Электроэнергосбережение

М и н и с т е р с т в о о б р а з о в а н и я и н а у к и Р о с с и й с к о й Ф е д е р а ц и и Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет Факультет ______Электротехнический __________________ Кафедра ___Электроснабжение промышленных предприятий__ Курс лекций по дисциплине Электроэнергосбережение Утверждено на заседании кафедры протокол № ___ от ___________2013 зав.кафедрой ____________Зимин Л.С. САМАРА 2013г. Лекция1 Раздел 1. Тема 1.1 Организационные аспекты энергосбережения Введение. В настоящее время в России, так как это было в промышленно-развитых странах мира в середине 70-х - первой половине 80-х годов, растет понимание важности эффективного использования энергии для преодоления экономического кризиса и последующего устойчивого развития экономики Российской Федерации и ее регионов. В основе этого понимания лежит тот факт, что энергообеспечение общества (как в целом, так и его отдельных членов) сопряжено с огромными финансовыми, материальными и трудовыми затратами, что добыча, производство, транспорт и потребление топливно-энергетических услуг оказывает более негативное воздействие на окружающую среду. Вполне естественно, что в современных условиях рациональное использование и экономия энергии (энергосбережение - как наиболее часто у нас называют этот процесс) становится одним из важнейших факторов экономического роста и социального развития, позволяя, при тех же уровнях энергообеспечения национального хозяйства, направлять высвобождающиеся значительные ресурсы на другие цели - рост производительности труда и доходов населения, развитие социальной инфрастуктуры, увеличение производства товаров и услуг и т.п. Именно поэтому энергосбережение относится к важнейшим приоритетам энергетической политики России, разработка которой завершилась к середине 90-х годов. В мае 1995 г. Указом Президента Российской Федерации были утверждены «Основные направления энергетической политики Российской Федерации на период до 2010 года», а постановлением Правительства № 1006 от 13. 10. 95 г. были одобрены основные положения экономической стратегии России. В частности, в этих документах подчеркивается, что «Энергосбережение - высший приоритет энергетической политики на всю обозримую перспективу», что необходимо создать условия «для перевода экономики страны на энергосберегающий путь развития». Столь пристальное внимание к энергосбережению имеет и специфические российские корни, уходящие вглубь нашей новейшей истории. Дело в том, что прежняя экономическая система была затратной по своей сути, базировалась на экстенсивных факторах роста, которые естественно, оказались конечными. Поэтому десятилетия неэффективного использования энергетических ресурсов создали в России огромный неиспользованный потенциал энергосбережения, достигающий по разным оценкам, от 30 до 45 % всего современного энергопотребления России. Экономический кризис в России, связанный с переходом к рыночным отношениям, затронул практически все стороны хозяйственной деятельности. Особенно сильно он сказался в сфере материального производства. За годы реформ производство валового внутреннего продукта (ВВП) сократилось на 39%, промышленной продукции - вдвое, объемы строительства - почти вчетверо. В этих условиях можно было бы ожидать существенного спада энергопотребления, тем более, что проводимые реформы происходили одновременно с демилитаризацией экономики и соответствующими преобразованиями структуры промышленного производства, объективно направленными на снижение его энергоемкости. Однако в действительности сокращение энергопотребления за 1991-1996 гг. составило только 22% (с 1057 до 828 млн. т. угольного эквивалента), тогда как спад ВВП составил 39 %. Таким образом, в условии неадаптированности внутренних систем энергоснабжения предприятий к колебаниям загрузки производственных мощностей, неотлаженности хозяйственных механизмов, когда старые, присущие советской экономике стимулы и рычаги уже перестали действовать, а новые, рыночные, еще не заработали в полную меру, все последние годы в России продолжался процесс роста энергоемкости ВВП, процесс увеличения потенциала энергосбережения. Реализация этого потенциала должна стать высшим приоритетом всей экономической политики - и федеральной, и региональной - поскольку в условиях России каждый процент экономии топлива и энергии может дать 0,35-0,4 % прироста национального дохода. Никакое снижение цен на энергоресурсы не может компенсировать неэффективное использование топлива и энергии у потребителя. В России сейчас на производство единицы валового внутреннего продукта расходуется топлива и энергии в 3-5 раз больше, чем в странах Европейского Союза и почти в 7 раз больше, чем в Японии. Вот основной резерв повышения конкурентоспособности нашей промышленности! За счет энергосбережения можно и должно снизить нагрузку энергетики на экономику страны, стабилизировать выбросы в атмосферу и воду вредных отходов от предприятий ТЭК, сохранить наши природные ресурсы для разумного внутреннего потребления и необходимо экспорта. Особенно велики резервы энергосбережения в городском (районном) теплоснабжении. Это вызвано как самой масштабностью этой сферы (на генерирование тепла для этих целей в России - северной стране - расходуется более 150 млн. условного топлива в год), причем даже в годы кризиса рост теплопотребления не прекратился, что связано в основном с новым жилищным строительством, так и тем, что как раз в городском теплоснабжении практически отсутствует исходная база для осуществления энергосбережения, то есть учет и контроль производимого, передаваемого и потребляемого тепла. Кроме того, в системах городского (районного) теплоснабжения, особенно в транспортировке тепла, массово используются технические средства, разработанные 40-50 и более лет назад. Следует также иметь в виду, что в связи с не отлаженностью финансовых рычагов взаимодействия российские производители тепла (как в централизованных, так и в изолированных системах), как правило, все еще совершено не заинтересованы в экономии энергетических ресурсов у потребителя, во внедрении измерительных систем теплоснабжения (узлов коммерческого учёта расхода тепловой энергии), отсутствие которых позволяет им, а также предприятиям, ответственным за производство и передачу тепла, списывать на потребителя все его потери, возникающие после выхода теплоносителя в теплотрассу. Тем самым в сфере городского теплоснабжения складывается ситуация, для которой характерны следующие негативные факторы: во-первых, отсутствие у производителей тепла побудительных стимулов внедрять измерительные системы и энергосберегающее оборудование, так как за потери тепла расплачивается потребитель, и во-вторых - продолжающийся рост стоимости тепла ведет к увеличению неплатежеспособного спроса на него со стороны потребителей. Все это способствует образованию огромной задолженности потребителей за уже поставленное и использованное тепло и, как следствие, - возникновению трудностей с поддержанием теплофикационных систем в рабочем состоянии, включая проблему закупки необходимого топлива. Для реализации сложившегося потенциала нужна активная энергосберегающая политика. Ее разработка - одна из основных задач Минтопэнерго России. За прошедшее время уже создана определенная база: принят Федеральный закон «Об энергосбережении»; аналогичные законы приняты на уровне ряда субъектов Федерации; созданы и работают региональные центры энергоэффективности, проводится энергоаудит на предприятиях, обучение и стажировка специалистов. 8 июля 1997 г. вышло Постановление Правительства «О повышении эффективности использования энергетических ресурсов и воды предприятиям, учреждениям и организациям бюджетной сферы», согласно которому в течение 1997-1998 гг. все бюджетные организации должны установить у себя счетчики газа, воды и тепла. 18 декабря 1997 года протокольным решением Правительства Российской Федерации одобрена Федеральная целевая программа «Энергосбережение России», В развитие этой программы разработаны отраслевые и региональные программы энергосбережения. Для предприятий и организаций, финансируемых из федерального бюджета, станут выделятся лимиты на энергоресурсы и средства на их оплату. Началась разработка и уточнение государственных стандартов энергопотребляющей продукции с установлением показателей ее эффективности и нормативов по энергопользованию в энергоемких технологиях. Особое место среди энергосберегающих мероприятий принадлежит энергетическому обследованию предприятий и организаций - энергоаудиту - с целью выявления резервов экономии топлива и энергии и определения первоочередных мер (предложений) по рационализации их использования. В сложившихся условиях экономия топливно-энергетических ресурсов и применение современных энергосберегающих технических решений является тем путем, который уже прошли западноевропейские страны в период нефтяного кризиса 70-х годов, но не отягощенные разрушенной экономикой. Российская экономика является одной из наиболее энергоемких в мире. Удельная энергоемкость отечественного промышленного производства в 1.8-3.5 раза выше, чем в США, Японии, странах Западной Европы. Причинами такого положения являются как технологическое несовершенство производственного потенциала основных фондов, так и недогрузка производственных мощностей из-за спада производства в последние годы. Вспомогательные системы жизнеобеспечения предприятий, рассчитанные на номинальный режим эксплуатации в условиях полной загрузки производства оказались не адаптированы к колебаниям и спаду производственной нагрузки, что характерно в настоящий период для многих предприятий. Энергетические затраты на эксплуатацию вспомогательных систем ложатся на сократившийся в 4-5 и более раз объем выпуска продукции. Это приводит к росту удельных затрат на единицу продукции. За прошедший период удельные затраты на многие виды продукции возросли на величину около 40%. Сложившаяся ситуация снижает конкурентоспособность отечественных товаров. Необходимо принимать срочные меры по повышению гибкости управления работой систем энергоснабжения внутри предприятий, так как этого часто можно достичь сравнительно дешевым путем, приобретая при ремонтах и замене изношенного оборудование соответствующее требуемым параметрам и не разрушая существующие на предприятиях системы жизнеобеспечения, позволяющие при восстановлении объемов производства использовать заложенные ранее возможности. Необходимо устранять энергорасточительность и бесхозяйственность, налаживать приборный учет расхода топлива и энергии потребителями. Более высокая энергоемкость экономики России связана также и с ее климатическими особенностями. Низкая энергетическая эффективность российской экономики является одной из причин напряженного состояния в топливно-энергетическом комплексе страны. Доля энергозатрат в себестоимости продукции и услуг составляет в среднем на транспорте 17%, в сельском хозяйстве-11%, в промышленности -18%, а в ряде энергоемких производств достигает 40 и даже 60%. Высокая энергоемкость производства в России приводит к высокому уровню себестоимости продукции и тормозит развитие производства. Известно, что инвестиции на проведение энергосберегающих мероприятий в 3-4 раза ниже, чем затраты на их альтернативную добычу и производство. Доля продукции топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в стране составляет одну треть от общего объема промышленного производства. Доля инвестиций в этот комплекс достигает почти 30% от суммарных инвестиций в экономику. При этом более 60% объема продукции ТЭК используется для удовлетворения внутренних энергетических потребностей России. Макроскопический эффект от снижения удельной энергоемкости валового внутреннего продукта на каждый процент оценивается ростом национального дохода на 0.3-0.4%. Расчеты показывают, что потенциал энергосбережения в России составляет почти 40% всего энергопотребления. Потребление топливно-энергетических ресурсов в России в 1996 году составило около 840 млн. т.