Енергетичний аудит

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВСТУП

Енергетичний аудит - це обстеження підприємства на предмет виявлення резервів економії паливно енергетичних ресурсів.

Під час проведення енергетичного аудиту дуже важливим є правильно визначити не тільки напрями роботи, а також визначити обсяг роботи, який визначається глибиною проведення енергетичного аудиту. Під час проведення енергетичного аудиту правильне вирішення цієї проблеми дозволяє спрямувати зусилля групи енергоаудиторів на вивчення саме того обсягу споживачів, які дають змогу покращити рівень якості проведення енергоаудиту без збільшення терміну його проведення. Тому важливо встановити, на яке енергоспоживаюче обладнання, підрозділи підприємства необхідно звернути увагу аудитора в першу чергу.

Результатом проведення енергетичного аудиту є звіт, який складається з двох частин. В першій частині наводиться аналіз стану підприємства з точки зору енергоспоживання. В другій частині пропонуються конкретні енергозберігаючі заходи з розрахунків капітальних вкладень, очікуваної економії та терміну окупності.

Метою проведення енергетичного обстеження є:

1. Визначення енергозберігаючих проектів та оцінка внеску кожного з них у зменшення витрати палива.

2. Визначення внеску усіх складових паливного балансу в енергоємність продукції.

3. Визначення проектів, які забезпечують зниження енергоємності продукції.

4. Оцінка енергозберігаючих проектів з їх ефективності.

1. Побудова фактичного електроенергетичного балансу підприємства

1.1 Визначення електричних навантажень розрахунковим методом

1.1.1 Визначення освітлювальних електричних навантажень

Розрахунок освітлювальних навантажень приводимо на прикладі механічного цеху.

Сумарну потужність освітлювальних електроприймачів для головного корпусу можна визначити методом питомої щільності навантаження:

кВт,

де Р_пит = 10 Вт/м² - питома щільність навантаження освітлення;

F = 5670 м² - площа головного корпусу.

Розрахункова активна і реактивна потужності освітлювальних електроприймачів:

кВт,

де К₁ = 1,2 - коефіцієнт, який враховує втрату потужності в ПРА;

К_с = 0,95 - коефіцієнт попиту;

квар,

де tg відповідає характерному для даних джерел світла коефіцієнту потужності cos = 0,65.

Розрахунки освітлювальних навантажень подаємо у вигляді стандартної таблиці (табл. 1.1).

1.1.2 Визначення електричних навантаження до 1000 В

Розрахункові навантаження до 1000 В визначаються за методом упорядкованих діаграм. Розрахунок навантажень виконуємо в стандартній табличній формі (табл. 1.2), приводимо приклад розрахунку головного корпусу.

Розрахункове максимальне навантаження групи електроприймачів

кВт,

де К_м = 1,38 - коефіцієнт максимуму активної потужності;

К_в = 0,25 - груповий коефіцієнт використання активної потужності;

Середня потужність групи електроприймачів

кВт.

Ефективне число електроприймачів n_е визначається в залежності від значення К_в і співвідношення

,

де Р_нmax, Р_нmin - номінальна потужність відповідно найбільшого та найменьшого електроприймача в групі.

Розрахункове реактивне навантаження групи електроприймачів приймається при

квар,

де Q_см - середнє реактивне навантаження групи електроприймачів за найбільш завантажену зміну, визначаэться за формулою

квар,

Розрахунковий максимум повного навантаження

кВА.

1.1.3 Визначення електричних навантаження вище 1000 В

При визначенні навантаження в мережі напругою вище 1000 В розрахунковими вузлами навантаження є шини ТП. Рекомендується виконувати наступний порядок розрахунку навантажень в мережі напругою вище 1000 В:

а) сумують номінальні потужності всіх установлених силових ЕП напругою до 1000 В, які живляться від даного ТП;

б) визначають середні навантаження і груповий коефіцієнт використання;

в) визначають ефективне число ЕП, коефіцієнт максимуму, розрахункові навантаження;

г) сумують освітлювальні навантаження;

д) сумують втрати в силових трансформаторах. Втрати потужності в трансформаторах визначають за формулами:

- активні втрати:

кВт;

- реактивні втрати:

кВар,

де n =2 - число трансформаторів;

?Р_хх = 3,3 кВт - втрати відповідно х.х;

?Р_кз = 16,5 кВт - втрати відповідно к.з,;

I_хх = 1,3% - струм х.х;

U_кз = 5,5% - напруга к.з;

К_з = 0,47 - коефіцієнт завантаження трансформатора.

е) підводиться спільний підсумок по ТП середніх і розрахункових силових навантажень, освітлювальних навантажень і втрат в трансформаторах.

1.2 Побудова фактичних графіків електричних навантажень підприємства

На підставі замірів на підприємстві будується добовий зимовий і літній графік навантажень P(t), Q(t), S(t) з урахуванням кількості робочих і вихідних днів. За максимальну потужність (100%) приймаємо розрахункове навантаження усього підприємства. Річний графік за тривалістю будуємо на основі добового графіка. При цьому приймаємо кількість днів робочих: зимою - 147, літом - 105; кількість днів вихідних: зимою - 65, літом - 48.

Розрахунок величин та побудову графіку проводимо програмою “Grafik”.

Річні витрати активної і реактивної енергії визначаємо за виразами:

 кВт·год;

квар·год.

За результатами добових графіків будується річний графік за тривалістю (рис.1.3).

Кількість годин використання максимуму навантаження визначається за виразом:

год.,

де S_р = 2106,19 МВА - розрахункове навантаження підприємства.

Час максимальних втрат:

год.

1.3 Розрахунок втрат електроенергії в високовольтних мережах підприємства

Розрахунок втрат електроенергії в мережі підприємства проводимо з урахуванням реальної топології схеми.

Трансформатор ТП

Розрахунок втрат в трансформаторах покажемо на прикладі ТП1.

Втрати електроенергії в трансформаторах визначаємо за формулами:

 кВт·год;

кВт·год;

квар;

квар;

квар·год;

квар·год,

де n = 2 - число трансформаторів ТП1;

? = 2254,97 год. - число годин максимальних втрат в рік;

t_вкл = 8760 год. - число годин роботи трансформатора на рік.

Розрахунки втрат електроенергії в трансформаторах подаємо у вигляді таблиці 1.4.

Таблиця 1.4. Розрахунок втрат електроенергії в трансформаторах підприємства.

