Расходная часть суточного БЭЭ механического цеха в дифференциальной форме.
статья расходы | Потребление электроэнергии, кВт×ч | |||||
Шинопровод | Всего по цеху | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | кВт×ч | % | |
На основной технологический процесс | 940 | 845 | 815 | --- | 2600 | 49,7 |
Процесс: | ||||||
Постоянные | 556 | 520 | 456 | --- | 1532 | 29,4 |
Нагрузочные | 128 | 92 | 90 | 17 | 327 | 6,3 |
тепловые | --- | 12 | 32 | --- | 44 | 0,8 |
Пусковые | 15 | --- | 20 | --- | 35 | 0,7 |
в цеховой сети | 16 | 13 | 14 | 5 | 48 | 4,7 |
освещение | --- | --- | --- | 248 | 248 | 0,9 |
Вспомогательные нужды (подъемно-транспортные оборудование, вентиляция) | 125 | 78 | 131 | --- | 334 | 6,4 |
Бытовые нужды | 30 | --- | 32 | --- | 62 | 1,1 |
Итого | 1810 | 1560 | 1590 | 270 | 5230 | 100 |
Расходная часть суточного БЭЭ механического цеха в структурной форме.
Вид оборудования и статьи расхода | Расходы электроэнергии | |
кВт×ч | % | |
Силовое электрооборудование | 3409 | 65,2 |
Электротехнологическое | 1078 | 20,7 |
Подъемно-транспортное | 209 | 4,0 |
Вентиляция | 125 | 2,4 |
Освещение | 248 | 4,7 |
Бытовые нужды | 62 | 1,1 |
Потери в цеховой сети | 43 | 0,9 |
Неучтенное оборудование | 51 | 1,0 |
Итого | 5230 | 100 |
Структурная форма отражает сведения о характере используемого оборудования и его назначении, потери разносятся по отдельным видам оборудования.
Дифференциальная форма отражает сведения о расходе энергии на основной технологический процесс, и потери по причинам их возникновения (постоянные, нагрузочные, тепловые, пусковые, в цеховых сетях).
Для составления электроэнергетический баланс (ЭЭБ) предприятия необходимо составить баланс технологической установки определенного типа оборудования. По электропотреблению всех установок и количеству установок определяют среднее электропотребление и мощность установки, подбирается установка, совпадающая с вычисленным значением электропотребления и мощности. Все последующие расчеты или эксперименты проводятся для этой установки, имеющие средние показатели электропотребления, мощности, загрузки, износа и т. д.
Расходная часть баланса по предприятию составляют суммированием цеховых ЭЭБ, учитывая при этом общезаводских потребителей энергии и отпуск электроэнергии сторонним абонентам, потери в трансформаторах ГПП и в линиях распределительной сети.
Баланс предприятия может быть представлен тоже в дифференциальной и структурной форме.
Сводный электробаланс составляется обычно на год или месяц, т. к. электропотребление заметно колеблется по месяцам года, это особенно характерно для заводов с широкой номенклатурой выпускаемых изделий. Годовой прирост выпуска продукции, сказывается и на соответствующем увеличении расхода энергии, но коэффициент прироста может быть всегда учтен и в ЭЭБ. Отнесение сводного ЭЭБ к суткам нецелесообразно, т. к. в пределах такого короткого периода наблюдаемый процесс электропотребления предприятием нельзя считать установившимся и стационарным. Ввиду трудности охвата расходной части ЭЭБ всех потребителей завода ЭЭБ сводится с невязкой до 10%, причем она всегда положительная.