у.т. К 2010 году оно возрастет до 1050-1160 млн. т.у.т. За период 1999-2005 годы может быть реализовано около 30-32% потенциала энергосбережения, инвестиции для реализации которого окупаются за период не превышающий 1.5-2 года. Энергосбережение является одним из направлений повышения экономической эффективности производства. Экономия энергоресурсов должна осуществляться на всех этапах выработки, транспортировки и потребления. Тема 1.1. Актуальность и направления решения проблемы. Программы энергосбережения в городе, области в РФ. Проблема электросбережения относится к невозобновляемым ископаемым источникам энергии (газ, нефть, уголь, горючие сланцы, торф) и их производным (тепловая и эл.энергия). 1. Государству не может быть безразлично, как расходуются конечные природные ресурсы. Это характерно для любого государства и для России в том числе; 2. Особенности ситуации в России: 1) в последние 10-15 лет спад промышленного производства, СЭС создавались без адаптации к снижению нагрузок, и, как следствие, выросла энергоемкость экономики (на 46%); 2) постоянно растет доля стоимости энергоресурсов в структуре затрат на производство продукции, в частности в коммунальных платежах она достигла 40-70%; 3) износ энергопотребляющего и энергопроизводящего оборудования достиг 63-75%, что сопровождается ростом потерь энергии при производстве, передаче и потреблении; 4) традиционно недостаточно уделяется внимания энергосберегающим мероприятиям, а уровень оснащения приборами учета и регулирования, расхода энергоресурсов не превышает 5-10%. Направления решения проблемы 1. энергосбережение; 2. развитие альтернативной энергетики. Оба пути не исключают, а дополняют друг друга. Подсчитано, что 1% экономии энергоресурсов (1 путь) обеспечивает рост национального дохода на 0,35%. 1 кВт•ч сэкономленной ЭЭ за счет внедрения энергосберегающих мероприятий обходится в 3 раза дешевле, чем тот же 1 кВт•ч, но выработанный на вновь вводимых мощностях. Реализация задач 1-го пути требует вложения меньших финансовых средств, может выполняться поэтапно, поэтому он и положен в основу государственной технической политики России. Второе направление более затратное и предполагает развития малой энергетики на базе солнечных, ветровых, приливных, газотурбинных и ГЭС. Финансирование задач данного направления должно осуществляться частным капиталом. Государство же должно обеспечивать правовое поле совместной (параллельной) работы различных источников энергии. Лекция 2. Тема 1.2.Региональные и федеральные правовые и нормативные документы по энергосбережению. 1. 7.12.1994г. правительством РФ принята «Экономическая стратегия России» на период до 2010г.; Задача: повышение жизненного уровня населения за счет роста прямых энергетических услуг, осуществляемых при углублении электрификации и газификации быта, села, общественного транспорта и повышении эффективности использования электроэнергии. 2. 7.05.1995г. указом Президента РФ утверждены «Основные направления энергетической политики РФ» на период до 2010г. Реализация потенциала энергосбережения за счет создания и внедрения высокоэффективного топлива и энергопотребляющего оборудования, теплоизоляционных материалов и строительных конструкций; 3. 3.04.1996г. принят Федеральный закон «Об энергосбережении», где 1) определены принципы энергосберегающей политики государства; 2) установлены требования к стандартизации, сертификации и метрологии в области энергосбережения; 3) определены основы гос. управления энергосбережением, включая осуществления гос. надзора за эффективностью энергопотребления; 4) проведение энергетических обследований организаций и учет энергоресурсов; 4. 24 января 1998г. утверждена «Федеральная Целевая программа энергосбережения России», в которой определен ускоренный перевод экономики на энергосберегающий путь развития. Задача: 1) до 2005г. сэкономить энергетические ресурсы в объеме 365-435млн.тонн условного топлива (ТУТ); 2) снизить на 13,4% энергоемкость ВВП; 3) сократить на 50-60% бюджетные дотации населению при снижении цен и тарифов на топливо и энергию. Программу планируется осуществить в два этапа. 1эт-1998-2000 и 2-эт-2001-2005. Основу программы составляют 5 подпрограмм: 1) энергосбережение в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК); 2) энергосбережение в ЖКХ; 3) энергосбережение в энергоемких отраслях промышленности; 4) оснащение потребителей приборами учета; 5) энергосберегающая электротехника. Эта программа финансируется из Федерального бюджета и частично окупается стоимостью сэкономленных энергоресурсов. В реализации программы участвуют МинЭнерго России, Госстрой, МПС, Мин. образования. 5. 25 июня 1998г. Самарской Губернской Думой принят закон Самарской области «Об энергосбережении и повышении эффективности использования топлива и энергии Самарской области». 6. июль 2000г. – утверждена Целевая программа энергосбережения Самарской области на 2000-2005гг. Цели: а) снижение потребления энергоресурсов не менее чем на 4% к 2002г. и на 13% к 2005г. по сравнению с 1998г.; б) обеспечение экономии 2470тыс.ТУТ к 2005г.; в) уменьшение выбросов в атмосферу по СО(окиси углерода) на 2470 тонн и по NOx (окислам азота) на 4940 тонн. Структура, цели и задачи программы схожи с программой энергосбережения России (п.4). Объем финансирования из всех источников должен составить 1млрд. 960 млн. руб. Годовая экономия средств 585 млн. руб. Выделен начальный проект по энергосбережению в 247 организациях областного подчинения. Он предусматривает реализацию малозатратных мероприятий, в основном, энергетического обследования организаций и установку индивидуальных тепловых пунктов. 7. 22 декабря 1997г. принята Программа по реформированию ЖКХ в Самарской области на 1998-2010гг. Призвана обеспечить установку приборов учета энергоресурсов на объектах ЖКХ (вода, тепло). 8. 25 июня 1998г. принята комплексная региональная программа по расширению использования природного газа в качестве моторного топлива на транспорте на 1998-2002 до 2015г. К 2003г. предусмотрено переведение 2693 единицы транспорта на природный газ. 9. декабрь 2003г. принята Целевая городская программа энергосбережения в Самаре на 2004-2008гг. Мероприятия: 1) оснащение приборами учета тепловой энергии центральных тепловых пунктов (ЦТП) и насосных станций (46 шт.) на границе раздела с ОАО «СамараЭнерго»; 2) установка приборов учета и автоматики регулирования тепла на муниципальных объектах (150 шкал); 3) установка приборов учета тепловой энергии, горячей и холодной воды на вводах в муниципальные дома (1100); 4) внедрение автоматов козырькового и подъездного освещения, экономического освещения (2500); 5) внедрение частотных преобразователей эл. приводов насосных станций (75); 6) внедрение автономных источников тепла и электроснабжения (3); 7) внедрение автоматизированных систем контроля и учета тепла в ЦТП (136). Реализованные программы энергосбережения 1. Программа развития автономного теплоснабжения в системе образования Самарской области в 1997-1999гг. Установка в большинстве из 1100 школ тепловых пунктов на газе. 2. Региональная программа газификации Самарской области на 1996-2000гг. Она довела уровень газификации жилого фонда в сельской местности до 88%. 3. В 1998-2003гг. реализована Городская программа энергосбережения: 1) проведено энергообследование объектов городского хозяйства; 2) оснащение приборами учета тепла ЦТП, муниципальных котельных и зданий; 3) модернизация котельных. Лекция 3. Тема1.3.Топливно-энергетический баланс и макроэкономические показатели энергоэффективности в Самарской области и России. Тарифы на электроэнергию в Самарской области. Таблица 1. Основные показатели топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России и мира Показатели В мире 1997 Россия 1997 первичные энергоресурсы 1.Производство первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), млн.ТУТ 1362,5 2.Добыча нефти с газовым конденсатом, млн.тонн 3475 305,6 3.Добыча газа, млрд.м3 2300 571,1 4.Добыча угля, млн.тонн 3840 244,4 вторичные энергоресурсы 5.Производствоэл.эн., млрд.кВт•ч - на ТЭС - на ГЭС - на АЭС 11270 834 567,7 157,7 108,5 6.Тепловая эл.эн., млн.Гкал 1500 Россия произвела ЭЭ на душу населения в 1993г. 6297 кВт•ч (13 место в мире). Самарская область представляет собой развитый промышленно-транспортный и топливно-энергетический комплекс. При численности населения, составляющей 2,2% от общероссийского, область обладает 4% промышленного потенциала Российской Федерации. Структура производимых в области топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) отражена в табл.2 и на рис.1. Таблица 2. Производство топливно-энергетических ресурсов в Самарской области в 1999 г. №№ пп Вид ТЭР Единица измерения Количество ТЭР Коэффициент пересчета в т.у.т. Количество ТЭР, тыс. т.у.т. 1. Нефть тыс. тонн 7713 1,43 11030 2. Газ естественный млн.м3 262 1,152 301 3. Электроэнергия млн. кВтч 25518 0,123 3139 4. Тепловая энергия тыс. Гкал 43882 0,143 6275 5. Нефтепродукты, в том числе: - бензин; - дизельное топливо; - мазут топочный тыс. т.у.т. тыс. тонн тыс. тонн тыс. тонн - 3095 6112 6518 - 1,49 1,47 1,37 22527 4612 8985 8930 Итого (п.п. 1-5): тыс. т.у.т. - - 43272 Анализ рис. 1 показывает преобладающую долю (77%) нефти и нефтепродуктов, производимых ТЭР. Структура производимых в области ТЭР в большей степени отражает структуру отраслей промышленности и топливно-энергетический потенциал области, но не дает представления об эффективности использования последнего. В табл. 3 представлена структура потребления ТЭР в Самарской области в 1999 году. Таблица 3. Потребление топливно-энергетических ресурсов в Самарской области за 1999 г. №№ пп Вид ТЭР Единицы измерения Количество ТЭР Коэффициент пересчета в т.у.т. Количество ТЭР, тыс. т.у.т. 1. Газ, в том числе: - природный; - нефтепереработки (сухой), =1,25 кг/м3 млн. м3 млн. м3 тыс. тонн 12192 11586 757 - 1,152 1,5 14256 13347 909 2. Мазут топочный тыс. тонн 1191 1,37 1632 3. Уголь и продукты переработки угля тыс. тонн 296 0,9 266 4. Моторное топливо *, в том числе: - бензины автомобильные; - топливо дизельное тыс. тонн тыс. тонн тыс. тонн 603 227 376 - 1,49 1,45 883 338 545 5. Местные виды топлива, в том числе: - сланцы горючие; - нефть сырая; - дрова для отопления; - топливо печное бытовое; - отработанные нефтепродукты; - прочие виды тыс. т.у.т. тыс. тонн тыс. т.у.т. тыс. пл. м3 тыс. тонн тыс. тонн тыс. т.у.