№ ТП	Тип тр-ра	Sр, кВА	Кз	?WТРхх, кВт·год	?WТРкз, кВт·год	?VТРхх, квар·год	?VТРкз, квар·год
ТП1	2?ТМ-1600	1511,06	0,47	57816	16438,05	364416	87669,63
ТП2	2?ТМ-1000	776,75	0,39	66576	8711,716	525600	37727,9
ТП3	1?ТМ-630	448,13	0,71	19885,2	8639,151	110376	39387,7
ТП4	1?ТМ-630	163,9	0,26	19885,2	1158,513	110376	5281,9
Всього	164162,4	34947,43	1110768	170067,13

Кабельна лінія

Розрахунок втрат в кабельних лініях покажемо на прикладі КЛ1,2.

Активний опір КЛ

Ом

Індуктивний опір КЛ

Ом

Реактивна потужність, яка генерується КЛ

квар,

де q₀, r₀, x₀ - погонні параметри КЛ [1].

Результати розрахунку параметрів схеми заміщення КЛ подаємо у вигляді таблиці 1.5.

Таблиця 1.5. Параметри схеми заміщення кабельних ліній

№ п/п	Тип кабелю	l, км	RКЛ, Ом	XКЛ, Ом	QКЛ, квар
КЛ1,2	3?150	0,767	0,094	0,06	14,04
КЛ3	3?150	1,6	0,195	0,126	29,28
КЛ4	3?150	1,27	0,155	0,10	23,24
КЛ5	3?150	0,57	0,07	0,045	10,43
КЛ6	3?50	0,93	0,34	0,084	10,88

Втрати електроенергії в КЛ визначаємо за формулами:

квар·год,

де P = 1134,81 кВт - активна потужність, яка протікає по КЛ;

Q = 997,75 квар - реактивна потужність, яка протікає по КЛ;

U_н = 10 кВ - номінальна напруга;

R_КЛ = 0,094 Ом - активний опір КЛ;

X_КЛ = 0,06 Ом - реактивний опір КЛ;

t_вкл = 8760 год. - число годин роботи КЛ на рік.

Результати розрахунку втрат електроенергії в КЛ подаємо у вигляді табл. 1.6.

Таблиця 1.6. Результати розрахунку втрат електроенергії в КЛ.

№ п/п	P, кВт	Q, квар	?WКЛ, кВт·год	?VКЛ, квар·год	?VКЛген, квар·год
КЛ1,2	1134,81	997,75	4839,84	3089,26	122990,4
КЛ3	661,31	407,44	2652,99	1714,24	256492,8
КЛ4	661,31	407,44	2108,79	1360,51	203582,4
КЛ5	296,65	335,88	316,98	203,78	91366,8
КЛ6	133,2	121,41	1000,97	247,3	95308,8
Всього	10919,57	6615,09	769741,2

1.4 Представлення фактичного балансу електроенергії

Складання мапи потоків електроенергії. Для складання мапи потоків електроенергії на підприємстві потрібно визначити споживання електроенергії його окремими підрозділами. Річне споживання електроенергії головним корпусом визначаємо за формулами:

кВт·год

квар·год,

де P = 1031,39 кВт - активна потужність, яка споживається головним корпусом; Q = 876,85 квар - реактивна потужність;

T_max = 3846,306 год. - кількість годин використання максимуму навантаження.

Таблиця 1.7. Допоміжна таблиця для побудови мапи потоків електроенергії

№ п/п	Назва підрозділу	Pр, кВт	Qр, квар	W, кВт·год	V, квар·год	W, %	V, %
1	Механічний цех	1031,39	876,85	3967041,55	3372633,42	52	56
2	Технічний цех	585,55	350,62	2252204,48	1348591,81	30	22
3	Механічний цех	244,73	266,67	941306,47	1025694,42	12	17
4	Складальний цех	114,98	82,13	442248,26	315897,11	6	5
Всього	7602800,76	6062816,76	100	100

За даними табл. 1.7 побудована колова діаграма (рис. 1.4) споживання активної електроенергії підрозділами підприємства. Аналогічним чином побудуємо діаграми споживання і реактивної енергії.

Рис. 1.4. Колова діаграма споживання активної електроенергії підрозділами підприємства.



Рис. 1.5. Колова діаграма споживання реактивної електроенергії підрозділами підприємства.

Представлення фактичного балансу споживання електроенергії

Для побудови фактичного балансу споживання електроенергії необхідно скористатися даними табл. 1.4, 1.6 і 1.7. Діаграма фактичного балансу електроенергії з виносками показана на рис. 1.6 та 1.7.

Рис. 1.6. Баланс споживання активної електроенергії.



Рис. 1.7. Баланс споживання реактивної електроенергії.

2. Розробка енергозаощаджуючих заходів в системі електропостачання

2.1 Аналіз роботи трансформаторних підстанцій підприємства

Проведемо аналіз роботи трансформаторних ТП за даними розрахунку табл. 1.3. Аналіз роботи ТП1,3 показує, що вони є недовантаженими. Враховуючи це можливо зменшення навантаження, при заданій кількості трансформаторів:

.

.

Аналіз роботи ТП2 показує, що він є недовантажений (k_з = 0,39). Враховуючи відсутність можливості зменшення навантаження, можливо зменшення кількість трансформаторів:

.

2.2 Оцінка фактичного балансу реактивної потужності та вибір пристроїв компенсації

трансформаторний підстанція електричний

При роботі електродвигунів і трансформаторів генерується індуктивне навантаження - в мережах циркулюють струми реактивної потужності, які призводять до додаткових активних втрат. Для компенсації реактивної потужності, що оцінюється за величиною cos?, застосовуються конденсаторні батареї.

Економічно обґрунтована реактивна потужність, що передається підприємству з енергосистеми (з розрахунку tg=0,25):

квар.

Так як в мережі відсутні синхронні двигуни, компенсатори, генератори ТЕЦ, то вираз спрощується до вигляду:

квар.

Вибір пристроїв компенсації на ТП1,2

Найбільша реактивна потужність, яка може бути передана із мережі при встановленні 3 трансформаторів, визначається за виразом:

квар,

де S_ном = 1000 кВА - номінальна потужність трансформаторів;

К_з =0,7 - бажаний коефіцієнт завантаження трансформаторів;

Р_р = 2048,12 кВт - активна розрахункова потужність трансформаторів.

Потужність КП, що встановлюються в мережі 380 В визначається із умови балансу реактивної потужності:

квар,

де Q_р = 1997,98 квар - реактивна розрахункова потужність трансформаторів.

