close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Николаев Максим Григорьевич. Повышение эффективности работы электрохозяйства НПАО «Научприбор» путем внедрения энергосберегающих мероприятий

код для вставки
2
3
4
УДК 621.316.1.05
АННОТАЦИЯ
Ключевые
модернизация,
слова:
оптимизация
обеспечение
системы
надежности
системы
электроснабжения,
электроснабжения,
автоматическая система управления.
Выпускная квалификационная работа состоит из введения, четырех глав,
заключения, списка литературы и приложения.
В
данной
работе
проведен
анализ
существующей
системы
электроснабжения НПАО «Научприбор», основываясь на его результатах,
разработаны
технические
предложения,
направленные
на
повышение
эффективности использования распределительной сети предприятия. Для
разработки одного из предложенных технических решений была создана
универсальная система управления на базе программируемого реле Овен
ПР200.
Страниц – 106; рисунков – 31; таблиц – 28; литературных источников –
25.
5
UDC 621.316.1.05
ANNOTATION
Keywords: optimization of the power supply system, modernization, ensuring
the reliability of the power supply system, automatic control system.
Final qualification work consists of introduction, four chapters, the conclusion,
the list of references and the application.
In this work an analysis of the existing power supply system of NPAO
“Nauchpribor” was conducted, based on its results, technical proposals were
developed aimed at improving the efficiency of use of the distribution network of the
enterprise. To develop one of the proposed technical solutions, a universal control
system was created based on the Aries PR200 programmable relay.
Pages –106; drawings –31; tables –28; references –25.
6
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 9
ГЛАВА
1.
АНАЛИЗ
СИСТЕМЫ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
НПАО
"НАУЧПРИБОР", С ОЦЕНКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ................................................................................................. 11
1.1
Общие сведения об объекте энергетического обследования ..................... 12
1.1.1 Характеристика НПАО "Научприбор" ......................................................... 13
1.2
Характеристика энергопотребления ............................................................. 18
1.2.1 Особенности схемы электроснабжения ........................................................ 21
1.2.2 Состояние учета электроэнергии .................................................................. 23
1.2.3 Динамика потребления энергетических ресурсов ....................................... 23
1.2.4 Суточные нагрузки предприятия в летний и зимний период .................... 23
1.2.5 Потребление энергетических ресурсов основными технологическими
комплексами .............................................................................................................. 25
1.2.6 Особенности эксплуатации внутризаводских электрических сетей ......... 28
1.2.7 Расчет электрических потерь ......................................................................... 29
1.2.8 Расчет потерь электроэнергии с учетом допустимых погрешностей
систем учета ............................................................................................................... 35
1.2.9 Баланс потребления электроэнергии ............................................................ 36
1.2.10
Постановка задачи исследования........................................................ 37
ГЛАВА 2. ВЫБОР МЕТОДА РЕШЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИОННЫХ ЗАДАЧ. .. 40
2.1 Основные понятия и определения оптимизации ............................................. 40
2.2 Основные понятия математического моделирования ..................................... 41
2.3 Анализ и выбор методов решения оптимизационных задач .......................... 42
2.3.1 Методы прямого поиска .................................................................................. 44
2.3.1.1 Метод Хука-Дживса ...................................................................................... 44
2.3.1.2 Методы случайного поиска .......................................................................... 46
2.3.1.3 Метод покоординатного спуска................................................................... 46
2.3.2 Градиентные методы........................................................................................ 47
2.3.2.1 Градиентный метод с постоянным шагом .................................................. 48
7
2.3.2.2 Метод скорейшего спуска ............................................................................ 50
2.3.3 Метод штрафных функций.............................................................................. 51
2.3.4 Метод полиномиальной аппроксимации ....................................................... 52
2.4 Расчет оптимальной мощности установки компенсации реактивной
мощности.................................................................................................................... 53
ГЛАВА
3.