№ | Статьи баланса | 1999 г. | 2000 г. | 2001 г. | 2002 г. | ||||
кВтч | % | квтч | % | квтч | % | квтч | % | ||
1 | Приход энергии | 300 | 100 | 250 | 100 | 301 | 100 | 350 | 100 |
2 | Расход энергии: Цех №1 Цех№2 …… Общезаводские потребители Отпуск энергии сторонним абонентам Потери в сетях Потери в трансформаторах ГПП | ||||||||
3 | Итого | 300 | 100 | 250 | 100 | 301 | 100 | 350 | 100 |
[тема - Экономия энергии в промышленности: уч. Пособие /, ; Нижегород. Гос. Тех. Ун-т. Н. Новгород, 1998 г. 220с]
Баланс мощности потребителя
Для составления баланса мощности используют графики электрических нагрузок, отражающих изменение потребляемой мощности в течение рассматриваемого периода времени. Такие графики могут выражать режим электропотребления отдельных предприятий, подотраслей, районов, районных и объединенных энергосистем. От режимов потребления электроэнергии зависят режимы работы энергоустановок: основного оборудования электростанций, ЛЭП и трансформаторных подстанций.
Режимы электропотребления м. б. представлены в форме таблиц или в виде графиков.
Графики электрической нагрузки рассматриваются как для активной, так и для реактивной мощности. Несовпадение конфигураций этих графиков определяются различиями в режимах потребления активной и реактивной мощности отдельными видами потребителей.
Виды графиков нагрузки:
1. по длительности рассматриваемого периода - суточные, недельные, месячные и годовые,
2. по сезонам года – зимние, весенние, летние и осенние,
3. по назначению – отчетные и расчетные.
Отчетные – используются для анализа режима работы потребителей энергосистемы.
Расчетные (перспективные) – необходимы для планирования работы и проектирования отдельных энергообъектов и энергосистем. Такие графики отличаются от отчетных, т. к. носят вероятностный характер.
При планировании нагрузок пользуются типовыми (усредненными) графиками, составленных для разных групп потребителей, и учитывающих следующие регулярно действующие факторы:
1. изменение естественной освещенности в зависимости от времени суток, года, географических координат района,
2. режим работы,
3. особенности технологического процесса,
4. сезонные изменения температуры наружного воздуха,
5. отклонения, вызванные влиянием случайных нерегулярно действующих факторов или сочетанием различных факторов.
Суточные графики нагрузок разных потребителей
Транспортные потребители имеют резко переменный режим работы, что связано с частыми пусками, остановками, торможением электродвигателей.
Сельскохозяйственные потребители имеют неравномерную нагрузку по сезонам года и в течение суток.
Коммунально-бытовые потребители имеют большую неравномерность в течение суток и в течение года.
Графики характеризуются:
4. конфигурацией,
5. максимальной, средней и минимальной нагрузкой,
6. соотношениями этих нагрузок (коэффициент заполнения суточного графика, коэффициент минимальной нагрузки)
Конфигурация графиков нагрузок каждого из промышленных потребителей зависит от следующих факторов:
1. характера технологического процесса (прерывный, непрерывный),
2. сменности работы предприятий (одно-, двух-, трехсменные),
3. времени начала и конца работы,
7. числа рабочих дней в неделю,
8. соотношения составляющих нагрузки (осветительной, силовой. технологической),
9. времени и продолжительности обеденного перерыва.
Суточный график бывает трех видов:
1. суточный график изменения среднечасовой нагрузки в течение 24 календарных часов,
2. график продолжительности нагрузки (показывает, сколько времени удерживается то или иное значение нагрузки), интегральная кривая нагрузки (ИКН зависимость суточной выработки от мощности).
3. интегральная кривая нагрузки (ИКН зависимость суточной выработки от мощности).
рис. 3-1 Различные формы суточного графика нагрузки.
а – суточный график; б – суточный график по продолжительности; в – интегральная кривая нагрузки; А – неравномерная часть суточного графика нагрузки.
Максимальная нагрузка, средняя и минимальная нагрузка определяются по суточному графику и характеризуют части этого графика: пиковую, полупиковую и базисную. Пиковая – часть графика нагрузки, находящаяся между максимальной и средней нагрузкой, полупиковая – часть графика нагрузки, находящаяся между средней и минимальной нагрузкой, базисная – ниже минимальной нагрузки суточного графика.