За визначеним Q_кн вибираємо стандартні батареї, сумарно 300 квар:

2 шт - УКМ58-0,4-150-30 квар

Вибір пристроїв компенсації на ТП3

Найбільша реактивна потужність, яка може бути передана із мережі при встановленні 1 трансформатора, визначається за виразом:

квар

Потужність КП, що встановлюються в мережі 380 В визначається із умови балансу реактивної потужності:

квар

За визначеним Q_кн вибираємо стандартні батареї, сумарно 200 квар:

1шт - УКМ58-0,4-100-33 квар

Вибір пристроїв компенсації на ТП4

Найбільша реактивна потужність, яка може бути передана із мережі при встановленні 1 трансформаторів, визначається за виразом:

кВар

Потужність КП, що встановлюються в мережі 380 В визначається із умови балансу реактивної потужності:

квар

Потужність КП, що встановлюються в мережі 10 кВ визначається як:

кВар,

За визначеним Q_кн вибираємо стандартні батареї, сумарно 1050 квар:

7шт - КЭС2-10,5-150 2У1 квар

де ?Q_кн - сумарна потужність батарей конденсаторів встановлених в мережі 0,4 кВ:

кВар.

2.3 Вибір закону регулювання та вибір режиму роботи пристроїв компенсації

При зміні навантаження протягом доби слід відповідним чином регулювати ступінь компенсації реактивної потужності з метою недопущення її генерації в мережу енергопостачальної організації. Для цього необхідно вибрати закон переключення пристроїв.

У даному розділі необхідно обчислити графік роботи компенсуючих пристроїв та виконати вибір регулятора реактивної потужності. Також метою розрахунку є визначення:

- генерованої реактивної енергії пристроями компенсації 0,4 та 6-10 кВ для визначеня втрат активної енергії на генерацію реактивної;

- реактивної енергії спожитої з енергосистеми для розрахунку оплати за неї.

Необхідно зазначити, що компенсуючі пристрої, що встановлені на стороні 6-10 кВ можуть бути вимкнені або увімкнені протягом всього розрахункового періоду. Для виконання даного пункту використовуємо програму “REGKU”.

3. Побудова нормалізованого електроенергетичного балансу підприємства

3.1 Побудова нормалізованих графіків електричних навантажень підприємства

На підставі розрахунку електричних навантажень вище 1000 В з урахуванням енергозаощаджуючих заходів п.п. 2.2 (табл. 2.1) та розрахунку режиму роботи пристроїв компенсації п.п. 2.3 необхідно побудувати графіки нормалізованих електричних навантажень з метою визначення їх нових показників (кількості годин використання максимуму навантаження та часу максимальних втрат). Для цього при побудові використовуємо нове значення розрахункової активної потужності та новий графік споживання реактивної потужності з мережі енергопостачальної організації визначеного за розрахунком п.п. 2.3. Методика побудови графіків аналогічна наведеній в п.п. 1.2.

Річні витрати активної і реактивної енергії:

кВт·год, кВт·год.

Кількість годин використання максимуму навантаження год.

Час максимальних втрат год.

3.2 Розрахунок втрат електроенергії у мережах підприємства з урахуванням енергозаощаджуючих заходів

В цілому розрахунок втрат електроенергії в мережі підприємства аналогічний описану в п.п. 1.3. Відмінністю є необхідність розрахунку втрат активної електроенергії на генерацію реактивної в пристроях компенсації.

Річна реактивна енергія генерована конденсаторною батареєю:

,

квар·год,

квар·год,

де V_зр, V_в, V_лр, V_лв - реактивна енергія, генерована конденсаторною установкою протягом відповідно зимової робочої, зимової вихідної, літньої робочої та літньої вихідної доби (визначається в п.п. 2.3), квар·год; n_зр, n_зв, n_лр, n_лв - кількість зимових робочих, зимових вихідних, літніх робочих та літніх вихідних днів протягом року.

Втрати активної електричної енергії у конденсаторних батареях:

кВт·год,

де = 2,5 Вт/квар - питомі втрати активної потужності в конденсаторах високовольтних КП;

= 4,5 Вт/квар - питомі втрати активної потужності в конденсаторах низьковольтних КП;

3.3 Представлення нормалізованого балансу електроенергії

Складання зведеного нормалізованого енергетичного балансу підприємства є завершальним етапом аналізу електроенергетичного балансу підприємства.

Необхідно побудувати баланс генерації реактивної електроенергії, який повинен в загальному випадку включати генерацію батареями конденсаторів 0,4 кВ, генерацію батареями конденсаторів 10 кВ та синхронними двигунами, генерацію кабельними лініями 10 кВ, а також спожитої з енергосистеми. Балансу генерації електроенергії представлений на рис. 3.1.



Рис. 3.1. Баланс генерації реактивної електроенергії.

4. Побудова картограми електричних навантажень, визначення центру навантажень та вибір раціонального місця розташування ЦРП

Для скорочення втрат у мережах підприємства варто мінімізувати їхню довжину - це досягається при розташуванні ЦРП у центрі електричних навантажень. Для пошуку місцеположення ЦРП (РП) використовуємо картограму навантажень. Під картограмою навантажень розуміють розміщені на генеральному плані (рис. 4.1) кола, площа яких у певному мірилі дорівнює розрахунковим навантаженням цехів. Вважаємо, що навантаження цеху рівномірно розподілене на його площі, тому центр кола співпадає з центром тяжіння фігури цеху на плані.

Для побудови картограми навантажень цехів і підприємства в цілому для кожного цеху визначаємо радіуси кіл R_i, площа ?R_i² котрих у обраному мірилі дорівнює навантаженню цеху P_i, кВт.

Для прикладу приводимо розрахунок механічного цеху:

мм,

де т = 0,2 кВт/мм² - мірило кола.

Кожне коло розділене на сектори, відповідні силовому і освітлювальному навантаженням.

Центральний кут відповідає площі, яка при обраному мірилі дорівнює площі освітлюваного навантаження:

.

Координати центру електричних навантажень підприємства в цілому:

,

,

де X_i та Y_i - координати центру електричного навантаження і-го цеху.

Така картограма дає уявлення і про структуру навантажень.

Розрахунок картограми навантажень приведено у вигляді табл. 4.1.