РАЗРАБОТКА
НАПРАВЛЕННЫХ
НА
ТЕХНИЧЕСКИХ
ПОВЫШЕНИЕ
ПРЕДЛОЖЕНИЙ,
ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ ПРЕДПРИЯТИЯ. ......... 61
3.1
Оценка
эффективности
программы
по
энергосбережению
НПАО
«Научприбор». ........................................................................................................... 61
3.2 Разработка модернизированной схемы электроснабжения предприятия,
выбор оборудования для реализации предлагаемых технических решений. ..... 70
3.2.1 Выбор оборудования установок компенсации реактивной мощности. ..... 70
3.2.2 Модернизация схемы электроснабжения НПАО «Научприбор». .............. 80
3.2.3 Модернизация схемы освещения НПАО «Научприбор». ............................ 87
ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ
ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ
ПРЕДПРИЯТИЯ. ....................................................................................................... 93
4.1
Расчет
величины
суммарной
экономии
годового
потребления
электроэнергии, после модернизации системы электроснабжения. .................... 93
4.2. Расчет базовых финансовых показателей внедряемого проекта. ................. 96
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ....................................................................................................... 101
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ .................................................... 105
ПРИЛОЖЕНИЕ А ................................................................................................... 109
8
ВВЕДЕНИЕ
Предприятие НПАО «Научприбор» (ранее: «Орловский завод научных
приборов», ПО «Научприбор», ЗАО «Научприбор»), год создания - 1972 г.
Являлось одним из крупнейших предприятий Министерства приборостроения
СССР. Изначально предназначалось для освоения и серийного выпуска
аналитического оборудования, с применением новейших разработок научноисследовательских институтов Академии наук в сфере высоких технологий.
В данный момент предприятие занимается разработкой и производством
рентгенодиагностического,
досмотрового,
контрольно-аналитического
и
нескольких видов лабораторного оборудования.
Основной
продукцией
является:
масс-спектрометры
(химические,
изотопные, электронные), спектрометры для рентгенофлуоресцентного анализа,
оборудование
для
высокоэффективной
жидкостной
и
препаративной
хроматографии, аппараты детоксикации крови («искусственная печень»),
рентгенодиагностическое медицинское оборудование, системы рентгеновского
досмотрового контроля для режимных объектов и др.
Для производства данного оборудования, на предприятии задействованы:
- производство штампованных деталей;
- механическая обработка, в том числе автоматические установки, станки
с ЧПУ, обрабатывающие центры;
- литье металлов, прессование и литье пластмасс;
- производство печатных плат и электро-радиомонтаж;
- гальваническая линия и линия покраски;
- инструментальный цех;
- изготовление обмоток трансформаторов и других изделий;
- проведение регулировки и настройки электронных микропроцессорных
блоков;
- сборка и проведение испытаний готовой продукции;
- упаковка и складское хранение;
9
- автотранспортный цех.
Прибыльность любого промышленного предприятия напрямую зависит
от эффективности функционирования системы электроснабжения. Поэтому
снижение потерь при передаче электрической энергии от общей сети до
конечного потребителя, другими словами, задача максимальной оптимизации
режимов
работы
систем
электроснабжения
(СЭС)
является
весьма
приоритетной.
В установившемся режиме статические характеристики мощности,
являющиеся зависимостью активной P(U) и реактивной Q(U) мощности от
напряжения, часто применяются для решения задач электроснабжения
(например, при расчетах установившихся режимов, при выборе устройств
компенсации реактивной мощности, при регулировке напряжения в узлах
нагрузки).
При проектировании и эксплуатации схем электроснабжения часто
приходится решать разнообразные задачи, характеризующиеся увеличением
надежности электроснабжения потребителей и при этом наличием множества
параметров, определяющих состояние взаимодействующих и взаимосвязанных
процессов в синхронных и асинхронных двигателях, и других отдельных
элементах системы электроснабжения и энергосистемы.
Для
оптимизации
режимов
работы
системы
электроснабжения
необходимо проводить следующие мероприятия:
- анализ схем электроснабжения предприятия, в случае изменения
статических характеристик нагрузок или потерь мощности;
- оптимизация цеховых сетей, так как сечения проводников выбираются
исходя из допустимого тока нагрузки, а не по экономической плотности тока,
то в режимах максимальной нагрузки следует ожидать повышенных значений
суммарных потерь мощности в элементах электрической сети.
10
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НПАО
"НАУЧПРИБОР", С ОЦЕНКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В целях оценки эффективности использования электроэнергии НПАО
«Научприбор» в декабре 2012 года компанией «Орелэнергоаудит» было
проведено добровольное энергетическое обследование [1].
Согласно п. 2 ст. 15 главы 4 Федерального закона "Об энергосбережении
и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в
отдельные законодательные акты Российской Федерации" от 23.11.2009 N 261ФЗ основными целями энергетического обследования являются [2]:
1.