т. - 10 - 20 5 11 - - 1 - 0,266 1,45 1,37 - 157 10 25 5 7 15 95 6. Электроэнергия, полученная с ФОРЭМ млн. кВтч 5210 0,123 641 Итого (п.п. 16): тыс. т.у.т. - - 17835 *- потребленное предприятиями и организациями. Состав местных видов топлива Самарской области приведен в п.5 табл.3. Анализ данных табл. 3 и рис. 2 показывает определяющую роль природного газа, доля которого в структуре потребляемых ТЭР составляет 80%. В табл. 4 приведены основные параметры ТЭР за три года в натуральных и условных единицах, а также макроэкономические показатели (в том числе энергоэффективности) Самарской области. Анализ табл. 4 позволяет сделать следующие выводы о состоянии и динамике развития ТЭК области за последние пять лет, а также об ее макроэкономических показателях энергоэффективности. 1. Объем производства ТЭР в целом достаточно стабилен при некотором увеличении внутреннего производства электроэнергии и снижении выработки тепловой энергии. Эта стабильность обеспечивается в первую очередь предприятиями нефтепереработки. Таблица 4. Макроэкономические показатели энергоэффективности в Самарской области N п/п Наименование показателей Единица измерения 1995 год 1998 год 1999 год 1 Объем валового регионального продукта (ВРП) млн. руб. 45014 72815 82499 2 Население тыс. чел. 3308,8 3305,3 3296,8 3 Объем производства ТЭР, в том числе: тыс. т.у.т. 43315 44352 43272 • нефть; • газ; • электроэнергия, в том числе Волжская ГЭС; • тепловая энергия; • нефтепродукты. тыс. тонн млн. м3 млн. кВтч млн. кВтч тыс. Гкал тыс. т.у.т. 9096 306 23800 9720 48773 20054 8196 281 25661 11433 46666 22479 7713 262 25518 10548 43882 22527 4 Объем внутреннего потребления ТЭР, в том числе: тыс. т.у.т. 23420 19965 17835 - газ (природный и нефтепереработки); - мазут топочный; - уголь и продукты его переработки; - моторное топливо; - местные виды топлива; - электроэнергия, в том числе, полученная с ФОРЭМ; - тепловая энергия. млн. м3 тыс. тонн тыс. т.у.т. тыс. тонн тыс. т.у.т. млн. кВтч млн. кВтч тыс. Гкал 16500 1469 248 780 119 21070 6993 41861 14390 1219 120 593 36 19873 5635 44087 12192 1191 266 603 157 20190 5210 43719 5 Доля потребляемых ТЭР, получаемых из-за пределов области. % 84,4 85,5 78,2 в том числе, электроэнергии % 33,2 28,4 25,8 6 Удельное потребление ТЭР на единицу ВРП кг.у.т./руб. 0,52 0,27 0,22 7 Удельное потребление ТЭР на душу населения т.у.т./чел. 7,08 6,04 5,41 8 Удельное потребление электроэнергии на душу населения кВтч/чел. 6368 6012 6124  - данные за 1998 год увеличены на 13,3% в соответствии с приростом объема производства промышленной продукции. 2. Объем внутреннего потребления ТЭР уменьшился за пять лет на 24% со средними темпами снижения 4,8% в год. В 1999 году снижение объема потребленных ТЭР по сравнению с 1998 годом составило 10,7%. Сокращение потребления ТЭР связано с уменьшением потребления газа. 3. Самарская область является существенно энергодефицитной по поставкам газа и электроэнергии. Зависимость областного ТЭК от поставок извне уменьшилась за пять лет в связи с уменьшением потребления газа, но остается по-прежнему достаточно высокой. 4. Объем валового регионального продукта возрос за пять лет на 45%, соответственно, удельное потребление ТЭР на единицу ВРП снизилось на 57,7%. 5. Более достоверные сведения о темпах снижения потребления ТЭР дает, на наш взгляд, более «консервативный» показатель – удельное потребление ТЭР на душу населения, средние темпы снижения которого составили 4,7% в год. В целом приведенные в табл.4 макроэкономические показатели отражают положительные тенденции развития топливно-энергетического комплекса Самарской области. Раздел 2.Пути снижения потерь электроэнергии на промышленных предприятиях. Лекция 4. Тема 2.1.Экономия электроэнергии за счет выбора рационального напряжения, структуры (схемы и конфигурации) СЭС ПП. В настоящее время основными способами экономии электроэнергии являются применение современных энергосберегающих технологий и использование рациональных энергосберегающих режимов работы эксплуатируемого электрооборудования. Для каждой отрасли промышленности доля энергетической составляющей в себестоимости выпускаемой продукции разная. Так, например, в черной металлургии это 40 %, в машиностроении – 20 %, и т.д. Экономия электроэнергии означает, прежде всего, уменьшение потерь мощности и электроэнергии во всех звеньях системы электроснабжения (линии, кабели, трансформаторы и т.д.) и в самих электроприемниках. При этом основными путями снижения потерь электроэнергии в системах электроснабжения являются следующие [2]: 1) рациональное построение системы электроснабжения при ее проектировании и реконструкции за счет применения рациональных: - уровней номинальных напряжений; - мощностей и числа трансформаторов на трансформаторных подстанциях; - мест размещения подстанций; - схемы электроснабжения; - компенсации реактивной мощности и др. 2) снижение потерь мощности и электроэнергии в действующих системах электроснабжения за счет: - управления режимами электропотребления; - регулирования напряжения; - ограничения холостого хода электроприемников; - модернизации существующего и применения нового, более экономичного и надежного электрического и технологического оборудования; - обеспечения нормируемого качества электроэнергии; - применения экономически целесообразного режима работы силовых трансформаторов; - замены АД на СД, где это возможно; - автоматическое управление освещением в течение суток; - применения рациональных способов регулирования режимов работы насосных и вентиляционных установок и др. 3) нормирование электропотребления, т.е. разработка научно обоснованных норм удельных расходов электроэнергии на единицу продукции, что предполагает наличие на предприятиях автоматизированных систем учета и контроля расхода электроэнергии; 4) выполнение организационно-технических мероприятий, разрабатываемых на каждом предприятии либо службой ОГЭ, либо на базе проведенного энергоаудита. Известно, что при передаче теряется 10-15% электроэнергии, отпущенной с шин подстанций. Далее будут подробнее рассмотрены некоторые пути экономии электроэнергии не только при передаче, но и при ее потреблении (преобразовании). Тарифы и стоимость потерь ЭЭ (С0) Для предприятий существует два вида тарифов. Предприятия с небольшой расчетной мощностью (до 750 кВт.) рассчитываются по одноставочному тарифу. Более крупные – по двухставочному, который состоит из: • платы за потребляемую мощность; • плата за потребленную ЭЭ по счетчикам. Тарифы дифференцированы по: • уровню напряжения; • энергоснабжающим организациям (ЭСО). ЭСО не могут увеличить тариф более чем на 25%. Таблица 5. Тарифы и стоимость потерь электроэнергии (C0) для предприятий получающих ЭЭ от ОАО «Самараэнерго» (как прочие потребители на 2004 год) Число смен Тарифные ставки (с НДС 18%) T, час год C0, руб. /кВт·год, для: Средний тариф cср = a / T + b, руб./ кВт·ч a, _ руб._ кВт·год b, руб./кВт·ч c, руб./ кВт·ч двухстав-го тари-фа (C0= a+ b· T) одностав. та-рифа (C0= c·T) СН-1 СН-2 СН-1 СН-2 СН-1 СН-2 СН-1 СН-2 СН-1 СН-2 1 2292 0,959 1,083 1,29 1,46 2400 4594 4891 3096 3504 1,91 2,04 2 5000 7087 7707 6450 7300 1,42 1,54 3 8400 10348 11389 10836 12264 1,23 1,36 Примечание. Тарифные ставки для других напряжений: ввн2=0,584 руб/кВтч; внн2=1,342; ввн1=0,865; внн1=1,68. Лекция 5 Тема 2.2. Компенсация реактивных нагрузок Экономия электроэнергии за счет компенсации реактивных нагрузок. Приемники и преобразователи электроэнергии, имеющие в конструкции обмотки (электродвигатели, трансформаторы и др.), потребляют не только активную мощность, но и реактивную. При передаче по элементам системы электроснабжения реактивной мощности (РМ), объективно необходимой для преобразования электроэнергии, в них возникают потери активной мощности, за которые расплачивается предприятие-потребитель. Альтернативой дополнительной плате за электроэнергию является установка в сети предприятия источников реактивной мощности (ИРМ). Компенсация реактивных нагрузок в сети потребителя позволяет: • снизить плату поставщику за потребленную электроэнергию; • уменьшить токовые нагрузки элементов системы электроснабжения (кабельных и воздушных линий, трансформаторов), обеспечив возможность расширения производства; • улучшить качество электроэнергии за счет уменьшения отклонений напряжения от номинального значения. На большинстве промышленных предприятий компенсация реактивных нагрузок может осуществляться за счет перевозбуждения имеющихся синхронных электродвигателей (СД) напряжением 6-10 кВ или путем размещения в сети конденсаторных установок высокого (ВКБ) и низкого (НКБ) напряжения. Зависимость стоимости годовых потерь электроэнергии в СД ЗС, вызванных генерацией ими РМ QС , является квадратичной функцией ЗС = з1С QС + з2С QС 2, руб./кВтгод, (1) где з1С и з2С – коэффициенты, определяемые параметрами СД и стоимостью электроэнергии. Из (1) следует, что потери электроэнергии в СД, обусловленные генерацией ими РМ, минимальны при работе двигателей с небольшим потреблением РМ. Рост выработки РМ сопровождается резким ростом потерь электроэнергии, греющих, прежде всего ротор СД. Исследования показывают, что использование низковольтных СД любой мощности, а также высоковольтных СД мощностью ниже 1600 кВт неэкономично. Следует заметить, что даже при избыточной РМ мощных высоковольтных СД и генераторов собственных станций, позволяющей соблюсти договорные параметры с поставщиком электроэнергии, предприятие не застраховано от неоправданных потерь последней. Замечание характерно для нефтехимических предприятий, обладающих протяженными сетями напряжением 6 кВ и большим числом маломощных понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ. Более распространены в качестве ИРМ конденсаторные установки. Мощность конденсатора пропорциональна его емкости и квадрату напряжения, поэтому удельная стоимость ВКБ оказывается примерно вдвое меньшей, чем у НКБ. Однако, постоянная составляющая затрат для ВКБ оказывается выше за счет большей стоимости подключения к сети. Это обуславливает наличие экономических интервалов применения ВКБ и НКБ (рис.1). Затраты на генерацию РМ Q с помощью ВКБ ЗВ и НКБ ЗН являются линейной функцией мощности: ЗВ = з0В + з1В · QВ ; ЗН = з0Н + з1Н · QН, где з0В и з0Н – постоянные составляющие затрат, зависящие от стоимости подключения КБ и устройств регулирования мощности, руб./год; з1В и з1Н – удельные затраты на КБ, зависящие от стоимости КБ, потерь активной мощности в них и от напряжения в узле подключения, руб./кваргод. Из рис.1 следует, что при необходимости компенсации РМ величиной до QВН следует отдавать предпочтение НКБ при больших значениях – ВКБ. Например, для предприятия в Самарской области, работающего в две смены и оплачивающего электроэнергию по двухставочному тарифу (С0 = 4392 из табл.), граничное значение QВН = 548 квар. Оно определено для следующих условий: - сравнивались регулируемые НКБ типа КРМ-0,4 мощностью 150-600 квар и нерегулируемые ВКБ типа КРМ-10 мощностью 450-3150 квар, производимые Санкт-Петербургским предприятием «Элтехника»; - стоимость ячейки для подключения ВКБ принята равной 100000 руб., суммарный коэффициент отчислений от капитальных вложений 0,2, потери активной мощности для ВКБ 2,5 Вт/квар, для