Рис. 3-2 Составляющие части суточного графика нагрузки
В, С,Д – пиковая, полупиковая, базисная части.
Соотношения нагрузок:
1. Коэффициент заполнения суточного графика
β = Рср / Рmax = Рср ∙ 24 / Рmax ∙ 24 = Эсут / Эпотен.
2. Коэффициент минимальной нагрузки:
α = Р min / Рmax
Эти показатели отражают режим электропотребления, климат структуру потребителя и дают возможность сопоставлять и анализировать графики разных масштабов.
Последнее время характерно повышение удельного веса жилищно-коммунальных и сельско-хозяйтсвенных нагрузок, сокращение ночных смен. Это приводит к разуплотнению графиков.
Повышение же удельного веса непрерывных производств, улучшение загрузки оборудования – к уплотнению графиков нагрузки.
Влияние неравномерности графика нагрузки на экономику энергосистемы
Для энергосистемы, с точки зрения экономики, наиболее выгодным было бы равномерное электропотребление. Но достижение такого положения практически невозможно.
Экономические последствия неравномерности графика нагрузки:
1.Требуется большая величина установленной мощности электростанций, что увеличивает капиталовложения, усложняет структуру мощностей.
2.Увеличивается удельный расход топлива на выработанный кВт час, т. к. требуется ввод специальной пиковой ЭС, производящих электроэнергию при очень высоких расходах топлива, или нерационально используются ТЭС, не приспособленные к работ в пиковой части суточного графика.
3. Снижается надежность работы оборудования в связи с более частой разгрузкой и остановом оборудования.
Мероприятия, направленные на снижение неравномерности суточных графиков нагрузки:
1.Созданиие объединенных энергосистем (при создании ОЭС происходит совмещение максимумов нагрузок энергосистем, входящих в ОЭС, что приводит к выравниванию графика нагрузки):
Рi max > Pсовм. max ОЭС.
2.Использование двухставочных тарифов за потребление электроэнергии, в котором одна из ставок предусматривает плату за кВт заявленной мощности. Эти меры приводят к уплотнению суточного графика нагрузки.
3.Ввод в действие потребителей-регуляторов, которые работают в период провала суточного графика нагрузки. (пример: ввод ГАЭС, которые в насосном режиме выполняют роль потребителя-регулятора).
4.Искусственное смещение начала суток.
5.Смещение начала и окончания рабочего дня различных предприятий.
6.Увеличение коэффициента сменности предприятий и др. меры.
Недельный график
Отражает колебания нагрузки по дням недели, главным образом за счет выходных и праздничных дней. Помимо колебаний нагрузки внутри недели имеет место колебания между неделями, вызываемые изменениями продолжительности светлых часов суток, приростом нагрузки и т. д.
Рис. 3-3. График недельного электропотребления.
Рсрсут – среднесуточная нагрузка, МВт; Рср нед – средненедельная нагрузка, МВт.
Месячный график
Отражает колебания средненедельной нагрузки по неделям месяца. Максимум месячного графика нагрузки приходится на первую неделю месяца (для периода весна-лето) или на последнюю неделю месяца (для периода осень-зима). Минимум месячной нагрузки приходится на конец месяца (весна-лето) и начало месяца (осень-зима). Осенне-зимний максимум нагрузки растет к концу месяца, что связано с уменьшением продолжительности светлых часов и внутригодового роста нагрузки, а в весенне-летний период наблюдается ее снижение к концу месяца.
Годовой график
Отражает изменения нагрузки в пределах года. Одной из важных характеристик годового графика нагрузки является показатель годового числа часов использования максимума нагрузки энергосистемы. Он может быть определен как произведение коэффициентов заполнения суточного, недельного, месячного, годового графика нагрузки и числа часов в году.
hc = βсут βнед βмес βгод 8760 ,
Этот показатель характеризует расчетное число часов, при котором годовая потребность в электроэнергии покрывается при постоянной нагрузке.