сбор данных о фактических объемах использования энергетических
ресурсов;
2.
вычисление основных показателей энергетической эффективности;
3.
определение
возможности
повышения
энергетической
эффективности;
4.
разработка
перечня
мероприятий,
направленных
на
энергосбережение и повышение энергетической эффективности, а также
проведение их стоимостной оценки.
В ходе проведения энергетического обследования выполнены следующие
работы:
1.
проведён сбор исходных данных и анализ режимов работы систем
энергоснабжения предприятия;
2.
проведён анализ затрат на энергоносители;
3.
построены (составлены) балансы потребления энергоресурсов;
4.
разработана
программа
по
энергосбережению
и
повышению
эффективности использования энергоресурсов НПАО «Научприбор»
на 2012-2016 г. [3];
5.
разработан энергетический паспорт предприятия в соответствии с
приказом Министерства энергетики Российской Федерации №182 от 07 июня
2010 года.
11
1.1
Общие сведения об объекте энергетического обследования
Общие сведения об исследуемом объекте, за исключением контактных
данных
ответственных
лиц,
охраняемых
Федеральным
законом
"О
персональных данных" от 27.07.2006 N 152-ФЗ, приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Общие сведения об объекте энергетического обследования
№
Категория
1
Организационно-правовая форма
2
Юридический адрес
3
Фактический адрес
Сведения
Непубличное акционерное общество
302020, Орловская Область, Орел
Город, Наугорское Шоссе, 40
302020, Орловская Область, Орел
Город, Наугорское Шоссе, 40
Наименование основного общества
(для дочерних (зависимых)
нет
обществ)
Доля государственной
5 (муниципальной) собственности,
0
% (для акционерных обществ)
ИНН ОАО "КУРСКПРОМБАНК",
р/сч. 40702810500100001103, кор. счет
6 Банковские реквизиты
30101810800000000708, БИК
043807708, ИНН 5753001161, КПП
575301001, ОГРН 1025700828482
7 Код по ОКВЭД
33.10.1
Лебедев Юрий Алексеевич,
8 Ф.И.О., должность руководителя
генеральный директор
Ф.И.О., должность должностного
Сидоров Алексей Владимирович
9 лица, ответственного за
техническое состояние
Главный энергетик
оборудования
Ф.И.О., должность должностного
Сидоров Алексей Владимирович
10 лица, ответственного за
Главный энергетик
энергетическое хозяйство
4
12
1.1.1 Характеристика НПАО "Научприбор"
Схема производственных зданий, сооружений и строений представлена
на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 – Ситуационный план НПАО «Научприбор».
В таблице 1.2 представлена краткая характеристика зданий.
13
Таблица 1.2
Краткая характеристика объекта (зданий, строений и сооружений)
Ограждающие конструкции
Наименование Год
здания,
ввода в Наименов
строения, эксплуа ание
сооружения тацию конструкции
Стены
Корпус №1
литер Л
1973 Окна
Крыша
Стены
Корпус №2
литер М
1972 Окна
Крыша
Пристройка к
финскому
модулю литер
XI
Стены
1982 Окна
Крыша
Склад док №6
литер Е
1990
Цех №13
«Кисловодск»
литер Д (не
отапливается)
1990
Склад ИО
литер К
1990
Склад готовой
продукции
литер И (не
отапливается)
Склад ПДО
литер Ж (не
отапливается)
Склад - док
№3 литер Р
1990
1990
1983
Стены
Окна
Крыша
Стены
Окна
Крыша
Стены
Окна
Крыша
Стены
Окна
Крыша
Стены
Окна
Крыша
Стены
Окна
Крыша
Краткая
характеристика
Бетонные панели, 300
мм, оштукатурены
Сталь, стекло 490 шт
Совмещенная
вентилируемая
Бетонные панели, 300
мм, оштукатурены
Сталь, стекло, 163 шт.
Совмещенная мягкая
кровля
Бетонные панели, 300
мм
Сталь, стекло, 16 шт.
