 - -
Крышки подшипников » 2 I -
Подшипники качения шт 10 10 -
Валы » 2 - -
Рым-болты » 4 1 -
151
Продолжение таблицы 5.4
1 3 4 5
Болты, винты, шайбы и другие крепеж- ные детали, включая выводные зажимы комп л. 4 2 2
Газовые клинья }> 10 1 -
Трансформаторы
Обмотки:
Высокого напряжения » 2 - -
Низкого напряжения » 2 - -
Проходные изоляторы » 2 1 -
Проходные втулки » 2 1 -
Радиаторный кран шт 2 - -
1 2 3 4 5
Газовое реле » 2 1
Масляные выключатели
Опорные или проходные изоляторы компл. 3 1 -
Подвижные и неподвижные контакты » 5 - -
Проходные втулки » 3 - -
Искрогасительные контакты » 3 - -
Палец неподвижного рабочего и дуго- гасительного контактов » 3 - -
Щетки неподвижного рабочего контак- та » 3 1 -
Пружины » 3 1 1
Катушки к приводам шт 3 1 1
Разъединители
Опорные изоляторы шт 6 3 -
Контакты компл. 2 1 1
Контактные ножи » 3 1 -
Сварочные трансформаторы
Электродержатели шт 6 1 1
Балластный реостат » 2 - -
Осциллятор » 2 -
Конденсаторы » 2 - -
Обмоточные катушки » 5 -
Машины контактной сварки
Игнитронный преобразователь » 4 -
Электромагнитный регулятор времени компл. 5 - -
Штепсельный переключатель » 10 4 1
Электроды для машин точечной сварки » 5 1 -
Контактная втулка шт 4 - -
Контактный зажим » 4 - -
Контакты компл. 8 2 -
Конденсаторы » 10 14 1
152
Контрольные вопросы к главе 5
1 Назовите виды и периодичность технического обслуживания электро-
оборудования.
2 Какие существуют виды ремонта электрооборудования и чем они отли-
чаются?
3 Назначение и содержание планово-предупредительного ремонта.
4 В каких случаях возможна организация обслуживания электрических
сетей и электрооборудования по техническому состоянию?
5 Какие существуют формы организации и управления электроремонтом
на промышленных предприятиях и их особенности?
6 Как рассчитывается норма минимального запаса деталей для электро-
ремонтных работ?
7 Как определяется себестоимость изготовления запасных частей для
электротехнического оборудования?
8 Какие особенности производства электромонтажных работ по текущей
эксплуатации и техническому перевооружению?
9 Каким образом могут быть внесены изменения в проект при производ-
стве работ по текущей эксплуатации и техническому перевооружению?
10 Что понимается под механизацией и индустриализацией электромон-
тажных работ?
11 Как влияет структура установленного и ремонтируемого электрообо-
рудования на систему ремонта и обслуживания?
12 Как осуществляется прогнозирование месячных, квартальных и годо-
вых объемов электроремонта?
13 Основные виды технической диагностики и задачи, которые решают с
ее помощью.
14 Приведите перечень основных состояний электрооборудования и дай-
те их краткую характеристику.
Библиографический список к главе 5
5.1 Испытания, эксплуатация и ремонт электрических машин: Учебник
для вузов / Н.Ф. Котеленец, Н.А. Акимова, М.В. Антонов. - М.: Издательский
центр «Академия», 2003. - 384 с.
5.2 Макаров Е.Ф. Обслуживание и ремонт электрооборудования электро-
станций и сетей. - М.: ИРПО: Издательский центр «Академия», 2003. - 448 с.
5.3 Справочник по эксплуатации электроустановок промышленных пред-
приятий / Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин. - М.: Высшая школа, 2002.
5.4 Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей
(Утв. приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. № 6).
5.5 Барков А.В., Тулугуров В.В. Диагностическое обслуживание пред-
приятий - основа перевода оборудования на ремонт по состоянию И Промыш-
ленная энергетика. - 2002. - № 10.
153
5.6 КанискинВ.А., Таджибаев А.И. Определение остаточного ресурса си-
ловых кабелей. Неразрушающая диагностика // Новости электротехники.- 2003.
-№2.
5.7 Астафьев В.Е., Джурабаев К.Т., Яковлев А.И. Экономика электротех-
нического производства: Учеб, пособие для студентов вузов. - М.: Высшая
школа, 1989. - 302 с.
5.8 Организация и планирование производства. Управление нефтеперера-
батывающими и нефтехимическими предприятиями: Учебник для вузов / Л. Г.
Злотникова, В. А. Колосков, Л. П. Лобанская. - М.: Химия, 1988. - 320 с.
5.9 Справочная книжка энергетика. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 440 с.
5.10 Организация, планирование и управление предприятием машино-
строения: Учебник для студентов машиностроительных специальностей вузов /
И.М. Разумов, Л.А. Глаголева, М.И. Ипатов, В.П. Ермилов. - М.: Машино-
строение, 1982. - 544 с.
5.11 Шепеленко Г.И. Экономика, организация и планирование производ-
ства на предприятии: Учебное пособие для студентов экономических факульте-
тов и вузов. - Ростов-на-Дону: Издательский центр «МарТ», 2001.- 544 с.