Следующие годовые графики нагрузок:
1. среднемесячные (Рср. мес),
2. среднемесячные регулярные максимумы (
),
3. регулярные наибольшие месячные максимумы (Рmax i),
4. Абсолютных (нерегулярных)месячных максимумов (
).
Коэффициенты заполнения годового графика βгод определяется по формуле:
Максимальная нагрузка каждого периода рассматриваемого года увеличивается по сравнению с таким же периодом предшествующего года, их отношение характеризуется коэффициентом роста:
,
где Рmax1, Pmax2 – максимум нагрузки в январе и декабре месяцах рассматриваемого года.
Рис. 3-5 Годовые графики нагрузки
Провал годового графика максимальных месячных нагрузок (в основном в весенне-летний период) используется для проведения капитальных ремонтов оборудования.
Тема 5. Энергетический учет в промышленности
Непосредственной задачей энергетического учета является регистрация, обработка и систематизация показателей эксплуатации энергохозяйства.
Энергетический учет необходим для сбора данных, используемых в энергетическом нормировании, для анализа баланса предприятия, для оценки качества работы персонала, контроле за расходом и качеством энергоносителей, коммерческого расчета за энергоносители.
Таким образом, энергетический учет является базой для управления энергетикой предприятия.
Объектами учета являются:
1. генерирующие установки,
2. энергоемкие агрегаты, цеха, установки,
3. выход и использование вторичных энергоресурсов.
На генерирующих установках учет выработки и потребления энергии сопровождается учетом числа часов работы, остановок, пусков и простоя основного оборудования. Результаты учета используются для составления и анализа энергобаланса установок и определения показателей использования энергетического оборудования.
Учет потребления энергии энергоемкими агрегатами, цехами, установками необходим для построения графиков нагрузки, которые важны для контроля соблюдения установленных режимов энергопотребления, регулирования и выравнивания графиков нагрузки, что, в свою очередь, необходимо для планирования энергетических нагрузок на предстоящий период.
Выход и использование вторичных энергоресурсов учитывается для определения экономичности и качества обслуживания технологических процессов и оперативного контроля за соблюдением нормальных регламентов технологий.
[Организация и планирование энергохозяйства пром. Предприятий. , . М.:1954 г.]
Виды энергетического учета
В соответствии с решаемыми задачами следует различать виды энергетического учета:
1. по назначению:
коммерческий(расчетный) – для расчетов с энергоснабжающими организациями за потребленную энергию и определяет приходную часть энергобаланса,
технический (внутризаводской) – для анализа энергопотребления и нормирования расходов и определяет расходную часть энергобаланса.
Предприятия как правило хорошо оснащены приборами коммерческого учета, но не оснащены или оснащены плохо приборами технического учета.
2. По видам учитываемых энергоресурсов:
Топлива,
Электрической энергии,
Тепловой энергии,
Холода,
Газа,
Сжатого воздуха,
Воды,
ВЭР.
2. по видам учитываемых показателей:
количественный (учет расхода энергоресурсов) – для электроэнергии или энергоносителей в у. т.т.,
качественный (параметрический) учет – учет энергоносителей с использованием определенных параметров (показателей).
4. по методам проведения энергетического учета:
приборный,
расчетный,
приборно-расчетный.
Приборный метод состоит в использовании указательных, накопительных (счетчиков) или самопишущих приборов, определяющих количество и параметры потребляемой энергии на основное производство, вспомогательные процессы и на сантехнужды.
Наличие приборного парка недостаточно, требуется еще грамотная расстановка приборов. Например, системы электроснабжения строятся по принципу многостороннего питания: потребитель получает энергию от разных распределительных подстанций, а от одной питается несколько разных потребителей, и расход учитывается одним счетчиком.