Совмещенная
вентилируемая
Металлические
Отсутствуют
Металлическая
Металлические
Отсутствуют
Металлическая
Металлические
Отсутствуют
Металлическая
Металлические
Отсутствуют
Металлическая
Металлические
Отсутствуют
Металлическая
Металлические
Отсутствуют
Металлическая
14
Удельная тепловая
характеристика
Фактический здания, строения,
сооружения за
и физический
износ здания, отчетный (базовый)
2011 год (Вт/куб.м
строения,
С°)
сооружения,
%
расчетнофактическ
нормативн
ая
ая
77,2; 77,2
0,336
0,64
77,1; 77,1
0,332
0,64
100;100
0,341
0,47
100;100
0,338
0,47
0,286
0,47
0,636
0,47
100;100
100;100
100;100
100;100
100;100
Продолжение таблицы 1.2
Стены
Торговая
палатка
«Кострома»
литер Н (не
отапливается)
1982 Окна
Помещение
№2,3,4,5,6
литер Г (не
отапливается)
Стены
1990 Окна
Крыша
Финский
модуль литер
X
Стены
1982
Насосная
литер Я (не
отапливается)
1973
Насосная
литер Ю (не
отапливается)
Станция
очистки
промстоков
литер Ч
Склад-док №1
литер У (не
отапливается)
Утепленный
склад - док
литер литер Ф
(не
отапливается)
Склад - док
№2 литер Ц
(не
отапливается)
Склад - док
№3 литер П
(не
отапливается)
Склад - док
№3 литер О
(не
отапливается)
Крыша
Окна
Крыша
Стены
Окна
Крыша
Стены
Окна
1973
Крыша
Стены
1991 Окна
Крыша
Стены
1987 Окна
Крыша
Стены
Окна
1985
Крыша
Стены
1983
Окна
Крыша
Стены
1983 Окна
Крыша
Стены
1983 Окна
Крыша
Металлический каркас
с утеплителем
Сталь, стекло, 10 шт.
Совмещенная
рубероид, залито
битумом
Кирпичные
Сталь, стекло 22 шт
Мягкая кровля
Металлический каркас
с утеплителем
Сталь, стекло 16 шт.
Металлическая
Кирпичные
Отсутствуют
Совмещенная
рубероид, залито
битумом
Кирпичные
Отсутствуют
Совмещенная
рубероид, залито
битумом
Кирпичные, толщина
530 мм
Сталь, стекло, 34 шт.
Совмещенная
вентилируемая
Металлические
Сталь, стекло, 2 шт.
Металлическая
Металлические
Сталь, стекло, 2 шт.
100;100
87,4; 87,4
100; 100
Металлическая
15
0,52
0,534
0,76
100;100
100;100
63; 63
100;100
100;100
Металлическая
Кирпичные, частично
панельные
Отсутствуют
Шифер по обрешетке
Металлические
Отсутствуют
Металлическая
Металлические
Отсутствуют
0,357
100;100
100;100
100;100
Продолжение таблицы 1.2
Корпус №5
литер Б
тарный
участок
Модуль
«Москва»
литер В (не
отапливается)
Стены
1989
Окна
Крыша
Стены
1990 Окна
Крыша
Бетонные панели, 300
мм
Сталь, стекло 100 шт.
Шифер
Металлические
Отсутствуют
Металлическая
52; 52
0,208
0,47
100;100
Численность персонала предприятия
Среднегодовая численность персонала предприятия приведена в таблице
1.3.
Таблица 1.3
Информация о среднегодовой численности персонала
Отчетны
й
(базовый
) 2011
год
Предшествующие годы
Единица
Наименование измерения
Среднегодовая
численность
персонала
чел.
2007
2008
2009
2010
647
512
336
222
224
Общая информация о продукции и услугах предприятия
Информация о типе и количестве выпускаемой продукции предприятия
приведена в таблице 1.4.
Таблица 1.4
Общая информация о продукции предприятия за 2007 г.-2011 г.
Предшествующие годы
Наименование
1. Номенклатура
основной
продукции
(работ, услуг)
Единица
измерения
2007
2008
2009
Приборы и аппараты медицинские
16
2010
Отчетны
й
(базовый
) 2011
год
Продолжение таблицы 1.4
1.1. Код
основной
продукции
(работ, услуг) по
ОКП
2. Объем
производства
тыс. руб.
продукции
(работ, услуг)
3.Производство
продукции в
шт.
натуральном
выражении, всего
4. Объем
производства
основной
тыс. руб.
продукции,
всего
5.Производство
основной
продукции в
шт.