5.12 Организация и планирование машиностроительного производства
(производственный менеджмент): Учебник / К.А. Грачева, М.К. Захарова, Л.А.
Одинцова и др.; Под ред. Ю.В. Скворцова, Л.А. Некрасова. - М.: Высшая шко-
ла, 2003.-470 с.
5.13 . Зайцев Н. Л. Экономика организации. - М.: Экономика, 2000. - 768с.
5.14 Математические основы теории автоматического управления.
http://www.ispu.ru/library/lessons
5.15 Кудрин Б.И. Проблемы эффективности электроремонта вчера и сего-
дня // Промышленная энергетика. - 1999. - № 8.
5.16 Фуфаев В.В. Ценологическое определение параметров электропо-
требления, надежности, монтажа и ремонта электрооборудования предприятий
региона. -М.: Центр системных исследований, 2000. - 320 с.
154
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие.....................................................3
Глава 1. Системное описание электрического хозяйства
и параметров электропотребления предприятия по критериям
присоединения и оплаты за электроэнергию...................4
1.1 Электрическое хозяйство современных промышленных
предприятий и организаций..................................4
1.2 Уровни системы электроснабжения и уровни управления
электрическим хозяйством...................................6
1.3 Функциональное назначение служб.......................12
1.4 Договорные отношения с электроснабжающей организацией.14
1.5 Технические условия на присоединение..................17
1.6 Права и обязанности потребителя электроэнергии
и электроснабжающей организации...........................19
1.7 Договорные величины потребления электрической энергии
и мощности................................................23
1.8 Система тарифов на электрическую энергию. Одноставочный
и двухставочный тариф. Тарифы, дифференцированные
по времени суток..........................................25
1.9 Системное описание электрического хозяйства. Основные
и вспомогательные электрические показатели................32
Контрольные вопросы к главе 1..............................36
Библиографический список к главе 1.........................37
Глава 2. Оптимизация схем и режимов электроснабжения.
Энергосбережение................................................38
2.1 Технико-экономические расчеты при проектировании систем
электроснабжения. Учет фактора времени при
технико-экономических расчетах............................38
2.2 Выбор режимов нейтрали при проектировании
системы электроснабжения..................................43
2.3 Проблемы качества электрической энергии...............46
2.4 Режимы регулирования активной и реактивной мощности
и энергии.................................................49
2.5 Снижение потерь электроэнергии в заводских сетях.....50
2.6 Компенсация реактивной мощности......................54
2.7 Требования электроснабжающей организации по потреблению
и генерации реактивной мощности...........................58
2.8 Организационные и технические мероприятия
по энергосбережению.......................................60
155
2.9 Экономия электроэнергии в силовых трансформаторах
и электроприводе............................................63
2.10 Основные принципы энергоаудита.........................67
2.11 Оценка экономической эффективности энергосберегающих
мероприятий.............................................71
Контрольные вопросы к главе 2...............................75
Библиографический список к главе 2..........................76
Глава 3. Унификация электрооборудования и сетей
на основе структурной устойчивости и стоимостных
ограничений.................................................78
3.1 Структура установленного и ремонтируемого оборудования.
Ранговые и видовые распределения.............................78
3.2 Массовое и уникальное оборудование. Устойчивость
структуры электрооборудования................................84
3.3 Оптимизация структуры при проектировании и реконструкции
объектов...................................:................86
3.4 Эффективность управления структурой оборудования........88
3.5 Экологические ограничения, накладываемые на выбор
оборудования. Необходимость утилизации использованного
электрооборудования.........................................93
Контрольные вопросы к главе 3...............................96
Библиографический список к главе 3..........................96
Глава 4. Организация управления электрохозяйством по удельным
и общим расходам электроэнергии..............................97
4.1 Коммерческий и технический (внутризаводской) учет
электроэнергии..............................................97
4.2 Автоматизированные системы контроля и учета
электроэнергии (АСКУЭ)......................................98
4.3 Нормирование и лимитирование электропотребления........101
4.4 Виды норм, их получение и использование................102
4.5 Расчет и контроль удельных расходов электроэнергии
на единицу продукции. Контроль общих расходов
электроэнергии.............................................104
4.6 Энергетические балансы.................................107
4.7 Определение объема энергосбережения для действующей
технологии.................................................109
4.8 Текущие и перспективные прогнозы
электропотребления.........................................113
4.9 Оценка правильности определения максимума нагрузки.
Потребители-регуляторы.....................................115
Контрольные вопросы к главе 4............................. 118
Библиографический список к главе 4.........................118
Учебное издание
Баширов Мусса Гумерович, Баширова Эльмира Муссаевна,
Буланкин Николай Кузьмич, Вильданов Рауф Гибадуллович,
Галеева Рузила Рафатовна, Лунева Наталья Николаевна,
Рахимов Халил Халяфович, Шикунов Владимир Николаевич
Экономика электропотребления в промышленности
Редактор М.Е. Галина
Подписано в печать 09.12.04. Бумага офсетная. Формат 60x841/16.
Гарнитура «Таймс». Печать трафаретная. Усл. -печ. л. 10,0. Уч. -изд. л. 8,8.
Тираж 300 экз. Заказ 2.5".
Издательство Уфимского государственного нефтяного технического
университета
Типография Уфимского государственного нефтяного технического
университета
Адрес издательства и типографии:
450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1