Таблиця 4.1. Розрахункові дані для побудови картограми та умовного центру електричних навантажень

№	Назва цеху	Рр, кВт	Росв , кВт	Р?, кВт	R,см	?,?	Хi,м	Yi,м	Р?·Xi	Р?·Yi
1	ТП 1: Механічний цех	1031,39	103,4	1134,79	42,51	32,8	80	140	90783,2	158870,6
	ТП 2: Термічний цех	585,6	75,76	661,36	34,45	39,6	269	30	177905,8	19840,8
2	ТП 3: Механічний цех	277,7	51,92	329,62	22,91	56,7	162	159	53398,4	52409,6
3	ТП 4: Складальний цех	118	16,03	134,03	14,61	43,1	262	159	35115,7	21310,8
Всього:			4582,85					357203,1	252431,8

5. Розрахунок оплати за споживання електроенергії

5.1 Аналіз оплат за різними тарифними системами

В енергосистемі діють наступні види тарифів: одноставковий; двоставковий; одноставковий, диференційований за періодами часу.

Диференційовані за періодами часу тарифи можуть використовуватися для розрахунків за спожиту електроенергію замість одноставкових або двоставкових тарифів за умов наявності відповідних технічних засобів комерційного обліку електроспоживання.

Для промисловості, як правило, використовувався двоставковий та одноставковий тарифи.

При використанні одноставкового тарифу плату за електроенергію визначаємо за формулою:

грн,

де С₀ = 0,61 грн/кВт·год - діючий тариф на електроенергію, визначається постановою НКРЕ.

З метою вирівнювання графіку енергоспоживання у часі використовують одноставковий тариф, диференційований за періодами часу. Відношення тарифних ставок пікової, напівпікової та нічної зон до середнього тарифу має вигляд: 1,68:1,2:0,35.

Плату за електроенергію при використанні диференційованого тарифу визначають за формулою:

,

де _П = 1,68, _НП = 1,2, _Н = 0,35 - тарифи для пікової, напівпікової та нічної зони відповідно; Е_П , Е_НП, Е_Н - споживання електроенергії у піковій, напівпіковій та нічній зонах протягом доби.

Тривалість пікової, напівпікової та нічної зон протягом доби становить:

t_Н = 8 годин (з 23.00 до 7.00),

t_НП = 11 годин (з 7.00 до 8.00; з 11.00 до 20.00; з 22.00 до 23.00),

t_П = 5 годин (з 8.00 до 11.00; з 20.00 до 22.00).

Після визначення плати за електроенергію за добу розраховуємо плату за електроенергію протягом розрахункового періоду. За розрахунковий період вважаємо річний термін - 365 днів.

Плата при використанні диференційованого тарифу визначається:

П_{е1 =} ?П_зр·147+ ?П_зв·65+ ?П_лр·105+?П_лв·48=17642,97147 + 13377,4665 + 14994,37105 + 11368,6348= 5583154,6 грн.

Розрахунок плати за диференційованим тарифом виконуємо у вигляді таблиць для зимових та літніх робочих і вихідного днів окремо.

Визначення доцільності переходу з існуючого тарифу на диференційований тариф за період часу:

?П_е = П_е2 - П_е1 = - 5583154,6 = - 759131,9 грн.,

де ?П_е - різниця між річними диференційованим та існуючим тарифами відповідно; П_е1 = 5583154,6 грн. - плата за рік за диференційованим тарифом; П_е2 = грн. - плата за рік при існуючому тарифі. У нашому випадку плата за диференційованим тарифом П_е1 більша ніж плата при одноставочному тарифі П_е2, що свідчить про недоцільність переходу на оплату за диференційованим тарифом.

Таблиця 5.1. Розрахунок плати за зимову добу за диференційованом тарифом.

Час, год.	Робочий день	Вихідний день
	Потужність, кВт	?	С0, грн/кВт·год	Плата, грн	Потужність, кВт	Плата, грн
1	511	0,35	0,61	109,0985	511	109,0985
2	511	0,35	0,61	109,0985	511	109,0985
3	511	0,35	0,61	109,0985	511	109,0985
4	511	0,35	0,61	109,0985	511	109,0985
5	613	0,35	0,61	130,8755	613	130,8755
6	818	0,35	0,61	174,643	818	174,643
7	818	0,35	0,61	174,643	818	174,643
8	818	1,2	0,61	598,776	1329	972,828
9	1942	1,68	0,61	1990,162	1431	1466,489
10	2044	1,68	0,61	2094,691	1533	1571,018
11	1635	1,68	0,61	1675,548	1124	1151,875
12	1022	1,2	0,61	748,104	511	374,052
13	1022	1,2	0,61	748,104	511	374,052
14	1329	1,2	0,61	972,828	613	448,716
15	1431	1,2	0,61	1047,492	715	523,38
16	1431	1,2	0,61	1047,492	715	523,38
17	1840	1,2	0,61	1346,88	1329	972,828
18	1635	1,2	0,61	1196,82	1124	822,768
19	1431	1,2	0,61	1047,492	1431	1047,492
20	920	1,2	0,61	673,44	920	673,44
21	613	1,68	0,61	628,2024	613	628,2024
22	511	1,68	0,61	523,6728	511	523,6728
23	409	1,2	0,61	299,388	409	299,388
24	409	0,35	0,61	87,3215	409	87,3215
				17642,97		13377,46

Таблиця 5.2. Розрахунок плати за літню добу за диференційованом тарифом.

Час, год.	Робочий день	Вихідний день
	Потужність, кВт	?	С0, грн/кВт·год	Плата, грн	Потужність, кВт	Плата, грн
1	434	0,35	0,61	92,659	434	92,659
2	434	0,35	0,61	92,659	434	92,659
3	434	0,35	0,61	92,659	434	92,659
4	434	0,35	0,61	92,659	434	92,659
5	521	0,35	0,61	111,2335	521	111,2335
6	695	0,35	0,61	148,3825	695	148,3825
7	695	0,35	0,61	148,3825	695	148,3825
8	695	1,2	0,61	508,74	1129	826,428
9	1651	1,68	0,61	1691,945	1216	1246,157
10	1737	1,68	0,61	1780,078	1303	1335,314
11	1390	1,68	0,61	1424,472	956	979,7088
12	869	1,2	0,61	636,108	434	317,688
13	869	1,2	0,61	636,108	434	317,688
14	1129	1,2	0,61	826,428	521	381,372
15	1216	1,2	0,61	890,112	608	445,056
16	1216	1,2	0,61	890,112	608	445,056
17	1564	1,2	0,61	1144,848	1129	826,428
18	1390	1,2	0,61	1017,48	956	699,792
19	1216	1,2	0,61	890,112	1216	890,112
20	782	1,2	0,61	572,424	782	572,424
21	521	1,68	0,61	533,9208	521	533,9208
22	434	1,68	0,61	444,7632	434	444,7632
23	347	1,2	0,61	254,004	347	254,004
24	347	0,35	0,61	74,0845	347	74,0845
				14994,37		11368,63

5.2 Дослідження зміни оплати за диференційованим тарифом при регулюванні режиму електроспоживання у часі

Перехід до систем контролю електроенергії на базі цифрових електронних лічильників дає можливість сплачувати за електричну енергію по диференціованих за часом тарифах. Крім того тільки впровадження АСКУЕ дає економічний ефект у межах 2…10 %.