Кроме счетчиков существуют информационно-измерительные системы учета (ИИС). ИИС – совокупность устройств одного присоединения, предназначенных для измерения и учета энергии. Для электроэнергии - трансформатор тока, трансформатор напряжения, счетчики электроэнергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи). Такие системы способны интегрировать показания приборов при питании предприятия по нескольким линиям (до нескольких десятков). Такие ИИС используются в основном для коммерческого учета, т. к. для технического учета они имеют ограниченное количество точек учета (от 48 до 192) при их общем числе на предприятии в несколько сотен. Тогда требуется установка нескольких комплектов ИИС.
Современный парк мобильных диагностических приборов исключительно разнообразен, хотя большинство из них производится за рубежом. С учетом критериев «цена-качество» для любого предприятия актуален вопрос о некотором базовом комплексе приборов, объединенных неким методологическим единством и позволяющим в рамках применяемых для обследования методик получать полную и достоверную информацию. Естественно, сам исследуемый объект предопределяет перечень параметров, которые надо измерять и анализировать. В подавляющем большинстве случаев подобный комплекс реализует следующие функции:
· измерение, регистрацию и анализ параметров режима электрических сетей,
· измерение и регистрацию температуры, давления, влажности,
· измерение и регистрацию расхода жидкостей,
· измерение и регистрацию освещенности, скорости давления воздуха и др. параметры,
· измерение толщины трубопровода,
· измерение газового состава технологических процессов сжигания топлива.
[Энергоаудит. Сборник метод. и научно-практических материалов/ Под редакцией , .-Некоммерческое Партнерство “Энергоресурсосбережение” – М.: 1999 – 224 с.]
Примером измерительного комплекса может послужить ИВК «Омск».
В соответствии с «Нормами качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения», утвержденными постановлением Госстандартом РФ от 28.08.98 № 000 показателями качества электроэнергии (ПКЭ)
Показателями КЭ являются:
· установившееся отклонение напряжения (dUy)
· размах изменения напряжения (dV1)
· доза фликера (Р1)
· коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения (Кv)
· коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения (Kv(n))
· коэффициент не симметрии напряжений по обратной последовательности (К2v)
· коэффициент не симметрии напряжений по нулевой последовательности (К0v)
· отклонение частоты (Df)
· длительность провала напряжения (Dtn)
· импульсное напряжение (Uимп)
· коэффициент временного перенапряжения (Кпер U)
Указанные показатели могут быть разделены условно на стационарные и динамические.
К первым следует отнести dUy, Кv, Kv(n), К2v, К0v, Df, dV1, Р1, т. е. те показатели, которые могут быть измерены многократно в течении установленного стандартом времени и усреднены. Из них наиболее употребимы в практических расчетах первые шесть.
На показатели КЭ установлены стандартом два вида норм:
· нормально допустимые
· предельно допустимые
Значения норм наиболее распространенных показателей приведены в табл. 5.
Таблица 1 нормы наиболее распространенных стационарных показателей КЭ
№ п/п | Показатели КЭ | Нормы КЭ | Пределы допустимой погрешности | ||
Нормально допустимые | Предельно допустимые | Абсолютные | Относительные | ||
1 | dUy, % | +5 | 10 | +0,5 | --- |
2 | Df, Гц | +0,2 | 0,4 | +0,03 | --- |
3 | Кv, % | По табл. 1 ГОСТ | По табл. 1 ГОСТ | --- | ±10 |
4 | Kv(n),% | По табл. 2 ГОСТ | По табл. 2 ГОСТ | ±0,05 при Kv(n)<1 | ±5 при Kv(n)<10 |
5 | К2v,% | 2 | 4 | +0,3 | --- |
6 | К0v,% | 2 | 4 | +0,5 | --- |
В качестве примера рассмотрим влияние каждого из указанных в табл. 1 показателей КЭ на работу электрической сети и электроприемников.
Увеличение напряжения (dVy) на 10 % приводит к возрастанию светового потока, а следовательно, и освещенности рабочей поверхности до 40 %. При этом срок службы светильников сокращается почти в 3 раза.
Снижение напряжения на 10% приводит к уменьшению светового потока до 40 %. При этом срок службы электроосветительных приборов увеличивается почти в два раза.