НКБ – 4,5 Вт/квар (з0В=29000; з1В=42,5; з0Н=0; з1Н=95,4). Следует отметить, что значение QВН = 548 квар (левая точка), получено без учета размещения ВКБ и НКБ в сети предприятия. Между точками их подключения, как правило, находятся понижающий трансформатор и питающая его линия (рис. 2). В варианте с ВКБ необходимо учитывать затраты, обусловленные дополнительными потерями электроэнергии, вызванными передачей РМ QВ через трансформатор и линию. Функция данных затрат имеет квадратичный характер и зависит от активных сопротивлений трансформатора и линии. Дополнительные затраты увеличивают стоимость варианта с ВКБ (пунктир на рис. 1) и соответственно значение QВН. Если для условий предыдущего примера принять мощность трансформатора 1000 кВ·А, то дополнительные удельные затраты на передачу РМ составят 0,0483 руб./квар2·год, что делает предпочтительным вариант установки НКБ при любой ее мощности независимо от параметров линии. В целом задача выбора оптимального варианта размещения ИРМ в сети промышленного предприятия достаточно сложна, и результат ее решения определяется конкретным набором технико-экономических параметров сети и ИРМ, а также стоимостью электроэнергии. Методика и пример расчета срока окупаемости конденсаторных установок в сети ПП. Приближенную оценку значений годовой экономии электроэнергии ΔЭ от установки ИРМ мощностью QКУ и срока его окупаемости ТОК можно получить, используя так называемый экономический эквивалент РМ К, который ориентировочно равен 0,02 при питании генераторным напряжением, а также 0,05; 0,08 или 0,12 при питании через одну, две или три ступени трансформации, соответственно: ΔЭ = К · QКУ · T , кВт·ч/год, (2) ТОК = ККУ /( cср ·ΔЭ ), лет, (3) где ККУ – стоимость конденсаторной установки в рублях; cср – из таблицы (для одноставочного тарифа принимается равным c). Например, для НКБ мощностью 400 квар, стоимостью 160000 рублей для предприятия с одной ступенью трансформации годовая экономия энергии и срок окупаемости составят: ΔЭ = 0,05 · 400 · 5000 = 100000 кВт·ч; ТОК = 160000/(1,42 · 100000) = 1,1 года. Для того же предприятия, работающего в три смены, срок окупаемости составит 0,8 года. Более точные значения ΔЭ и ТОК можно получить при наличии параметров сети выше точки подключения ИРМ и суточных графиков реактивных нагрузок. Для нашего примера (рис.2) определим дополнительные потери активной мощности ΔР в трансформаторе мощностью 1000 кВА и кабельной линии длиной 400 м сечением 50 мм2. Допустим до установки НКБ трансформатор имел нагрузки Р=700 кВт, Q1=500 квар, S1= 860 кВ·А, коэффициент загрузки КЗ1=0,86. После установки НКБ Q2=100 квар, S2=707 кВ·А, КЗ2=0,707. Ток трансформатора и линии I1=860/(10,5·1,73)=47А, I2=707/(10,5·1,73)=39А. Дополнительные потери мощности в кабеле ΔРК=3·RК·(I12-I22)=3·0,248·(472-392)=0,52кВт. Дополнительные потери мощности в трансформаторе ΔРТ зависят от его нагрузочных (ΔРКЗ) потерь: ΔРТ=ΔРКЗ·(КЗ12-КЗ22)=10,6·(0,862-0,7072)=2,54 кВт. Потери мощности в НКБ мощностью 400 квар ΔРНКБ=Руд·QНКБ=0,0045·400=1,8 кВт. Суммарное уменьшение потерь мощности ΔР=ΔРК+ΔРТ-ΔРНКБ=1,26 кВт. Экономия электроэнергии за год составит ΔЭ=1,26·5000=6300 кВт·ч. Увеличение пропускной способности трансформатора и кабеля можно учесть соответствующими долями их стоимости. Для трансформатора ТСЗ ОАО «Уралэлектротяжмаш»: ΔКТ=КТ(S1-S2)/S1=500000·(860-707)/860=88953 руб. Для кабеля с длительно допустимым током IД=130А: ΔКК=КК·(I1-I2)/IД= 62000·(47-39)/130=3815 руб. Срок окупаемости НКБ ТОК =(ККУ-ΔКТ-ΔКК)/(cср·ΔЭ)= (160000-88953-3815)/(1,42·6300) =7,5 лет. При трехсменной работе предприятия срок окупаемости уменьшится до 5,2 года. Данная оценка дает пессимистичный срок окупаемости, который реально оказывается меньшим за счет: • уменьшения потерь электроэнергии в неучтенных элементах сети, например, в трансформаторе ГПП; • устранения возможных надбавок к тарифу на электроэнергию за потребление РМ, превышающее договорные значения; • улучшения качества электроэнергии (увеличение срока службы ламп, сокращение потерь мощности в асинхронных двигателях и др.); • повышения за время окупаемости тарифа на электроэнергию. Срок окупаемости, полученный по выражениям (2) и (3), можно считать оптимистичным. Применение регулируемых ИРМ не только снижает неоправданные потери электроэнергии, обусловленные перекомпенсацией реактивных нагрузок в сети, но и способствует экономичному режиму работы электроприемников. Местное регулирование напряжения с помощью ИРМ оказывается эффективным только для НКБ, включаемых за большим индуктивным сопротивлением понижающих трансформаторов. Параметры регулируемой НКБ – количество и мощность ступеней регулирования, мощность нерегулируемой части – определяются суточным графиком потребления РМ. Следует отметить, что наибольшее снижение потерь ЭЭ дает сама величина мощности НКБ. Применение регулирования мощности дает эффект меньший, причем эффект снижается по экспоненте с ростом числа ступеней регулирования. Примечание. Тарифные ставки для других напряжений: ввн2=0,584 руб/кВтч; внн2=1,342; ввн1=0,865; внн1=1,68. Лекция 6 Тема 2.3. Расчет потерь и экономия электроэнергии в кабельных и воздушных линиях. Пример расчета потерь электроэнергии. Потери активной мощности и энергии в линиях где - время максимальных потерь; Определяется по графику =f(Tmax, cosφ). Для ориентировочных расчетов существует аппроксимирующее выражение: Для 1 смены: =1800-2000ч. 2 смены:=3500-4500ч. 3 смены:=5000-7000ч. Расчетный ток линии: где Ктр – коэффициент трассы, учитывающий либо провес проводов, либо непрямолинейную укладку кабеля. Ктр = 1,01-1,04. Кт – поправочный коэффициент на температуру. Кт =1,04. Кс – коэффициент скрутки. Кс =1 (для однопроволочных жил) Кс =1,02 (для многопроволочных жил) Кпэ – коэффициент поверхностного эффекта (для сечений ≥150мм2) Кпэ =1,01 (150 мм2) Кпэ =1,02 (185 мм2) Кпэ =1,035 (240 мм2) Чаще всего все коэффициенты объединяют в один К=1,1. ρ=0,026-0,029 Ом∙м/мм2. (Al) ρ=0,0175-0,018 Ом∙м/мм2. (Cu) ρ=0,1-0,14 Ом∙м/мм2. (Сталь) В итоге: Экономия ЭЭ в сети при переводе ее на более высокое напряжение в кВт∙ч: где Ip1, Ip2 – расчетные токи в проводниках при низком и высоком напряжении, А. При проведении реконструкции сетей (замене сечений проводов, их материала, сокращения длины без изменения напряжения) экономия ЭЭ в кВт∙ч: Пример: Определить экономию ЭЭ в ЛЭП при замене напряжения сети и двигателя с 380В на 6кВ. l=800м. ρ=0,027 Ом∙м/мм2. (Al) =6000ч. Решение: При U=380В. F1=120мм2, I1=210A. При U=6кВ. F2=25мм2, I2=15A. При ориентировочных расчетах потери ЭЭ (в % от потребляемой) в эл. сетях, включая трансформаторы, определяются по формуле: где n – количество нагрузок на линии по ее длине. Лекция 7. Тема 2.4.Экономия электроэнергии в трансформаторах Расчет потерь и экономичные режимы работы трансформаторов. Потери активной мощности и энергии в трансформаторах (двухобмоточных) где τхх – время нахождения трансформатора под напряжением, ч/год; Если данные по τхх отсутствуют, то принимают τхх =8760 ч. , где Wa – пропущенная через трансформатор активная ЭЭ за год в кВт∙ч. Кф – коэффициент формы; Кф =1-1,1; α=Рсг/Рсм – годовой коэффициент использования. Значения годовых коэффициентов использования α для предприятий, работающих в 3 смены (справ.под ред.Барыбина с.36) Таблица 6. Предприятия α 1. алюминиевые заводы 0,95 2. заводы черной металлургии 0,7-0,75 3. прокатные цехи 0,65 4. вспомогательные цехи металлургич. заводов 0,55 5. заводы тяжелого машиностроения 0,65 Пример №1: Расчет годовых потерь ЭЭ. Uc=380B. Кабель марки ААБ (4х50), l=150м, r0=0,64 Ом/км, x0=0,06 Ом/км, Ктр=1,01, Кс=1,02, Кт=1,04 Ip=140A. Tmax=2500ч. cosφ=0,9 Wa =290000 кВт∙ч, Wр =150500 квар∙ч, Кф =1,05 Трансформатор: ТМ 160/6, Sнт=160кВА, ΔРх=0,46 кВт, ΔРк=2,65 кВт. Расчет: 1. По графику определяем =2300ч. при Tmax=2500ч. 2. Определяем сопротивление фазы сети R=1,01·1,02·1,04·0,67·0,15=0,108 Ом. 3. Определяем Sр=√3∙380∙140∙10-3=92,2 кВА. 4. Определяем годовые потери ЭЭ в кабеле ∆Wк=3∙1402∙0,108∙2300∙10-3==14606 кВт∙ч. 5. Определяем Кз= Sр/Sнт=92,2/160=0,576. 6. Определяем годовые потери ЭЭ в трансформаторе ∆Wт=0,46∙8760+2,65∙0,5762∙2300=6052 кВт∙ч. 7. Суммарные потери в трансформаторе и низковольтной линии ∆W=14606+6052=20658 кВт∙ч. Пример №2: На ГПП машиностроительного завода, работающего в 3 смены, установлены 2 трансформатора ТРДН 63 МВА. Максимальная нагрузка завода, снятая по показаниям ваттметров, составляет Рм=28 МВт. Среднегодовое значение cosφсг=0,936. Tmax=8400ч. Стоимость ЭЭ с=0,857 руб/кВт∙ч. (при питании от СамараЭнерго 110кВ, 2004г.) Определить: Величину и стоимость годовых потерь ЭЭ, связанных с недогрузкой трансформаторов ГПП, т.е. ΔW и У. Решение: 1. Определяем время максимальных потерь 2. Расчетная мощность трансформатора Принимаем трансформатор меньшей мощности Sнтм=25 МВА. 3. Полная максимальная нагрузка предприятия 4. Годовые потери ЭЭ в работающем трансформаторе 63 МВА: 5. Годовые потери ЭЭ в трансформаторе 25 МВА: Вывод: Замена трансформатора 63МВА на трансформатор 25МВА невыгодна. Рассмотрим возможность замены на трансформатор 40МВА. 6. Годовые потери ЭЭ в трансформаторе 40 МВА: 7. Годовая экономия ЭЭ при замене двух трансформаторов 63МВА на два трансформатора 40МВА: ΔW – непроизводительный расход ЭЭ. 8. Убыток предприятия Методика и примеры расчета неоправданных потерь электроэнергии в недогруженных трансформаторах Назначение. Предназначена для приближенной оценки расчетным способом экономии электроэнергии (в натуральном и стоимостном выражении) при замене недогруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности в условиях минимального объема информации о характере электропотребления. Область применения. Получаемые результаты могут быть включены в акты обследований, проводимых инспекторами промышленной и непромышленной инспекций, а также в отчет о рациональном использовании электроэнергии (форма 10111 – СН – электро, строка 02, графы: «2 – я катег.» или «3 – я катег.»). Величина условной экономии электроэнергии W определяется разностью потерь WР активной энергии в недогруженном (фактически работающем) трансформаторе и аналогичных потерь WМ в заменяющем трансформаторе меньшей мощности: W = Wр - Wм. (1) Потери активной энергии в трансформаторе: Wр(м) = Рх р(м)  Тп + Рк р(м) К2 з р(м)  Траб, (2) Кз = Sс / Sн, (3) Sс = Эг / (Траб  cos ), (4) где Рх, Рк, Sн - потери холостого хода, короткого замыкания, а также номинальная мощность трансформатора, соответственно, кВт, кВт, МВ.А; Тп, Траб, - соответственно, годовое время включения и годовое время работы трансформатора с нагрузкой, ч; Кз - коэффициент загрузки трансформатора; Sс- cреднесменная нагрузка трансформатора, МВ.