Вже на першому етапі автоматизації обліку електроспоживання можливе рознесення обсягів електроспоживання по зонах доби та визначення суміщеної спожитої потужності у будь-якій зоні протягом доби.

Для оцінки впливу перерозподілу навантаження за зонами доби на плату за спожиту електроенергію проаналізуємо використання одноставкового та дифернційованого тарифів для варіанту регулювання шляхом адитивного зміщення добового графіку навантаження у часі за рахунок погодинного зсуву у межах від 1 до 23 годин.

За даними таблиці 5.3 будуємо графік залежності оплати від значення зсуву. Визначити діапазон, в якому оплата за диференційованим тарифом буде меншою, ніж за одноставковим, а також час, при якому оплата буде мінімальною.

Рис. 5.1. Графік залежності плати за спожиту електроенергію за одно- та триставковим тарифом при зміщенні графіку

Таблиця 5.3 Розрахунок оплати електроенергії за триставковим тарифом при зміщенні графіка споживання

Кількість годин зміщення	Плата за зимову робочу добу, грн	Плата за зимову вихідну добу, грн	Плата за літню робочу добу, грн	Плата за літню вихідну добу, грн	Загальна плата за рік, грн
0	28514,2	22625,56	25171,69	19227,85	9228213
1	28666,01	23267,93	25300,93	19773,73	9332056
2	28556,87	23404,07	25208,32	19889,44	9320691
3	28273,85	23121,05	24967,33	19648,93	9223842
4	28024,12	22380,76	24755,05	19019,53	9086513
5	26996,84	21255,08	23881,55	18062,51	8724679
6	25697,76	20291,95	22776,63	17243,45	8315779
7	24383,49	19412,03	21658,66	16495,23	7912085
8	23318,47	19054,01	20753,45	16189,86	7622551
9	21898,55	18782,69	19922,19	15958,44	7297797
10	21535,23	19027,97	19613,71	16167,24	7237964
11	22380,69	19866,18	19956,4	16880,16	7486933
12	23755,62	20893,46	20460,15	17753,18	7850619
13	23412,42	21040,82	20168,79	17878,46	7785168
14	23141,1	21014,78	19938,22	17855,84	7718296
15	23197,31	20406,18	19985,59	17339,52	7667190
16	24061,56	19982,2	20720,28	16979,71	7826548
17	24348,55	19316,91	20963,9	16414,69	7823951
18	24375,07	18810,68	20986,52	15984,04	7776648
19	23695,44	18380,3	21073,52	15618,25	7640345
20	24454,52	18803,43	21719,56	15978,43	7864556
21	25070,69	19525,25	22618,79	16591,8	8125912
22	26384,96	20503,57	23736,76	17423,54	8540011
23	27185,43	21738,39	24417,01	18473,17	8859752

5.3 Визначення фактичного коефіцієнту потужності та оплати за споживання (генерацію) реактивної енергії

Основна плата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію визначається формулами:

грн.,

грн.,

грн.,

грн.,

де n - число точок розрахункового обліку реактивної енергії;

V_СПі - споживання реактивної енергії в точці обліку за розрахунковий період, квар·год.;

V_ГЕНі - генерація реактивної енергії в мережу електропередавальної організації в точці обліку за розрахунковий період, квар·год.;

К=3 - нормативний коефіцієнт урахування збитків енергосистеми від генерації реактивної електроенергії з мережі споживача;

D=0,0356 кВт/квар - економічний еквівалент реактивної потужності (ЕЕРП), що характеризує частку впливу реактивного перетоку в точці обліку на техніко-економічні показники в розрахунковому режимі;

T=0,61 грн./кВт·год - фактична ціна на електроенергію.

Плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії визначається за складовими величинами:

П = П₁ + П₂ - П₃=29648,35 +0+0=29648,35 грн.,

де П₁ - основна плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії; П₂ =0 - надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП;

П₃=0- знижка плати за споживання і генерацію реактивної електроенергії у разі участі споживача в оптимальному добовому регулюванні режимів мережі у розрахунковий період.

6. Складання паливо-енергетичного балансу

6.1 Побудова та аналіз синтетичного паливно-енергетичного балансу

Синтетичний ПЕБ визначає розподіл видобутих, підведених і вироблених паливно-енергетичних ресурсів на підприємстві.

Сумарну кількість ПЕР, підведених за розрахунковий період, обчислюють за формулою:

Вугілля: т у.п.,

Газ: т у.п.,

Мазут: т у.п.,

т у.п.,

де , - сумарна кількість палива і-го виду (вугілля, газ, мазут тощо), отриманого відповідно від сторонніх постачальників і від власних джерел, натур.од.,

- сумарна кількість палива і-го виду, що залишилася у розпорядженні підприємства з попереднього розрахункового періоду (перехідні залишки попереднього періоду), натур.од.;

- сумарні втрати палива і-го виду під час його передавання, що не враховані вимірювальними приладами комерційного обліку ПЕР і подані стороннім постачальником ПЕР, натур.од.;

- еквівалент переведення палива і-го виду в умовне паливо;

n - кількість видів палива (вугілля, газ мазут тощо), що його використовують на підприємстві;

, - сумарна кількість активної електричної енергії, отриманої відповідно від сторонніх постачальників і від власних джерел, тис. кВт•год;

- сумарні втрати активної електричної енергії під час передавання, що не враховані вимірювальними приладами комерційного обліку й подані стороннім постачальникам електричної енергії, тис. кВт•год;

, - сумарна кількість теплової енергії, отриманої від сторонніх постачальників і від власних джерел відповідно, ГДж (Гкал);

- сумарні втрати теплової енергії під час передавання, що не враховані вимірювальними приладами комерційного обліку й подані стороннім постачальникам теплової енергії, ГДж (Гкал);

, - тепловий еквівалент переведення в умовне паливо, відповідно, електричної та теплової енергії, т у.п./тис. кВт•год та т у.п./ГДж (Гкал), відповідно.