Отклонение напряжения оказывает заметное влияние как на значение вращающего момента, так и на скольжение асинхронных электродвигателей. При снижении напряжения до 10% значение момента вращения электродвигателей уменьшается на 20%. При повышении напряжения существенно увеличивается потребление реактивной мощности, что приводит к снижению cos и дополнительному насыщению магнитной системы электродвигателя. Из анализа статистических данных следует, что при снижении напряжения на 10% срок службы электродвигателей сокращается почти в два раза.
Уменьшение частоты напряжения питания (Df) приводит к пропорциональному понижению скорости вращения всех электрических машин, что вызывает снижение производительности соединенных с ними приводных механизмов. Существует ряд технологических процессов, в которых качество выпускаемой продукции существенно зависит от стабильности значения частоты напряжения питания электродвигателей.
Несимметрия напряжения обратной последовательности (К2n) приводит к появлению токов обратной последовательности в обмотках двигателей, под действием которых образуется тормозные вращающие моменты.
Несимметрия напряжения нулевой последовательности (К0n) способствует появлению токов нулевой последовательности, что приводит к дополнительному нагреву активных частей электрооборудования. Кроме этого, токи нулевой последовательности, протекая через заземлитель, приводят к высушиванию грунта и увеличению сопротивления заземляющего устройства. Это может привести к сбоям в работе релейной защиты.
Не синусоидальность напряжения питания (Кn и Кn(n)) приводит в целом к тем же негативным явлениям, что и несимметрия. Однако из-за повышенной частоты высших гармонических составляющих возникает больший нагрев и увеличенные диэлектрические потери в конденсаторах. Под действием несинусоидального напряжения могут появиться условия для возникновения резонансных зон.
Измерение электрической энергии.
Контроль качества электрической энергии допускается производить не во всех точках общего присоединения в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения, а лишь в точках, являющихся характерными для данной электрической сети.
Выбор наиболее характерных (контрольных) точек может быть произведен при помощи методических указаний, изложенных в РД 34.15.501-88, и дополнения к ним, приведенного в Методике контроля и анализа качества электрической энергии в сетях общего назначения.
При контроле отклонения напряжений выбор характерных точек измерения производится в следующем пордке:
· группируются линии, отходящие от центра питания (ЦП), по доминирующему характеру графиков нагрузки потребителей (производственные, односменные, двухсменные, сельскохозяйственные и т. д.);
· вбираются в каждой из групп линий характерные потребители (ближайшие к ЦП и наиболее удаленные от него в режимах наибольшей и наименьшей нагрузок электрической сети; с более жесткими требованиями к отклонениям напряжения на границе раздела; с графиком нагрузки, резко отличающимся от общего графика нагрузки трансформатора ЦП).
Минимальная продолжительность измерения показателей КЭ для оценки соответствия их значений нормам ГОСТ и договорным обязательствам равна одним суткам. В связи с возможным значительным изменением нагрузки электрической сети в течение недели контроль показателей КЭ должен быть проведен несколько раз с тем, чтобы охватить все характерные промежутки времени в течение недели.
Энергосберегающая организаця и потребители должны периодически контролировать качество электрической энергии.
Контроль отклонения частоты производится энергосберегающей постоянно.
Контроль отклонения напряжений следует производить, как правило, ежеквартально, а при незначительном сезонном изменении нагрузок ЦП — два раза в год.
Внеплановый контроль качества электрической энергии следует производить в случае изменения схемы электрических сетей, параметров элементов сети, значения и характер нагрузок потребителей или по требованию потребителей.
При подготовке к выполнению измерений показателей КЭ должны быть проведены следующие работы:
- определены предельные значения влияющих величин в контрольной точке;
- выбраны измерительные трансформаторы соответствующего класса точности, а также проверена загруженность их вторичных цепей;
- проверены сроки проверки приборов, возможности размещения их в пункте измерения и возможности организации контроля за их рботой;
- собраны схемы измерений;
- выбраны диапазона измерения приборов, соответствующие наибольшим возможным диапазонам измерения показателей в контрольных точкх.