А; cos - средневзвешенное значение коэффициента мощности питаемых потребителей; Эг - годовой расход активной энергии, определяемый по счетчику, установленному на подстанции, тыс. кВтч. Подставляя (2) – (4) в (1), получим окончательное выражение для расчета потерь электроэнергии: W = (Рх р - Рх м)  Тп + (Рк р/S2н р - Рк м/S2н м) Э2г / (Траб  cos2). (5) Полное число часов включения трансформаторов Тп при отсутствии данных об их отключениях Тп = 8760 ч. (365 дней/ год). Годовое время работы трансформаторов с нагрузкой Траб для промышленных и приравненных к ним потребителей можно принимать Траб = 2400, 5000, 8400 ч. соответственно, для одно – , двух – и трехсменной работы предприятий. Для сельскохозяйственных потребителей значение выбирается из таблицы 1 в зависимости от характера нагрузки и значения Sс. Таблица 1. Sс, кВт Траб, ч, при характере нагрузки (при односменной работе): Коммунально – бытовой (cos =1) Производственной (cos = 0,8) Смешанной (cos = 0,8 - 1) До 10 900 1100 1300 10 – 20 1200 1500 1700 20 – 50 1600 2000 2200 50 – 100 2000 2500 2800 100 – 250 2350 2700 3200 Более 250 2600 2800 3400 Мощность заменяющего трансформатора: Sм = Sc / Кз макс, (6) где Кз макс - максимальный коэффициент загрузки трансформатора, значение которого зависит от категории питающихся от него потребителей. Так, Кз макс = 0,6; 0,75; 0,85 для пoтpeбитeлeй, соответственно, I, II и Ш категорий по надежности электроснабжения. Стоимость потерь электроэнергии: А = W  Сср, (7) где Сср - среднегодовая стоимость (тариф) электроэнергии, руб./кВт ч (определяется из договоров потребителя электроэнергии с электроснабжающей организацией). Пример расчета. Требуется оценить величину потерь электроэнергии, связанных с недогрузкой трансформатора ТМ - 1000/ 10, питающего сельский район. Годовой расход активной электроэнергии по данным счетчика составил 651 тыс. кВт ч. Характер нагрузки смешанный, cos = 0,95 . 1. По выражению (4) определяем среднесменную нагрузку трансформатора: Sc = 651000 /(3400 0,95) = 202 кВА, где Траб -= 3400 ч - принято наибольшее значение из соответствующей колонки табл. 1. По Sc = 202 кВА из табл.1 находим скорректированное значение Траб = 3200 ч. Окончательно Sc = 651000 /(3200  0,95) = 214 кВА. 2. Определяем расчетную мощность заменяющего трансформатора (выражение 6): Sм = 214 / 0,75 = 285 кВА. Выбираем трансформатор ТМ 400/10 с Sн м = 400 кВ А. 3. Вычисляем с учетом (5) непроизводительные потери электроэнергии: W = (2,45 - 0,95)8760 + (12,2 / 12 – 5,9 / 0,42)6512 /(32000,952) = 9519 кВтч. 4. Стоимость потерь электроэнергии за год (выражение 7): А = 9519  0,19= 1809 руб. Лекция 8 Тема 2.5. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ И ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯХ Электродвигатели являются наиболее распространенными электроприемниками промышленных предприятий. На них приходится около 80% потребления электроэнергии. Необходимым способом экономии электроэнергии является уменьшение потерь мощности в электродвигателях. Суммарные потери в электродвигателе имеют четыре основных составляющих: - потери на трение, постоянные для данной частоты вращения и которые не зависят от нагрузки; - добавочные потери от рассеивания, которые зависят от нагрузки; - потери в стали (потери намагничивания), связанные с напряжением питания, постоянные для каждого двигателя и которые не зависят от нагрузки. - активные потери в меди двигателя, пропорциональные квадрату тока нагрузки. Потери мощности в электродвигателе при различной нагрузке (упрощенный метод) можно определить по выражению: , кВт, где: Рн – номинальная мощность электродвигателя, кВт; - КПД электродвигателя в номинальном режиме; rэ – приведенное активное сопротивление электродвигателя, Ом; Iн - ток электродвигателя при номинальной нагрузке, кА; Iф - фактический ток электродвигателя при данной нагрузке, кА. Потери электроэнергии в электродвигателе определяются по выражению: , где: Тр - продолжительность работы электродвигателя, час. Экономия электроэнергии при изменении нагрузки электродвигателей и рабочих машин При выборе экономичных режимов электродвигателей и рабочих машин необходимо проверять соответствие мощности привода (электродвигателя) рабочей нагрузке, т.к. завышение мощности электродвигателя приводит к снижению КПД и коэффициента мощности cos . В литературе приводятся графики увеличения удельного расхода электроэнергии в зависимости от нагрузки электродвигателя и продолжительности его работы на холостом ходу [Копытов]. Установка автоматических ограничителей холостого хода рабочих машин Применение ограничителей холостого хода (х.х.) на станках, имеющих межоперационное время (время холостого хода) 10 сек. и более, всегда приводит к экономии электроэнергии. В случаях, когда межоперационное время менее 10 сек., вопрос об эффективности ограничителей холостого хода, необходимо решать путем контрольного расчета. В литературе приведены диаграммы, которые позволяют определить размер достигаемой при ограничении холостого хода экономии и установить экономическую целесообразность применения ограничителей холостого хода (Копытов). Замена незагруженных электродвигателей электродвигателями меньшей мощности Если средняя нагрузка электродвигателя составляет менее 45% номинальной мощности, то замена его менее мощным электродвигателем всегда целесообразна и проверки расчетами не требуется, При нагрузке электродвигателя более 70% номинальной мощности можно считать, что замена его нецелесообразна. При нагрузке электродвигателя в пределах 45…70% номинальной мощности целесообразность их замены должна быть подтверждена уменьшением суммарных потерь активной мощности в электрической системе и в электродвигателе. Эти суммарные потери активной мощности могут быть определены по выражению: , где: - реактивная мощность, потребляемая электродвигателем из сети при холостой ходе, квар; Ix..x - ток холостого хода электродвигателя, А; Uн - номинальное напряжение электродвигателя, В; kн=P/Pн - коэффициент нагрузки электродвигателя; Р - средняя нагрузка электродвигателя, кВт; Рн - номинальная мощность электродвигателя, кВт; - реактивная мощность электродвигателя при ном-й нагрузке, квар; ηн - к.п.д. электродвигателя при номинальной нагрузке; tgφн - производная от номинального коэффициента мощности электродвигателя; kэ - коэффициент изменения потерь, определяемый по табл. 3.8; - потери активной мощности при х. х. электродвигателя, кВт; - прирост активной мощности в электродвигателе при нагрузке 100%, кВт; - расчетный коэффициент, зависящий от конструкции электродвигателя и определяемый, например, из выражения: ; ΔРх.х,% - потери х.х. в % активной мощности, потребляемой электродвигателем при нагрузке 100%. Пример. Необходимо проверить рентабельность замены электродвигателя А92-2 с номинальной мощностью: Рн = 125 кВт, работающего с нагрузкой: Р = 70 кВт, электродвигателем А82-2 с номинальной мощностью: Рн = 75 кВт. Коэффициент изменения потерь принимаем равным: kэ = 0,1 кВт/квар. Параметры электродвигателя А92-2 составляют: Рн = 125 кВт; Uн = 380 B; ηн = 0,92; cosφн = 0,92; Ix.x = 71 A; ΔPx.x = 4,4 кВт. Определяем: Параметры электродвигателя А82-2 составляют: Рн = 75 кВт; Uн = 380 B; ηн = 0,91; cosφн = 0,92; Ix.x = 42,6 A; ΔPx.x = 3,2 кВт. Определяем: В результате замены незагруженного электродвигателя А92-2 на электродвигатель А82-2 меньшей номинальной мощности получили снижение потерь активной мощности в двигателе и электрической сети, равное: Замена незагруженных электродвигателей, даже если она оправдана расчетом, может производиться только после тщательной проверки возможности их полной загрузки за счет правильного использования приводимых ими рабочих машин. Это мероприятие оправдано в тех случаях, когда двигатель выбран неправильно и завышен по мощности по сравнению с рабочей машиной. Установка двигателя пониженной мощности как бы узаконивает недостаточное использование рабочей машины и в перспективе может служить препятствием для полного использования ее при соответствующем усовершенствовании технологического процесса. Перечень мероприятий по энергосбережению в установках, использующих электродвигатели: - замена АД с фазным ротором на АД с короткозамкнутым ротором; замена АД на СД; - переключение статорных обмоток АД с треугольника на звезду, если их загрузка составляет менее 40%, а также другие способы снижения напряжения на двигателе; - замена мало загруженных двигателей двигателями меньшей мощности; - установка ограничителей холостого хода; - защита крыльчатки системы обдува двигателя для устранения его возможного перегрева и увеличения доли потерь; - рассмотреть возможность применения электронных регуляторов скорости вращения в двигателях, работающих с переменной нагрузкой; - оценить возможность применения энергоэффективных двигателей, т.к. суммарная экономия электроэнергии может превысить в 15 раз стоимость электродвигателя; - проверять качество эксплуатации трансмиссии (смазка подшипников и др.); - качественно проводить ремонт двигателя, отказаться от применения неисправных или плохо отремонтированных двигателей. Лекция 9 Тема 2.6 Применение рациональных способов регулирования режимов работы насосных и вентиляционных установок. Насосные установки можно разделить на поршневые и центробежные (динамические). Поршневые насосы используют поступательные движения своих органов для перемещения жидкости. Центробежные (динамические) насосы непосредственно прикладывают момент движения к жидкости посредством вращения, погруженной в неё крыльчатки. Производимый момент увеличивает давление или расход на выходе насоса. Мощность электродвигателя насоса можно определить по выражению [11]: кВт, (5.1) где: Q – подача насоса, м3/ч; k – коэффициент запаса мощности электродвигателя (при Q ≤ 100 м3/ч k = 1,2…1,3; при Q>100 м3/ч k = 1,1…1,5); H – полный на­пор с учетом высоты всасывания, м вод. ст.; ηн – КПД насоса, %; ηп – КПД передачи, %; γ – плотность жид­кости, кг/м3. Удельный расход электроэнергии для любого режима работы насоса определяется по выражению: , (5.2) где: H – действительный напор, развиваемый насосом при данном режиме, м вод. ст.; ηд – КПД электродвигателя при данном режиме, %; ηн – КПД насоса при данном режиме, %. Потери мощности в центробежном насосе де­лятся на гидравлические, объемные и механические. Гидравлические потери состоят: - из потерь напора вследствие трения жидкости о стен­ки в каналах рабочего колеса, направляющем аппарате и спиральном кожухе; - из потерь, связанных с преобразованием кинетической энергии (скоростного напора) в потенциальную в на­правляющем аппарате и в спирали, а также потерь на закруглениях, поворотах, в переходах от одной ступени к другой и др. Мощность гидравлических потерь пропорциональна кубу подачи, кВт; , кВт. Объемные потери (потери утечки) определяются об­ратной утечкой жидкости через зазоры между рабочим колесом и уплотнительными кольцами. Механические потери состоят из потерь на трение диска рабочих колес о жидкость, потерь на трение в сальниках, подпятниках и подшипниках. Общий КПД центробежного насоса определяется этими потерями и зависит как от состояния насоса, так и от его режима работы. Обычно КПД центробежных насосов состав­ляет для насосов: низкого напора 0,4…0,7; среднего на­пора 0,5…0,7; высокого напора 0,6…0,8. Насосы новых конструкций имеют КПД, равный 0,9. Значение КПД поршневого на­соса колеблется от 0,6 до 0,9 в зависимости от разме­ров, типа, состояния насоса и типа передачи. Снижение расхода электроэнергии на насосных установках достигается за счет следующих мероприятий: - повышение КПД насосов; - улучшение загрузки насосов и совершенствование ре­гулирования их работы; - уменьшение сопротивления трубопроводов; - сокращение расхода и потерь воды за счет