Сумарне споживання ПЕР за розрахунковий період, визначене за територіально-виробничою ознакою, обчислюють за формулою:

,

Вугілля: т у.п.,

Газ: т у.п.,

Мазут: т у.п.,

т у.п.,

де - сумарна кількість палива і-го виду (вугілля, газ, мазут), що його споживає j-ий підрозділ підприємства, т у.п.;

, - сумарна кількість активної електричної та теплової енергії, що її споживає j-ий підрозділ підприємства, тис. кВт•год та ГДж, відповідно;

L=3 - загальна кількість підрозділів підприємства.

Нев'язка рівняння ПЕБ:

%.

Сумарне споживання активної електричної енергії споживачами підприємства визначають за формулою:

тис.кВт•год

де = тис. кВт•год - сумарна кількість активної електричної енергії, споживаної l-им підрозділом підприємства;

= тис. кВт•год - сумарна кількість активної електричної енергії, що її відпускає підприємство k-му субабоненту, яке не належить до жодного l-го підрозділу підприємства;

К = 2 - загальна кількість субабонентів, що не належить до жодного l-го підрозділу підприємства;

= 805 тис. кВт•год - сумарні втрати активної ё енергії в загальних мережах живлення підприємства, визначається за виразом:

,

де - сумарні втрати активної електричної енергії за розрахунковий період часу в силових трансформаторах, реакторах, конденсаторних установках і розподільчих мережах, тис. кВт•год.

Сумарне споживання теплової енергії споживачами підприємства обчислюють за формулою:

ГДж,

де = 669,78 ГДж - сумарна кількість теплової енергії, яку споживає l-ий підрозділ підприємства;

= 167,44 ГДж - сумарна кількість теплової енергії, що її відпускає підприємство k-му субабоненту, яке не належить до жодного l-го підрозділу підприємства;

= 103,04 ГДж - сумарні втрати теплової енергії в загальних мережах живлення підприємства.

Сумарне споживання палива споживачами підприємства обчислюють за формулою:

,

Вугілля: т у.п.,

Газ: т у.п.,

Мазут: т у.п.,

де - сумарна кількість палива всіх видів (вугілля, газ, мазут), що його споживає l-ий підрозділ підприємства, т у.п.;

- сумарна кількість палива і-го виду (вугілля, газу, мазуту тощо), що його відпускає підприємство k-тому субабоненту, який не належить до жодного l-го підрозділу підприємства, натур.од.;

- сумарна кількість палива і-го виду, що накопичується на підприємстві на наступний розрахунковий період (перехідні залишки наступного періоду), натур.од.;

- сумарні втрати палива і-го виду під час його транспортування та в процесі зберігання на підприємстві поза межами кожного з l-их підрозділів підприємства, натур.од.

6.2 Порівняльний аналіз альтернативних видів енергоносіїв для системи теплопостачання

Для порівняння та визначення обсягу споживання енергії, яка закладена в різних енергоносіях, що споживаються підприємством, необхідно отримати їх енергетичний еквівалент або привести до умовного палива.

Кожен вид палива характеризується питомою теплотою згоряння - фізичною величиною, що показує, яка кількість теплоти виділяється при повному згорянні палива масою 1 кг або 1 м³. Питома теплота згоряння вимірюється у Дж/кг (Дж/м³) або кал/кг (кал/м³). Чим більша питома теплота згоряння палива, тим менша питома витрата палива при тому самому коефіцієнті корисної дії (ККД) установки.

Енергетичний еквівалент одиниці кожного виду енергоносія:

,

Вугілля: Дж,

Газ: Дж,

Мазут: Дж,

Дж,

де Р - річне споживання даного виду ПЕР, од.;

Q - калорійний еквівалент одиниці даного виду ПЕР, Дж/од.

Повна вартість енергії визначається, як добуток величин споживання та вартості одиниці енергоносія:

С_повн = Р·Ц грн.,

де Ц - вартість одиниці енергоносія, грн/од.

Питому вартість енергоносія визначають за співвідношенням повної вартості та енергетичного еквівалента:

грн/Дж,

де Е Дж - енергетичний еквівалент

Тепер, наприклад, визначимо необхідну кількість вугілля для повного покриття потреб підприємства в енергії:

кг.

Повна вартість енергії вугілля:

грн.

Питома вартість вугілля:

грн/Дж.

Таблиця 6.1. Розрахунок споживання енергоресурсів підприємством

Вид енергоресурсу	Необхідна кількість	Одиниці	Загальна вартість, грн	Питома вартість, грн/Дж
Вугілля	1001227,273	кг	597532,24	27,13*10-9
Газ	564794,87	м3	337069,66	15,3*10-9
Мазут	561913,27	кг	335349,84	15,22*10-9
Діюча схема	-	-	195565	8,88*10-9

Отже, аналіз отриманих даних дозволяє вибрати найбільш прийнятний енергоресурс для використання, яким при вказаних у таблиці 6.1 цінах є вугілля. Найменш привабливим з економічної і технічної точок зору є мазут.

7. Теплоенергетичний баланс цеху

7.1 Розрахунок теплових втрат крізь огороджуючі конструкції

Розрахункове теплове навантаження систем опалювання, вентиляції (кондиціонування повітря) і гарячого водопостачання будівлі повинне компенсувати теплові втрати через огороджувальні конструкції будівлі. Навожу приклад розрахунку механічного цеху, вихідні дані для розрахунку приведені в таблиці 7.1.

Витрати тепла через огороджувальні конструкції:

,

де К_стін , К_вікон, К_стелі, К_дверей, К_{підлоги}, К_{склоблоків} - коефіцієнти теплопередачі відповідно стін, вікон, стелі, дверей, підлоги, склоблоків будівлі;

F_стін, F_дверей, F_вікон, F_{підлоги}, F_стелі, F_{склоблоків} - площа стін, дверей, вікон, підлоги, стелі, склоблоків;

t_вн, t_зовн - розрахункова температура опалювальних приміщень, температура зовнішнього повітря.