натуральном
выражении,
всего
6. Объем
тыс. руб.
производства
дополнительной
продукции
944000
944000
944000
944000
944000
160 446
116 444
69 234
170 316
239 775
49
34
31
51
44
22 433
29 915
18 590
38 872
34 703
49
34
31
51
44
138 013
86 529
50 644
131 444
205 072
Представим суммарное количество выпускаемой продукции за период с
2007 по 2011 год в виде графика (рисунки 1.2, 1.3).
Рисунок 1.2. Динамика выпуска продукции в шт. за 2007 г. - 2011г.
17
Рисунок 1.3. Динамика выпуска продукции в тыс. руб. за 2007 г. - 2011г.
1.2
Характеристика энергопотребления
Потребление
топливо-энергетических
ресурсов
в
натуральном
и
денежном выражениях приведены в таблице 1.5 [1].
Таблица 1.5
Потребление топливно-энергетических ресурсов
предприятием за 2007-2011 г.г.
Наименование
Единица
измерения
Потребление
энергетических
тыс. т у.т.
ресурсов, всего
Потребление
энергетических
ресурсов по
тыс. т у.т.
номенклатуре
основной
продукции, всего
Объем
потребления
энергетических
ресурсов по
тыс. руб.
номенклатуре
основной
продукции, всего
Предшествующие годы
Отчетный
(базовый)
2011 год
2007
2008
2009
2010
1,635662
1,322763
0,873384
0,961298
0,742821
1,6216
1,3056
0,8635
0,9371
0,7238
9 309,6
8 467,6
5 460,82
7 476,9
6 199,6
18
Продолжение таблицы 1.5
Потребление
тыс. куб.м
воды
Энергоемкость
производства
у.т./тыс.
продукции
руб.
(работ, услуг)
всего
Энергоемкость
производства
продукции
тыс. т
(работ, услуг) по у.т./тыс.
номенклатуре
руб.
основной
продукции
Доля платы за
энергетические
ресурсы в
стоимости
%
произведенной
продукции
(работ, услуг)
13,4
13,4
6,4
6,7
7,1
0,00001
0,000011
0,000013
0,0000056
0,0000031
0,000072
0,000044
0,000046
0,000024
0,000021
41,499577
28,305532
29,37504
19,234668
17,864738
Ниже на рисунках 1.4 и 1.5 представлена динамика потребления
энергетических ресурсов в тоннах условного топлива, а также в тысячах
рублей.
Рисунок 1.4. Динамика потребления энергетических ресурсов в тоннах
условного топлива.
19
Рисунок 1.5. Динамика потребления энергетических ресурсов в тысячах рублей.
Представим в виде диаграммы долю платы за энергетические ресурсы в
стоимости произведенной продукции за 2011 год. Данная диаграмма приведена
на рисунке 1.6
Рисунок 1.6. Доля платы за энергетические ресурсы в стоимости произведенной
продукции за 2011 год.
20
Анализируя динамику потребления и выпуск продукции, можно сделать
вывод, что изменение потребления энергоресурсов по годам обосновано
изменением объема выпуска продукции.
1.2.1 Особенности схемы электроснабжения
Электроснабжение
НПАО
«Научприбор»
осуществляется
от
трансформаторной подстанции «№136 Советская», общей установленной
мощностью 160 кВ∙А. Подключение осуществляется от двух фидеров двумя
кабельными линиями ААШВ-Б-3х240 мм2 протяженностью 880 м (рисунок 1.7).
На балансе предприятия имеются 5 силовых трансформаторов, общие
сведения о которых сведены в таблице 1.6.
Таблица 1.6
Сведения о трансформаторах предприятия
№ Наименование
п/п
объекта
Тип
Мощность
кВА
Напряжение, В
ВН
НН
Место
установки
1
ТП-1
ТМЗ-1000/6
1000
6000
400
Корпус 1
2
ТП-2
ТМЗ-315/6
315
6000
400
Корпус 1
3
ТП-3
ТМЗ-1000/6
1000
6000
400
Корпус 2
4
ТП-4
ТМЗ-1000/6
1000
6000
400
Корпус 2
5
ТП-5
ТМЗ-1000/6
1000
6000
400
Корпус 4
Установленная
мощность
оборудования
на
момент
проведения
энергетического обследования составляла 1,8 МВт.