ликвидации утечек, внедрения оборотного водоснабжения, совершенствования систем охлаждения, соблюдения установленного графиком перепада температур между прямой и обратной сетевой водой. Экономия электроэнергии за счет повышения КПД насосов производится путем замены устаревших малопроизводительных насосов насосами с более высоким КПД. Расчет экономии электро­энергии при повышении КПД производится по выражению: кВт-ч/год, , (5.3) где: Н – напор, м вод. ст.; Q – действительная подача насоса, м3/ч; Т – число часов работы насоса в год, ч; ηд – КПД электродвигателя; ηн’’ , ηн’ – КПД нового и заменяемого насоса. Экономия электроэнергии за счет улучшения загрузки насосов и совершенствования ре­гулирования их работы выполняются рядом способов. Улучшение загрузки насосов. Наименьший удельный расход электроэнергии на подачу воды наблюдается при максимальной подаче насоса. Максимальная подача на­соса зависит от характеристики системы водоснабжения. Для обеспечения максимальной подачи необходимо со­поставление паспортных данных насоса с сопротивлени­ем трубопроводов системы водоснабжения. В случае рез­ких расхождений необходима замена насоса. Экономиче­ский эффект такой замены может быть определен по выражению (5.2). Регулирование работы насосов. В практике неизмен­ных (постоянных) режимов водоснабжения не бывает. Насосы работают в переменном режиме в зависимости от режима потребления воды. Правильное изменение ре­жима работы насоса, т. е. рациональное регулирование, обеспечивает значительную экономию электроэнергии. Изменение (регулирование) режима работы насоса осуществляется: - напорной или приемной задвижкой; - изменением числа работающих насосов; - изменением частоты вращения электродвигателя. Анализ этих способов регулирования показывает сле­дующее: - при регулировании задвижкой с уменьшением расхо­да воды величина КПД насоса уменьшается, а значения напора растут. Следовательно, с уменьшением рас­хода воды удельный расход электроэнергии быстро воз­растает; - при регулировании изменением числа работающих насосов КПД двигателя и насоса остаются неизменны­ми. Напор из-за уменьшения расхода и по­терь в сети снижается; удельные расходы электроэнер­гии также снижаются; - при регулировании изменением частоты вращения на­соса КПД насоса и электродвигателя с уменьше­нием расхода снижаются, напор также снижается. Удельные расходы электроэнергии изменяются незна­чительно. Наиболее экономичным способом регулирования яв­ляется изменение числа работающих насосов, далее - регулирование частоты вращения насоса. Наиболее не­экономично регулирование с помощью задвижки. В системах с преобразованием резкопеременных расходов рационально регулировать работу насосов изменением частоты вращения электродвига­теля. В системах с постоянным расходом более рациональ­ным будет регулирование изменением числа работаю­щих насосов. Использование задвижек для регулирования допуска­ется только для мелких насосов, а также в тех случаях, когда регулирование производится в течение небольшо­го числа часов в году. Расчет экономии электроэнергии при рациональных способах регулирования производится по выражению (5.3). Уменьшение сопротивления трубопроводов. Причина­ми повышенных удельных расходов электроэнергии на подачу воды являются: неправильная конфигурация тру­бопровода, когда поток испытывает резкие повороты; не­исправность задвижек; плохое состояние и засоренность всасывающих устройств и др. Устранение этих причин приводит к уменьшению сопротивления трубопроводов и снижению расхода электроэнергии. Потеря напора в трубопроводе для труб на пря­мом участке определяется по выражению: , (5.4) где: λ – коэффициент трения воды о стенки труб (0,02—0,03); L – длина участка трубопровода, м; Q – действительный расход, м3/с; d – диаметр трубопрово­да, м, а для местных сопротивлений по выражению: , (5.5) где: f – коэффициент местного сопротивления: для задвижек f = 0,5; для закругленного на 90° колена f = 0,3; для обратного клапана f = 5,0. Экономия электроэнергии за счет уменьшения сопротивления трубопровода также определяется по выражению (5.3). Следовательно, в результате ликви­дации в трубопроводе излишней арматуры и ненужных поворотов или снижения их сопротивления сглаживани­ем острых углов и др. удается снизить удельный расход энергии на подачу воды. Сокращение расхода и потерь воды. Ликвидация утечек через неплотности соединений трубопроводов и арматуры, т.е. устранение бесцельного расхода воды, приводят к экономии электроэнергии. Значения бесцельных потерь из-за утечек определяются следующими спосо­бами: а) при наличии расходомеров в начале и конце участка распределительной сети потери определяются разностью замеренных расходов воды за отчетный пери­од в начале и конце участка. При разветвленной сети потери на отдельных участках суммируются; б) при разветвленной сети с большим внутренним объемом величину потерь воды можно определить по точному расходомеру, отключив от сети всех потреби­телей. Замеренные потери воды необходимо умножить на фактический удельный расход электроэнергии на пода­чу воды данной насосной; полученная величина равна потерям электроэнергии, вызываемым плохим состояни­ем водопроводной сети. Внедрение оборотного водоснабжения. Большое ко­личество воды на промышленных предприятиях исполь­зуется для охлаждения различных технологических уста­новок. Вода для этих целей может использоваться мно­гократно по замкнутому циклу. Внедрение оборотного водоснабжения может сократить расход первичной воды в 2 раза и обеспечить экономию электроэнергии на 15…20%. Расчет экономии электроэнергии может быть произведен по выражению (5.2) с учетом дополнитель­ных расходов энергии, необходимых для подачи воды из промежуточных водоприемников на технологическое оборудование. Сокращение расхода воды за счет совершенствования систем охлаждения. Для уменьшения расхода воды ре­комендуются следующие мероприятия: - устройства системы испарительного охлаждения ме­таллургических и термообрабатывающих печей; - циркуляционные системы охлаждения сварочных ап­паратов и высокочастотных установок; - соблюдение установленных оптимальных температур воды, охлаждающей различные технологические агрегаты. Перепад температур прямой и обратной охлаждаю­щей воды должен быть не менее 10…15˚С; - устройство системы последовательного охлаждения отдельных технологических установок или их частей; - применение схем автоматического управления пода­чи воды на охлаждение. Все эти мероприятия могут снизить подачу воды на­сосными установками в 2…3 раза с соответствующим снижением рас­ходов электроэнергии. Экономия электроэнергии от внед­рения указанных мероприятий может быть определена по выражению (5.2) и данным по снижению расхода воды за год: , (5.6) где: ΔЭ – удельный расход электроэнергии на подачу во­ды, определяемый по выражению (5.2), ; Q1, Q2 – расходы воды до внедрения мероприятия и после внедрения, м3/ч; Тр – число часов работы насо­сов в году, ч. Соблюдение установленного графиком перепада тем­ператур между прямой и обратной сетевой водой. Строгое выполнение графика при равных расходах тепла на отоп­ление путем регулирования отопительных систем и пра­вильного подбора характеристик сетевого насоса и элек­тродвигателя к нему сокращает расход электроэнергии на циркуляцию воды в отопительных системах пропорционально кубу отношения разностей температур в подающем и обратном трубопроводах до наладки системы и после. Например, при обеспечении температурного ре­жима 95…70°С вместо режима 95…80°С расход элек­троэнергии снижается в: раза. Экономия электроэнергии в вентиляционных установках Большинство вентиляторов представляют из себя центробежные машины, которые воздействуют на воздух центробежной силой. Это выражается в повышении давления и появления потока воздуха на выходе вентилятора. Такой тип вентиляторов очень широко распространен начиная от домашних вентиляторов и обогревателей до мощных промышленных систем. Расход электроэнергии вентиляционными установка­ми в некоторых производствах достигает большой ве­личины. Сокращение расхода электроэнергии на вентиляцион­ные установки обеспечивают следующие мероприятия: - замена старых вентиляторов новыми, более эконо­мичными; - внедрение экономичных способов регулирования про­изводительности вентиляторов; • блокировка вентиляторов тепловых завес с устрой­ствами открывания и закрывания ворот; - отключение вентиляционных установок во время обе­денных перерывов, пересмен и т. п.; - улучшение работы вентилятора за счет изменения числа оборотов вала, установки угла лопаток на рабочем колесе, поворотом лопаток направляющего аппарата и др.; - устранение эксплуатационных дефектов и отклоне­ний от проекта; - внедрение автоматического управления вентиляцион­ными установками. Расход электроэнергии на привод вентиляторов опре­деляется расчетным путем по установленной мощности двигателей по выражению: в год, (5.7) где: n – количество вентиляционных установок на пред­приятии; Рд.уст – установленная мощность электродвига­теля (по паспортным данным); Тр – продолжительность работы вентилятора в течение года, ч; kи - коэффици­ент использования вентиляторов, который для ряда вентиляторов составляет: вентиляторы - kи = 0,6…0,8; вентиляторы высокого давления - kи = 0,75; вентиляторы и дробилки - kи = 0,4…0,5; газодувки - kи = 0,5…0,6. Замена старых вентиляторов новыми, более экономичными. Замена вентиляторов старых типов с низким КПД вентиляторами нового типа дает экономию электроэнер­гии, которую можно определить по выражению: , (5.8) где: h – давление, мм вод. ст.; Q – подача вентилятора, м3/мин.; ηв1 и ηв2 – КПД заменяемого и устанавливаемого вентиляторов; ηд и ηс – соответственно, КПД электродвигателя и се­ти. Характеристики некоторых вентиляторов приводятся в табл. 5.1. Таблица 5.1 Характеристики вентиляторов Тип вентиляторов КПД h, мм вод. ст. Q, м3\мин ВМ-200 0,52 155 - 50 100 - 215 ВМ-1 0,61 108 - 115 115 - 172 ВЧПУ-100 0,52 140 - 30 30 - 180 СВМ-4: одна секция 0 74 85 - 40 70 - 110 две секции 0,7 170 - 60 100 - 140 СВМ-5 0,7 130 - 60 80 - 200 СВМ-6 0,7 200 200 - 370 Внедрение экономичных способов регулирования производительности вентиляторов. Значительную экономию электроэнергии вентиляторами обеспечивается за счет применения экономичных способов регулирования их производительности, в частности: а) применение многоскоростных электродвигателей вместо использования способа регулирования шиберами в напорной линии вен­тиляционной установки. Экономия энергии при этом со­ставляет 20…30%; б) регулирование подачи воздуходувок шиберами на всосе вместо регулирования на нагнетании дает эконо­мию электроэнергии до 15%; в) регулирование вытяжной вентиляции шиберами на рабочих местах вместо регулирования на нагнетании да­ст экономию электроэнергии до 10%; г) регулирование подачи дымососа с помощью ци­линдрических направляющих аппаратов вместо дрос­сельного дает экономию электроэнергии до 25%. Блокировка вентиляторов тепловых завес с устройствами открывания и закрывания ворот. Для сокращения расхода электроэнергии на привод вентиляторов тепловых завес в большинстве случаев ре­комендуется сблокировать механизм тепловой завесы с устройствами открывания и закрывания ворот. Когда во­рота открываются, автоматически включается тепловая завеса, а при закрывании ворот завеса отключается. В том случае, когда рабочие места находятся близко от ворот, следует устанавливать на тепловые завесы двухскоростные электродвигатели, которые автоматиче­ски включаются на высшую скорость при открывании во­рот и переключаются на низшую скорость при закрытых воротах. При этом мощность электродвигателя при ра­боте на низшей скорости в 2 раза меньше, чем при рабо­те на высшей скорости. Обычно тепловая завеса работает на пониженной ско­рости вентилятора, примерно, 60…70% общего количества часов работы. Если принять отопительный сезон продолжи­тельностью Тр = 4000 ч/год и мощность электродвигателя Рд.