Для измерений показателей КЭ рекомендуется использовать измерительно-вычислтельный комплекс (ИВК) «Омск» совместно с частотомером типа Ф-246, основные метрологические характеристики которых приведены в табл.2, или другие средства измереня, метрологические характеристики которых не хуже указанных.
Погрешности измерений ИВК «Омск» и частотомера типа Ф-246.
№ п/п | Наименование измеряемой величины, единицы измерения. | Абсолютная погрешность измерений |
1 | Установившееся отклонение напряжения, % | 0,2 |
2 | Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения,% | 0,2 |
3 | Коэффициент n-ой гармоники составляющей напряжения, % | 0,2 |
4 | Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, % | 0,2 |
5 | Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, % | 0,2 |
6 | Частота напряжения, Гц (в диапазоне от 49,5 до 50,5 Гц) | 0,03 |
При проведении сертификационных испытаний показателей КЭ в целях арбитража в электрических сетях напряжением выше 1000 В должны испытываться измерительные трансформаторы напряжения (ТН) или делители напряжения класса точности не хуже 0,2. При проведении испытаний КЭ других категорий допускается использовать ТН с погрешностью, превышающей 0,2%, но в этом случае должна быть определена суммарная погрешность результата измерений, включающая погрешность измерений ТН и ИВК.
При выполнении измерений должны быть соблюдены требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007-75, Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.
К выполнению измерений могут быть допущены лица, имеющие квалификацию не ниже 3 (в установленных случаях – 4) группы по технике безопасности работы в действующих электроустановках, аттестованные в условленном порядке на право проведения контроля параметров КЭ.
Измерения должны проводиться в нормальных климатических условиях согласно ГОСТ 15150 и при нормальном режиме работы питающие сети.
Допускается выполнение измерений при значениях влияющих факторов, соответствующих рабочим условиям. Нормальны условия измерений, а также рабочие условия измерений применительно к использованию ИВК «Омск» и частотомера типа Ф-243, приведены в табл. 2.
Нормальные и рабочие условия применительно к ИВК «Омск» и частотомеру типа Ф-243.
№ п/п | Наименование влияющей величины, ед. измерения | Предельные значения влияющей величины | |
В нормальных условиях | В рабочих условиях | ||
1 | Температура окружающего воздуха,0С | 20±10 | 5-40 |
2 | Относительная влажность окружающего воздуха, % | 45-80(при t=30 0С относительная влажность не выше 70%.) | 45-90 |
3 | Атмосферное давление, кПа(мм. рт. ст) | 84- | 84- |
4 | Частота питающей сети, Гц | 49,5-50,5 | 49-51 |
5 | Напряжение питающей сети, В | 216-224 | 200-240 |
[Введение в энергосбережение. Учебное пособие. Под редакцией Яворского , «Курсив плюс», 2000г.]
Расчетный метод применяется, когда установка прибора экономически нецелесообразна, технически невозможна или прибор временно отсутствует. При этом расходы энергии определяются как произведение установленной мощности, коэффициента загрузки и времени работы (включения) энергоприемников.
Приборно-расчетный метод применяется для небольших потребителей и состоит в периодической проверке значений энергопотребления, полученных расчетным путем, с помощью переносных приборов. Но, при достаточном насыщении предприятия ВТ приборно-расчетный метод может успешно конкурировать с приборным учетом. Так как для учета расходов любых энергоносителей в разветвленных трубопроводных системах (пара) эффективно применение расходомера (манометр, установленный у потребителя, на разветвлениях и в головной сети, линии связи и компьютер со специальной программой).
Определение необходимости и целесообразности установки прибора учета
Применение на предприятиях приборного энергетического учета определяется технологической необходимостью, технической возможностью и экономической целесообразностью.
Технологическая необходимость - это необходимость учета технологических параметров и энергетического учета (например, учет качества поступающего сырья в технологическую установку).