Согласно бухгалтерской отчетности средний тариф оплаты электрической
энергии за 2011 г. за 1 кВт потребляемой электрической энергии составляет
3,63 руб.
21
Рисунок 1.7. План трассы кабелей 6 кВ от подстанции "Советская" до завода
"Научприбор".
22
1.2.2 Состояние учета электроэнергии
Коммерческий
осуществляется
учет
электроэнергии
электросчетчиками
в
фирмы
НПАО
Инкотекс
«Научприбор»
марки
Меркурий
230ART03 RN, установленными на каждом вводе. Автоматизированная
информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
(АИИСКУЭ), также как и система технического учета электроэнергии (АСТУЭ)
на
предприятии
отсутствуют.
Данные
о
государственной
поверке
электрических счетчиков электроэнергии и трансформаторов тока узлов
коммерческого учета представлены в полном объеме.
1.2.3 Динамика потребления энергетических ресурсов
Сведения о потреблении энергетических ресурсов и его изменениях в
период с 2007 по 2011 год приведены в таблице 1.7 [1].
Таблица 1.7
Сведения о потреблении энергетических ресурсов и его изменениях
№
Наименование
энергоносителя
Единица
измерения
1. Объем потребления:
1.1 Электрической
тыс. кВтч
. энергии
1.2
Тепловой энергии
Гкал
.
1.3 Моторного топлива
л
. всего, в том числе:
бензина
л
дизельного топлива
л
1.4
Воды
тыс. куб. м
.
Предшествующие годы
2007 2008
2009
Отчетный
(базовый)
2010 2011 год
2
2 253 1 394,41 505,6 1 003,6
803,1
4414 3 563 2 578 2816
2 544
12315 14 982 8 716 21 063
16 680
10815 12912 8 102 17 449
1 500 2 070 614 3 614
14 880
1 800
13,4
13,4
6,4
6,7
7,1
1.2.4 Суточные нагрузки предприятия в летний и зимний период
Типовой
суточный
график нагрузки
предприятия от стороннего
источника, представлен в виде показаний счетчиков за 1 сутки в зимний период
23
(январь) и за одни сутки в летний период (июнь). Данные о типовом суточном
графике сведены в таблице 1.8 и представлены в виде графика на рисунке 1.8.
Таблица 1.8
Потребление предприятия от стороннего источника, кВтч
Месяц
Время
8.00
9.00
10.00
11.00
12.00
13.00
14.00
15.00
16.00
17.00
18.00
19.00
20.00
21.00
22.00
23.00
00.00
01.00
02.00
03.00
04.00
05.00
06.00
07.00
11.01.11
17.01.11
28.01.11
6.06.11
15.06.11
28.06.11
1750
2250
2750
2250
2250
2250
2500
2500
2250
2000
1750
1500
1250
1250
1500
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1500
2250
2500
2750
2500
2500
2500
2500
2500
2250
1750
1500
1250
1500
1500
1500
1500
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1500
2250
2500
2750
2500
2250
1750
2500
2500
2250
1750
1500
1250
1500
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1250
1000
1500
1750
1750
1500
1500
1750
1750
1500
1500
1000
1000
750
750
750
750
750
750
750
750
750
750
750
750
1250
1500
1750
1500
1500
1250
1500
1500
1500
1000
1000
750
1000
1000
750
750
750
750
750
750
750
750
750
750
1250
1500
1750
1500
1500
1500
1500
1500
1750
1250
1000
1000
1000
1000
750
750
750
500
750
750
750
750
750
750
24
3000
2750
2500
2250
2000
1750
11.01.2011
1500
15.06.2011
1250
1000
750
500
250
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Рисунок 1.8. Динамика почасового потребления электрической энергии за 1
сутки в зимний период (январь) и за одни сутки в летний период (июнь).
1.2.5 Потребление
энергетических
ресурсов
основными
технологическими комплексами
Годовое потребление основных элементов электрической системы, а
также их основные технические характеристики приведены в таблице 1.9,
также в таблице 1.10 приведены показатели использования электрической
энергии на цели освещения.