уст = 10 кВт, а электродвигатель с половин­ной мощностью Рд = 5 кВт должен работать в течение времени Т = 2400 ч., то экономия электроэнергии при этом составит: ΔЭ = 5·1600 = 8000 в год. Отключение вентиляционных установок во время обе­денных перерывов и пересмен дает, как правило, экономию электроэнергии до 20%. Улучшение работы вентилятора за счет изменения числа оборотов вала, установки угла лопаток на рабочем колесе, поворотом лопаток направляющего аппарата. Потери электроэнергии в вентиляторной установке можно снизить за счет изменения числа оборотов вала, угла установки лопаток на рабочем колесе, поворотом лопаток направляющего аппарата и др. Экономия электроэнергии при этом определяется по выражению: кВт-ч, , (5.9) где: h1 и h2 – давление вентилятора до и после изменения режима; Q1 и Q2 – подача вентилятора до и после изменения режима его работы, которая определяется по совмещенным характеристикам вентилятора и вентиляционной се­ти, м3/с; ηв1 и ηв2 – КПД вентилятора до и после изменения режима; ηд, ηпер, ηс – КПД электродвигателя, передачи и электрической сети (указанными коэффици­ентами при переходе на новый режим работы венти­лятора для практических расчетов можно пренебречь). Устранение эксплуатационных дефектов вентиляционных установок. Нередко при монтаже, сборке и ремонте вентиляци­онных установок допускаются отступления от проекта. Эти дефекты приводят к нерациональному расходу элек­троэнергии. К ним можно отнести: а) работу осевого вентилятора с перевернутым коле­сом, при этом снижается КПД вентилятора на 20…40% и соответственно увеличивается расход электро­энергии; б) увеличение зазора между рабочим колесом и вса­сывающим патрубком у центробежных вентиляторов (нормальная величина зазора - не более 1,0% диаметра колеса) или между обечайкой и лопатками рабочего ко­леса у осевых вентиляторов (нормальная величина зазора - не более 1,5% длины лопатки). Несоблюдение этих условий резко снижает КПД и увеличивает рас­ход электроэнергии. Например, у осевых вентиляторов увеличение зазора до 3% длины лопатки КПД снижа­ется на 5…10%; в) снятие обтекателя перед входом в рабочее колесо снижает КПД на 10%; г) укороченный диффузор или его отсутствие у осевых вентиляторов снижает КПД на 6%; е) некачественное изготовление и монтаж отводов, тройников, колен, вмятины, плохая штукатура каналов и т. п. значительно увеличивают сопротивление системы и, соответственно, расход энергии; ж) неплотности во фланцевых соединениях, негерметичность подсоединения воздуховодов к вентиляторам и другие источники присосов вызывают увеличение расхода электроэнергии. Внедрение автоматического управления вентиляционными установками. К ним относятся: а) устройство блокировки индивидуальных вытяж­ных систем, что снижает расход электроэнергии на 25…30%; б) устройство блокировки вентилятора воздушных завес с механизмом открывания ворот может дать эко­номию электроэнергии до 70%; в) устройство автоматического регулирования и управления вентиляционными установками в зависимо­сти от температуры наружного воздуха, что дает экономию электроэнергии до 10…15%. Раздел 3. Энергосбережение в осветительных установках. Лекция 10. Тема 3.1.Обзор современных высокоэффективных источников света. Применение источников света с большей светоотдачей. Примерно 10% электропотребления предприятия расходуется на функционирование системы освещения. В ходе энергоаудита необходимо проверить степень использования естественного освещения и применение эффективных источников искусственного освещения, применение новых технологий, его регулирования. Применение новых эффективных источников света позволяет значительно снизить затраты электроэнергии на освещение. Направления экономии ЭЭ: 1. применение источников света с увеличенной светоотдачей; 2. чистка светильников от пыли и грязи; 3. увеличение коэффициента отражения поверхностей помещения; 4. внедрение систем автоматического включения и отключения освещения; 5. установка в светильнике электронных ПРА; 6. применение светильников с большим КПД, но с аналогичным светораспределением; 7. применение стабилизаторов. Замена ламп накаливания на люминисцентные в 6 раз снижает электропотребление. Таблица 3.1 Возможная экономия ЭЭ за счет перехода на более эффективные источники света Заменяемые источники света Возможная экономия ЭЭ, % Возможные пределы экономии Среднее значение экономии ЛЛ на металлогалогенные от -1 до +43 24 Ртутные лампы на: - металлогалогенные - люминесцентные - натриевые от +22 до +56 от -3 до -42 от +26 до +59 42 22 45 Лампы накаливания на: - металлогалогенные - люминесцентные - ртутные - натриевые от +55 до +75 от +40 до +66 от +23 до +57 от +57 до +76 66 55 42 68 Примечание: Знак «+» соответствует экономии ЭЭ, а знак «-» перерасходу, возможному в случае замены варианта с менее эффективным источником света. Таблица 3.2. Возможная экономия электрической энергии (ЭЭ) при переходе на более эффективные источники света (ИС) При замене ИС Средняя экономия ЭЭ, % ЛН на КЛЛ 40-60 ЛН* на ЛЛ 40-54 ЛН* на ДРЛ 41-47 ЛН* на МГЛ 54-65 ЛН* на НЛВД 57-71 ЛЛ на МГЛ 20-23 ДРЛ на МГЛ 30-40 ДРЛ НЛВД 38-50 * При снижении нормированной освещенности для ЛН на одну ступень в соответствии с действующими нормами освещения. Компактная люминесцентная лампа – наилучшая альтернатива лампам накаливания общего назначения Первые серийные КЛЛ появились на европейском рынке в 1981 г. Это были 2-канальные КЛЛ со встроенным стартером для работы с выносным и встроенным ЭмПРА фирм Philips и Osram. Срок службы КЛЛ в начальный период их развития, как правило, не превышал 5-6 тыс. ч. Сейчас, более чем через 20 лет с момента создания первых КЛЛ, можно считать, что их номенклатура в основном ста­билизировалась, а мировой уровень развития определяется сле­дующими наиболее крупными и именитыми электроламповыми производителями: Philips Lighting, Osram, GE-Lighting, Sylvania Lighting International (SLI) и др. В процессе усовершенствования серийных и создания новых КЛЛ усилия фирм в последнее 10-летие были направлены на решение следующих задач: • упорядочение и оптимизация номенклатуры ламп по величинам Рл и Фл (мощности и светового потока лампы) в соответствии с требованиями проекти­ровщиков освещения и дизайнеров светильников; • уменьшение полной длины ламп и их поперечного раз­мера; • повышение единичного Фл ламп; • достижение более равномерного светораспределения в поперечной плоскости для ряда типов ламп; • повышение стабильности Фл в процессе эксплуатации и увеличение среднего τ (срока службы); • снижение потерь в ПРА и повышение η комплекта "КЛЛ + ПРА"; • создание ламп с температурной зависимостью Фл, по­зволяющей достичь максимального эксплуатационного КПД у светильников как внутреннего, так и наружного освещения; • обеспечение возможности плавного регулирования Фл; • расширение цветовой гаммы излучения. Основные показатели, которые были достигнуты и характеризуют уровень развития КЛЛ к настоящему времени: 1. Типовой ряд номиналов мощности с учетом всех разновидностей современных конструкций КЛЛ: 5-55 Вт. 2. Диапазон световых потоков соответственно составляет Фл= 200-4800 лм. 3. Световая отдача для ламп с выносным ПРА лежит в пределах η = 50-80 лм/Вт, а у ламп со встроенным ПРА - 40-65 лм/Вт. 4. Широкая цветовая гамма цветовых оттенков излучения с Тц от 2700К ("домашний" тепло-белый свет, максимально близкий к ЛН) до 6500К ("холодный" дневной свет). 5. С внедрением ЭПРА средний срок службы при стандартизированном цикле включений большинством ведущих фирм повышен до 16 тыс. ч 6. Полная длина КЛЛ в зависимости от конструктивного исполнения и мощности находится в пределах от 105 мм (у лампы 5 Вт) до 535мм (55 Вт). По конструктивным признакам КЛЛ разделяются на две большие группы: "А" — лампы для включения с выносными ПРА и штифтовыми цоколями; "Б" — лампы со встроенными ПРА и резьбовыми (или байонетными) цоколями. Впечатляющая динамика роста производства и объемов сбыта КЛЛ в странах Зап. Европы, США, Японии, а также улучшение их эксплуатационных параметров, прежде всего среднего τ, позволяют прогнозировать серьезную конкуренцию, которую могут создать КЛЛ как ЛН общего назначения, так и в ряде областей применения — линейным ЛЛ. Характеристики КЛЛ: Баланс энергии излучения КЛЛ с двумя основными типами ПРА показывает более эффективное использование потребляемой энергии при включении ламп с ЭПРА: по сравнению с эксплуатацией в схемах с ЭмПРА суммарные тепловые потери в КЛЛ сокращаются более чем на 5%, увеличивая в равной мере и выход светового потока. (Потери мощности в ЭмПРА для КЛЛ могут достигать 40 % от мощности, потери же в ЭПРА — от 8 до 12 %.) Небезынтересны также данные об излучении КЛЛ в "невидимых" областях оптического спектра — инф­ракрасной и ультрафиолетовой. Из рас­смотрения КСС видно, как повышается их равномерность с увеличением количества разрядных каналов. Наиболее равномерными поперечными КСС отличаются 8-канальные КЛЛ и спиральные лампы. Высокое качество цветопередачи КЛЛ (Ra=82—85) обус­ловлено применением в них трехкомпонентных люминофоров, применяемых уже в течение 25 последних лет в линейных ЛЛ диаметром 26 мм (алюминатные соединения различных элементов с гексагональной кристаллической решеткой, акти­вированные редкоземельными элементами). Типовыми критериями для определения наиболее весомого эксплуатационного параметра КЛЛ — полезного срока службы являются: снижение Фл в процессе наработки в реальных ус­ловиях эксплуатации и кривая "смертностии ламп, характе­ризующая их процентную долю, продолжающую фун­кционировать в ОУ к данному времени суммарной наработки. На средний τ, кроме неизбежного процесса старения лю­минофора и его ртутного загрязнения, большое влияние ока­зывает периодичность и число включений ламп. Стандарти­зированный публикацией №901МЭК режим включений, с уче­том которого определяется средняя продолжительность безотказной наработки КЛЛ, это так называемый 3-часовой цикл: 165 мин. лампа работает, затем отключается на 15 мин., вновь включается на 165 мин. и т.