Тепло, що йде на нагрівання інфільтраційного повітря, Гкал/год:

Гкал/год,

Таблиця 7.1. Форма для підготовки теплотехнічного розрахунку

№	Найменування	Умовні позначення	Одиниця виміру	Значення
1	Коефіцієнт теплопередачі стін	Кстін	Ккал .(м2*ч*оС)	2,45
2	Коефіцієнт теплопередачі вікон	Квікон	Ккал .(м2*ч*оС)	2,17
3	Коефіцієнт теплопередачі стелі	Кстелі	Ккал .(м2*ч*оС)	1,32
4	Коефіцієнт теплопередачі дверей	Кдверей	Ккал .(м2*ч*оС)	2,17
5	Коефіцієнт теплопередачі підлоги	Кпідлоги	Ккал .(м2*ч*оС)	5,71
6	Коефіцієнт теплопередачі склоблоків	Ксклоблоків	Ккал .(м2*ч*оС)	0
7	Площа стін	Fстін	м2	2333
8	Площа дверей	Fдверей	м2	187
9	Площа вікон	Fвікон	м2	1050
10	Площа підлоги	Fпідлоги	м2	6667
11	Площа стелі	Fстелі	м2	6667
12	Площа склоблоків	Fсклоблоків	м2	0
13	Загальна площа будівлі	Fбудівлі	м2	5670
14	Опалювальний об'єм будівлі	Vопал	м3	39690
15	Висота будівлі	Нбуд	м	7
16	Кількість людей	Р		630
17	Коефіцієнт, який враховує кількість тамбурів	В		0,9
18	Коефіцієнт, який враховує додатковий тепловий потік встановл. опалювальних приладів	b1		1,12
19	Коефіцієнт, який враховує додаткових витрат теплоти приладами, розташованими у зовнішніх загороджень при відсутності екранів	b2		1,01
20	Розрахункова температура опалювальних приміщень	tвн	оС	18
21	температура зовнішнього повітря	tзовн	оС	-12
22	Температура теплоносія в подавальному трубопроводі	t1	оС	80
23	Температура теплоносія в зворотньому трубопроводі	t2	оС	51

Витрати тепла на нагрівання зовнішнього повітря, яке проникає через двері тамбурів, Гкал/год:



де Н_буд, Р, В - висота будівлі, кількість людей, коефіцієнт, який враховує кількість тамбурів.

Витрати тепла в трубопроводах системи опалення, що проходять по не опалювальних підвалах і підпіллям:

Гкал/год.

Тепло, що надходить від людей і освітлення:

Гкал/год,

де F_{будівлі} = 18071 м² - загальна площа будівлі.

Сумарне теплове навантаження будівлі:

,

Гкал/год,

де b₁ - коефіцієнт, який враховує додатковий тепловий потік від встановлених опалювальних приладів;

b₂ - коефіцієнт, який враховує додаткові витрати теплоти опалювальними приладами у зовнішні огородження при відсутності екранування.

Сумарне теплове навантаження будівлі:

 кВт.

Погодинні витрати сітьової води на опалення, т/год:

т/год,

де Т₁ = 80 ^оС - температура теплоносія у подаючому трубопроводі;

Т₂ = 51 ^оС - температура теплоносія у зворотному трубопроводі.

Погодинні витрати води на опалення з урахуванням втрат:

м³/год.

Максимальна годинна витрата води на гаряче водопостачання:

м³/год,

м³/год,

де t_гв і t_хв - відповідно температура гарячої і холодної води в холодний і теплий періоди року; t_гв = 55 °С; t_хв = 5 °С у холодний період і 15 °С - у теплий.

Виконуємо аналогічний розрахунок теплових втрат для кожного з цехів, результати розрахунку зводимо в таблицю 7.1.

Таблиця 7.2. Розрахунок теплових втрат кожного з цехів підприємства

Розрахункова величина	Механічний цех	Технічний цех	Механічний цех	Складальний цех
Витрати тепла через огороджув. конструкції, Гкал/год	5,207	7,512	2,09	2,09
Тепло, що йде на нагрівання інфільтраційного повітря, Гкал/год	1,1	0,367	0,194	0,194
Витрати тепла на нагрівання зовнішнього повітря, Гкал/год	0,026	0,009	0,005	0,005
Витрати тепла в трубопроводах системи опалення, Гкал/год	0,12	0,15	0,04	0,04
Тепло, що надходить від людей і освітлення, Гкал/год	0,15	0,05	0,02	0,02
Сумарне теплове навантаження будівлі, Гкал/год	7,1	8,96	2,79	2,79
Сумарне теплове навантаження будівлі, кВт	6104,9	7704,2	2398,97	2398,97
Погодинні витрати сітьової води на опалення, т/год	244,82	308,95	96,202	96,202
Погодинні витрати води на опалення з урахуванням втрат, м3/год	267	336,95	104,92	104,92
Максимальна годинна витрата води на гаряче водопостачання, м3/год	13465 10772	16992,31 13593,84	5291,11 4232,89	5291,11 4232,89

7.2 Розробка рекомендацій щодо теплозаощаджуючих заходів та розрахунок економії від їх впровадження

Через недосконалі зовнішні конструкції будівель у атмосферу втрачається значна частина теплової енергії. Втрати тепла, залежно від висоти і конструкції будови, становлять 20…60% від загального тепла, що витрачається на опалення. А оскільки на опалювання і вентиляцію будівель різного призначення витрачається близько 40% всіх ПЕР, саме у сфері їх реконструкції лежать основні резерви з енергозаощадження.

Одношарові бетонні конструкції, які виготовлялися більшістю підприємств будівельної індустрії, не відповідають сучасним енергетичним вимогам (вимогам енергозбереження). Раніше побудовані будівлі споживають 65…90% теплової енергії промислового сектора і їх реконструкція може дозволити досягти великої економії енергоресурсів.

Для реконструкції шляхом утеплення стін будівлі і зменшення теплових втрат обираємо теплоізолюючий матеріал згідно додатку Ж: шар пінопласту завтовшки 0,05 м і шар штукатурки завтовшки 0,015 м.

Розраховуємо термічний опір глухих стін до впровадження енергозаощаджуючих заходів:

м² ·^оС/Вт.

Сумарний термічний опір стін після реконструкції:

м² ·^оС/Вт,

де = 0,05 м - товщина утеплювача;

= 0,04 - теплопровідність утеплюючих плит;

= 0,015 м - товщина шару штукатурки;

 = 0,7 - теплопровідність штукатурки.

Коефіцієнт теплопередачі стін після реконструкції:

Ккал/(м²·год·^оС).

Зменшення теплових втрат через стіни площею F_стін:

,

Гкал/год,

Загальна економія теплової енергії за рік складає:

Гкал/рік,

де Т_д = 24 години - тривалість доби;

D_оп = 180 днів - тривалість опалювального сезону.

Річна економія грошових витрат за рахунок зменшення теплових втрат:

грн./рік,

де, В_ТЕ - ціна теплової енергії.