Технические возможности связаны с ограничением установки приборов учетов, например, в высоконапорных трубопроводах, в агрессивных средах и т. д. В этих случаях изыскиваются способы косвенного учета – на отходящих линиях, трубопроводах, применяется расчетный или приборно-расчетный методы.
Экономическая целесообразность установки приборов оценивается для случаев, когда нет прямой технологической необходимости, и имеется техническая возможность. Упрощенно оценка производится сопоставлением затрат на установку прибора и его обслуживание и стоимости энергии, сэкономленную при установке данного прибора.
Пусть затраты на приобретения прибора – К, затраты на амортизацию Иа, затраты на ремонтное обслуживание Ирем, Ипр – прочие затраты, Ц – цена энергии, Э – количество сэкономленной энергии, Ен – нормативный коэффициент экономической эффективности (равен банковской процентной ставке – для энергетиков 12%), тогда экономическая целесообразность определяется неравенством:
Иа + Ирем + Ипр + ЕнК < ЦЭ.
5. по времени:
оперативный – от долей секунды до суток,
статистический (текущий) – свыше суток и до года, получают как результат накопления, обработки и агрегирования показателей оперативного учета.
Автоматизация учета электрической энергии и мощности
1.1. Для автоматизации учета электроэнергии и мощности в эл-х сетях рекомендуется внедрять сисем АСКУЭ, которые обеспечивают решение следующих задач:
сбор и формирование данных на энергообъекте для использования их при коммерческих расчетах;
сбор и передача информации на верхний уровень управления и формирование на этой основе данных для проведения коммерческих расчетов между объектими рынка (в том числе по сложным тарифам);
формирование баланса производства и потребления электроэнергии по отдельным узлам, районам, АО-энерго в целом, а также РАО «ЕЭС России»;
оперативный контроль и анализ режимов потребления мощности и электроэнергии основным потребителям;
формирование статистической отчетности;
оптимальное управление нагрузкой потребителей;
автоматизация финансово-банковских операций и расчетов с потребителями;
контроль достоверности показаний приборов учета электроэнергии.
1.2. Системы АСКУЭ должны выполняться по проектам в соответствии с [7], как правило, на базе серийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения.
В состав комплекса технических средств АСКУЭ, устанавливаемого на энерго-объекте, должны входить:
Счетчики электроэнергии, оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов (при использовании электронных реверсивных счетчиков — раздельно на каждое направление.)
Аттестованные устройства сбора информации от счетчиков и передачи ее на верхние уровни управления (УСПД);
каналы связи;
средства обработки информации (как правило, персональные ЭВМ)
1.3. Для повышения точности учета средних значений мощности рекомендуется применять электронные счетчики.
1.4. Устройства УСПД должны обеспечивать (в соответствии с [8]) одновременность снятия показаний со всех контролируемых счетчиков, для чего должны быть оснащены встроенной системой точного астрономического времени с индикацией года, месяца, числа, минут и секунд с автоматической его коррекцией по сигналам точного времени.
Устройства УСПД должны быть защищены от несанкционированного доступа и изменения констант и данных учета.
Устройства УСПД должны обеспечивать хранение необходимой информации по энергообъектам: до 5 суток — с круглосуточным дежурством и дежурством «на дому», до 45 сут. — с обслуживанием оперативно выездными бригадаим (ОВБ).
При перерыве основного питания УСПД должны обеспечивать сохранность накопленных данных и ход часов.
1.5. Установленные га энергообъекте УСПД совместно со счетчиками должны быть при вводе в эксплуатацию метрологически аттестованы.
1.6. Система сбора и передачи информации в АСКУЭ должна иметь иерархическую структуру, в основном совпадающую со структурой передачи информации в АСДУ с использованием коммутируемых и выделенных каналов связи (высокочастотные по линиям электропередачи, АТС, радио, проводные).
[Сборник нормативных документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. Составители: , , НЦ ЭНАС», 1999 г.]