д. Переход с 3-часового на 8-часовой цикл включений может повысить на 50% по отношению к номинальному значению, указываемому в техдокументации и каталогах. Высокая надежность электронных компонентов ПРА сделала КЛЛ практически "безразличными" к числу включений. На­пример, КЛЛ серии Dulux EL допускают около 0,5 млн. вклю­чений без ущерба для срока службы. В схемах включения КЛЛ применяются как индуктивные ЭмПРА, так и электронные аппараты ЭПРА с рабочей частотой 20 — 50 кГц, причем отмечается явное преобладание исполь­зования ЭПРА, особенно в "интегрированных" лампах группы "Б". Потребление электроэнергии КЛЛ со встроенными ЭПРА составляет только 20% от сравнимой по световому потоку ЛЛ. Расход электроэнергии при работе КЛЛ не зависит от коэф­фициента мощности схемы и определяется только активной мощностью, фиксируемой обычным электросчетчиком. По срав­нению с ЛН фактическое потребление тока у КЛЛ из-за не­высокого коэффициента мощности (cosφ=0,5) снижается не до 20, а до 40 %, и это обусловливает соответственно снижение потерь в линии между источником питания и потребителем и дает дополнительную экономию. В настоящее время выпускается множество "интеллектуальных" КЛЛ со встроенным ЭПРА и фото­сенсором, встроенным в схему лампы и автоматически ком­мутирующим цепь питания при определенном уровне внешней засветки. Порог срабатывания фотореле может быть установлен на необходимый уровень на­ружной естественной освещенности, например 50 лк. При этом КЛЛ автоматически начнет функционировать в сумерки при снижении естественной освещенности до указанного значения и также автоматически отключится на рассвете, когда заданный уровень наружной засветки будет превышен. Области применения КЛЛ с фотосенсором: охранное и дежурное освещение поме­щений со светопроемами; светильники наружного освещения придомовых зон, номерные знаки зданий и т.д. Как известно, вредное воздействие на окружающую среду при производстве электроэнергии тепловыми электростан­циями в наибольшей степени обусловлено выбросом в атмосферу токсичной окиси углерода (СО2). Энергетиками под­считано, что в среднем выработка каждого кВт-ч ЭЭ на ЭС, работающей на каменном угле, приводит к эмиссии 1 кг СО2.В мировом масштабе загрязнение атмосферы выбросами ЭС в значительной мере способствует образованию "парникового эффекта", ведущего в конечном итоге к глобальному потеплению климата на Земле. С этих позиций очевидно, что широкое применение КЛЛ вместо ЛН дает не только большую экономию первичных энер­гетических ресурсов и потребляемой ЭЭ в ОУ, но и оздоровляет окружающую среду: при использовании на ЭС в качестве го­рючего твердых ископаемых происходит выделение не только СО2, но и некоторого количества ртути. При расчетах экономических преимуществ замены ЛН на КЛЛ следует учесть суммарный расход ЭЭ (на промышленное изготовление ламп и при их эксплуатации в течение срока службы в ОУ). Одна КЛЛ мощностью 15 Вт со встроенным ЭПРА за свой τ = 10 000 ч расходует 150 кВт-ч ЭЭ, на ее изготовление не­обходимо затратить примерно 2,4 кВт - ч; суммарный расход ЭЭ таким образом составляет 152,4 кВт-ч. За те же 10000 ч десять эквивалентных по Фл обычных ЛН мощностью 75 Вт с τ = 1000 ч потребляют 750 кВт-ч ЭЭ, на производство этих 10 шт. ЛН потребляется 2,5 кВт-ч и общий расход ЭЭ достигает 752,5 кВт-ч, что в 5 раз больше, чем для КЛЛ. Не вдаваясь в детали проблемы утилизации отработавших КЛЛ, следует отметить, что за счет усовершенствования тех­нологий дозировки ртути ведущими фирмами ее содержание в КЛЛ уменьшено до минимально возможного уровня и не превышает 3 мг. Перечисленные факты дают основание надеяться, что при­менение КЛЛ в нашей стране в ближайшие годы будет рас­ширяться. Способствовать этому должны, вероятно, и такие до­кументы, как принятая в 1998г. «Федеральная Целевая программа энергосбережения России», в 2003г. «Целевая городская программа энергосбережения в Самаре на 2004-2008гг», а также постепенное, но неизбежное повышение тарифов на ЭЭ в жилом секторе. Лекция 11. Тема 3.2.Комплексная методика оценки эффективности энергосберегающих мероприятий в осветительных установках Применение в комплекте люминесцентных источников света вместо стандартной пускорегулирующей аппаратуры (ПРА) электромагнитных ПРА с пониженными потерями повышает светоотдачу комплекта на 6-26%, а электронной ПРА - на 14-55%. Применение комбинированного (общего + локального) освещения вместо общего освещения позволяет снизить интенсивность общего освещения и в конечном счете получить экономию электрической энергии. Для систем освещения, устанавливаемых на высоте более 5 м от уровня освещаемой поверхности, рекомендуется применение металлогалогенных ламп вместо люминесцентных. Применение современных систем управления. Автоматическое поддержание заданного уровня освещенности с помощью частотных регуляторов питания люминесцентных ламп, частота которых пропорциональна требуемой мощности освещения, позволяет достичь экономии электроэнергии до 25-30%. Использование современной осветительной арматуры (применение пленочных отражателей на люминесцентных светильниках позволяет на 40% сократить число ламп и, следовательно, мощность светильников). Применение аппаратуры для зонального отключения освещения. Использование эффективных электротехнических компонентов светильников (балластных дросселей с низким уровнем потерь и др.). Применение автоматических выключателей для систем дежурного освещения в зонах непостоянного, временного пребывания персонала. Управление включением освещения может осуществляться от инфракрасных и другого типа датчиков, применяемых в системах охранной сигнализации. Комплексная модернизация системы освещения позволяет экономить до 20-30% электроэнергии при среднем сроке окупаемости 1,5-2 года. Потенциал экономии электрической энергии в осветительных установках при проведении комплексных мероприятий: -чистка светильников; - очистка стекол световых проемов; -окраска помещений в светлые тона; -своевременная замена перегоревших ламп со снижением расчетного коэффициента запаса мощности системы при осмотре через интервал времени: для ЛН -0.1 для ДРЛ -0.035  для МГЛ и НЛВД- 0.02 (- средний срок службы ламп) и замене позволяет реализовать потенциал экономии: Таблица 3.3 Потенциал экономии электрической энергии при применении перечисленных средств Мероприятия Экономия ЭЭ % 1. Переход на светильники с эффективными разрядными лампами (в среднем) 20-80 - использование энергоэкономичных ЛЛ 10-15 - использование КЛЛ (при прямой замене ЛН) 75-80 - переход от ламп ДРЛ на лампы ДНаТ 50 - улучшение стабильности характеристик ламп (снижение коэффициента запаса (ОУ) 20-30 2. Снижение энергопотерь в пуско регулировочной аппаратуре (ПРА): - применение электромагнитных ПРА с пониженными потерями для ЛЛ 30-40 - применение электронных ПРА 70 3. Применение светильников с эффективными КСС и высоким КПД 15-20 4. Применение световых приборов нужного конструктивного исполнения с повышенным эксплуатационным КПД- снижение коэффициента запаса (на 0.2-0.35) 25-45 Таблица 3.4 Сравнительные характеристики компактных люминесцентных ламп с лампами накаливания ЛН КЛЛ Отношение световой отдачи КЛЛ к ЛН, отн.ед. Мощность, Вт Световой поток, лм Мощность, Вт Световой поток, лм 25 200 5 200 4,3 40 420 7 400 5,3 60 710 11 600 4,5 75 940 15 900 4,7 100 1360 20 1200 4,3 2х60 1460 23 1500 5,4 методика оценки эффективности замены источников света на энергосберегающие 1. Установленная мощность ОУ где Кпра – коэф. потерь в ПРА; Рл – мощность одной лампы. 2. Годовое фактическое энергопотребление где Тм – годовое число часов использования максимума нагрузки, Ки - коэф. использования установленной мощности в ОУ. 3. Экономия ЭЭ при переходе на другой тип ИС с более высокой светоотдачей где Кис- коэф. эффективности замены типа ИС, равный отношению световых отдач существующего (ЛН) и предлагаемого к установке ИС (КЛЛ); Ке- отношение нормируемых значений освещенностей для КЛЛ и ЛН; Ккз- отношение коэф. запаса для КЛЛ и ЛН. 4. Экономия ЭЭ за счет чистки существующих осветительных приборов где γс, βс, tс – см.табл.3.5 Таблица 3.5 Пылевыделение Раб. помещение Общие условия βс γс tс, час умеренное кабинеты и раб. помещения обществ. зданий и лабораторий благоприятные неблагоприятные 0,05 0,15 0,95 0,85 10000 9000 среднее производств. цеха, склады муки, хлебо- хранилища благоприятные неблагоприятные 0,25 0,35 0,75 0,65 8000 7000 Примечание: Благоприятные общие условия:- наличие вентиляции;- конструкция светильника препятствует осаждению пыли на отражатель или рассеиватель. 5. Экономия ЭЭ за счет автоматизации управления освещением где Кэа – коэф. эффективности автоматизации. Таблица 3.6 Уровень сложности системы автоматизированного управления освещением Кэа 1. контроль уровня освещенности и автоматическое вкл/откл системы освещ. при критическом значении освещенности 1,1-1,15 2. зонное управление освещением (вкл/откл. освещения дискретно в зависимости от зонного распределения естественной освещенности) 1,2-1,25 3. плавное управление мощностью и свет. потоком в зависимости от распределения естественной освещенности) 1,3-1,4 6. Экономия ЭЭ при установке энергоэффективной ПРА где К Nпра – энергоэффективное ПРА (новое; например, электронное); К пра – старое (например, электромагнитное). Таблица 3.7. тип лампы тип ПРА К пра ЛБ (КЛЛ) - обычный электромагнитный - эл/магнит. с пониженными потерями - электронный 1,22 (1,27) 1,14 (1,15) 1,1 ДРЛ, ДРИ (ДНаТ) - обычный электромагнитный - электронный 1,08 (1,1) 1,06 7. Экономия ЭЭ при замене светильников на аналогичные по светораспределению и расположению, но с большим КПД где Ксв – отношение КПД существующего светильника к КПД нового Примечание: При вычислении ∆W КПД светильника учитывает 3 и 6 мероприятие, следовательно, нет необходимости считать пункты 3 и 6. 8. Повышение уровня отраженного света: - побелка; - покраска в светлые тона; - мойка (окон, стен) увеличивает коэф. отражения стен, потолка. Точное значение можно получить на основании свето-технического расчета методом коэф. использования. Приближенная оценка: 9. В итоге Пример №1: Административное здание, финансовый отдел. Освещение выполнено светильниками 15хЛПО 02 2х40 с КПД ηсвет=52%, лампы 30хЛБ 40. Светоотдача лампы ηл=75лм/Вт. Режим работы -1 смена.,Размер помещения 5х15х3. Коэф. Отраж. поверхностей ρ=0,3.,Нормированная освещенность Ен=300 лк. Фактическая освещенность Еф=250 лк. Количество часов использования Тм =1300 ч/год. Напряжение сети Uс=220 В.,Коэф. использования Ки=0,92. На момент измерений прошло 360 дней с момента чистки светильников. Определить: суммарное значение экономии при замене. Решение: 1. 2. 3. Меняем лампы на TL-D 36/84, ηNл=93 лм/Вт. 4. 5. 6. 7. ηNл=75 лм/Вт.(например, с зеркальным отражателем) 8. 9. Учет фактической освещенности: Пример №2: Требуется заменить ЛН на КЛЛ, обладающую тем же цоколем и световым потоком. Таблица 3.8 Характеристики ламп. Тип лампы Р, Вт Цена, руб. Срок службы Т, ч. ЛН 40 6 1000 КЛЛ 7 130 10000 Нормир. освещенность: одинаковая. Лампы работают на номинальном напряжении. Стоимость ЭЭ: с=1,15 руб/кВт∙ч. Определить: 1. Годовые затраты при работе ЛН и КЛЛ по t=1,3,6 и 24-м часам в сутки; 2. Экономию ЭЭ за год и срок окупаемости КЛЛ при тех же режимах работы Решение: 1. Затраты на ЛН: где ПЛН – потребление ЭЭ лампой накаливания; КЛН – Капитальные затраты; N=1 при 365t≤1000 N=2 при 1000≤365t≤2000; 2. Затраты на КЛЛ: N=1 При любом числе часов использования КЛЛ всегда выгоднее. 3. Годовая экономия потерь ЭЭ 4. Срок окупаемости Результаты решения примера записать в таблицу 3.9. Таблица 3.9. t ЗЛН, руб/год ЗКЛЛ, руб/год ∆З ∆Э,кВт∙ч/год Ток 1 19 7,7 11,3 12 9,4 3 63 23 40 36 3,1 6 140 46 94 72 1,6 24 876 184 692 288 0,4