Необхідно зазначити, що наведений розрахунок проводився без врахування витрат на матеріали, транспортні та монтажні роботи, тому результат розрахунку вказує лише на можливість заощаджень але не доводить доцільності проведення таких заходів.

8. Розробка систем комерційного та технічного обліку ПЕР

8.1 Вибір приладів та устаткування для контролю потоків ПЕР на підприємстві

У курсовій роботі живлення цехів електроенергією відбувається від ГПП. На підприємстві також споживається газ, вода, теплова енергія та інші задані енергорусурси.

Вибір технічних засобів для контролю за енергоресурсами виконуємо за допомогою додатку З[1]. Для контролю за газом на відгалудженні від магістрального газогону можна встановити електромагнітний витратомір-лічильник типу ІВК виробництва ТОВ "КатрЛесс". Для контролю витрати води можна використати лічильники крильчасті типу М-МКЕМВ виробництва фірми Elin Wasserwerkstechnik Ges. m.b.H., Австрія, що встановлюються на подаючому та зворотньому трубопроводах. Для обліку теплової енергії на подаючому трубопроводі (паропроводі) встановимо теплолічильник типу POLLUSTAT виробництва групи "Sensus Metering Systems", Німеччина, Словаччина . Електрична енергія контролюється на двох вводах ГПП на стороні ВН - лічильником типу МЕРКУРИЙ 230 АRT2 виробництва Инкотекс, м. Нижній Новгород.

Для проведення технічного обліку приймаємо електричні лічильники Меркурий 200.02 5(60)А/230В. Можуть прийматися до встановлення й інші сертифіковані в Україні лічильники.

В якості комплексної системи обліку електроспоживання приймаємо лічильники МЕРКУРИЙ 230 АRT2, для створення даної системи використовуємо додатковий модуль імпульсних каналів. Для контролю за іншими енергоресурсами використовуємо програмно-технічний модуль ІТЕК-220.

Система ІТЕК - 220 призначена для побудови автоматизованих систем контролю та обліку енергоресурсів (АСКОЕ). Комплекс ІТЕК-220 пов'язаний з ЕОМ. Вся інформація, що поступає від первинних вимірювальних перетворювачів записується до бази даних та використовується для комерційної та технічної діяльності підприємства.

8.2 Розрахунок метрологічних характеристик системи обліку

Передача інформації від лічильника електроенергії здійснюється у цифровому вигляді з використанням спеціальних протоколів зв'язку, які дозволяють перевіряти отримані дані. Тому найбільша похибка вимірювань, що перевищує нормовані значення, вноситься першим рівнем. До цього рівня відносять первинні вимірювальні перетворювачі і давачі - трансформатори струму (ТС) та напруги (ТН), лічильники (ЛЧ) і лінії, які їх сполучають - все це є вимірювальним каналом (ВК).

Для вимірювання електроенергії ВК має таку структурну схему:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Для контролю інших енергоресурсів стуктурна схема ВК має вигляд, приведений на рис 8.2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Систематична похибка вимірювання ВК наближено може визначатися за формулою:

де _ТН = 0,5 % - відносна похибка ТН;

_ТС = 0,5 % - відносна допустима ТС;

_ЛЧ = 0,5 % - допустима похибка лічильника;

_ЛЗ = 0,2 % - допустима похибка лінії зв'язку;

_ПЗПД = 0,5 % - допустима похибка пристрою збору та передачі даних.

.

При вимірюванні інших видів енергії результуюча похибка ВК:

% ,

де _ЛЗ = 0,2%, _ПЗПД =1,2 %, _ІП = 1,0% .

Сумарна систематична похибка обліку електроенергії по об'єкту, на якому покупка енергії фіксується в n ВК, а продаж - по m ВК, визначається за формулою:

кВт·год,

де - кількість енергії, кВт·год, що пройшла через ВК обліку;

- систематична похибка вимірювального комплексу -ого ВК.

Висновки

Перелік МЕЗ. Річна економія внаслідок впровадження МЕЗ.

1. У даній курсовій роботі виконано обстеження системи електроспоживання промислового підприємства металургійної галузі з розрахунковим навантаженням

Р_р = 2043,31 кВт, Q_р = 510,83 квар.

В результаті обстеження виявлено, що елементи системи електропостачання підприємства працюють з різним завантаженням, яке часто перевищує допустимі значення.

2. В роботі виконано реконструкцію системи електропостачання підприємства, розроблено енергозаощаджуючі заходи:

- обрано оптимальне місце розташування ГПП - у центрі електричних навантажень (Х= 77,94 м, Y= 55,53 м), відповідно скорочено довжини КЛ і втрати у схемі електропостачання;

- на основі балансу реактивної потужності вибрано пристрої компенсації (Q_КП = 1362,55 квар), закон регулювання та розраховано показники роботи КП; розраховано економію внаслідок скорочення втрат енергії.

3. На основі аналізу графіків електричних навантажень і жорсткості технологічного процесу виявлено можливості регулювання режиму електроспоживання у часі для покращення показників добового графіку та зменшення оплати за диференційованим тарифом.

Мінімум плати 7237964грн./рік відповідає зсуву графіка на 10 год.

4. На основі порівняльного аналізу альтернативних видів енергоносіїв для системи теплопостачання обрано мазут.

5. Розроблено рекомендації щодо теплозаощаджуючих заходів та розраховано економію від скорочення теплових втрат.

6. В результаті контролю ефективності використання електроенергії в агрегаті здійснено вибір найбільш енергоекономічного режиму його роботи.

7. Проведено розрахунок річної економії внаслідок впровадження МЕЗ.

Для зручності розроблені МЕЗ можна звести до табл. 9.1.

Таблиця 9.1. Можливості енергозаощадження на підприємстві

№ п/п	Найменування заходу	Річні втрати	Економіч. ефект	Строк окупност
		існуюча схема	впроваджена схема
1	Реконструкція цехових ТП 10/0,4 кВ	185613	121457	64156	0,52
2	Реконструкція розподільчих мереж 10 кВ	0	0	0	0
3	Впровадження системи компенсації реактивної потужності
4	Удосконалення режиму електроспоживання в часі	0	0	0	0
5	Модернізація зовнішніх огороджень будівель	-	99000	56160	0,56
	Разом

Розрахований економічний ефект вказує на ефективність варіантів МЕЗ на підприємстві. Для подальшого впровадження МЕЗ необхідно визначити строк окупності проектів та визначити найбільш привабливий з економічної точки зору.

Размещено на Allbest.ru