Таблица 1.9
Основные технические характеристики и потребление энергетических
ресурсов основными технологическими комплексами
Наименование
№ вида основного
п/п технологического комплекса
Основные технические
характеристики
Тип
Объем
Виды
потребленных
потребляемых
энергетически
энергетичесУстановленная
х ресурсов за
мощность по Производи- ких ресурсов,
отчетный
единицы
электрической тельность
(базовый)
измерения
энергии, МВт
2011 год
25
Продолжение таблицы 1.9
1
Механообраба- Токарная
тывающее
группа:
производство
1А616,
1К62Б,
16К20ФЗ,
16К20Т1 - 20
шт.
Фрезерная
группа:
6Р13РФЭ,
675П,
6Р80Г,
6Р10,
6Р82Г - 16 шт.
Шлифовальная
группа:
ЗМ182,
3A130,
ЗА141,
3B631,
ЗГ71-11шт.
Сверлильная
группа:
2Н118, 2Н125,
2Р118,2Р1 35,
2А450 -15 шт.
Гальванические
линии - 3 шт.
2
3
Насосная
станция
Насос
Центробежный
двустороннего
ввода
6НДВ,
ЗК9
Вентиляционные Вентиляторы
системы
ВЦ 14-46, BP
132-30, ВРП
115-45
0,17
Электрическая
170 кВт/ч энергия,
тыс. кВт.ч
110
0,12
Электрическая
120 кВт/ч энергия,
тыс. кВт.ч
80
0,05
Электрическая
50 кВт/ч энергия, тыс.
кВт.ч
60
0,05
Электрическая
50 кВт/ч энергия, тыс.
кВт.ч
30
0,45
Электрическая
450 кВт/ч энергия, тыс.
кВт.ч
150
0,07
Электрическая
70 кВт/ч энергия, тыс.
кВт.ч
10
0,11
Электрическая
110 кВт/ч энергия, тыс.
кВт.ч
30
26
Таблица 1.10
Показатели использования электрической энергии на цели освещения
Суммарный объем потребления
Количество Суммарная
электроэнергии, тыс. кВтч
светильников установФункциональное
№
назначение системы с энергосбере- ленная Отчетный
Предыдущие годы
п/п
мощность, (базовый)
освещения
гающими
кВт
2011 год 2010
2009
2008
2007
лампами
Внутреннее освещение
всего, в том числе:
Основных цехов
1.1. (производств) всего, в
том числе:
Корпус №1 литер JI
Корпус №2 литер М
Пристройка к
финскому модулю
литер XI
Склад док №6 литер Е
Цех №13
«Кисловодск» литер Д
Склад ПО литер К
Склад готовой
продукции литер И
Склад ПДО литер Ж
Склад - док №3
литер Р
Торговая палатка
«Кострома» литер Н
Помещение №2,3,4,5,6
литер Г
Финский модуль
литер X
Насосная литер Я
Насосная литер Ю
Станция очистки
промстоков литер Ч
Склад-док №1 литер У
Утепленный склад док литер Ф
Склад - док №2
литер Ц
Склад - док №3
литер П
Склад - док №3
литер О
Корпус №5 литер Б
тарный участок
1.
1147
305,1
507,14
764,617 708,144 1144,183 1423,551
1147
305,1
507,14
764,617 708,144 1144,183 1423,551
850
100
272
16
458,048
25,504
677,52 627,480 1013,850 1261,395
37,64 34,860 56,325 70,077
20
1,6
2,69
4,065
3,764
6,083
7,568
16
0,64
1,077
16,561 15,338
24,783
30,834
25
4
6,736
10,539
9,760
15,771
19,621
16
2,56
4,311
6,022
5,577
9,012
11,212
16
1,28
1,116
1,656
1,533
2,478
3,083
16
1,28
2,155
2,408
2,231
3,604
4,484
16
1,28
1,674
2,559
2,370
3,830
4,765
5
0,4
0,523
0,782
0,725
1,171
1,457
5
0,2
0,261
0,391
0,362
0,585
0,728
10
0,8
1,046
1,505
1,394
2,253
2,803
2
4
0,16
0,32
0,209
0,418
0,301
0,602
0,278
0,557
0,450
0,901
0,560
1,121
8
0,32
0,279
0,421
0,390
0,630
0,784
2
0,08
0,134
0,206
0,191
0,308
0,384
8
0,32
0,139
0,209
0,193
0,313
0,389
8
0,32
0,139
0,209
0,193
0,313
0,389
8
0,32
0,139
0,209
0,193
0,313
0,389
2
0,08
0,348
0,527
0,488
0,788
0,98
8
0,64
0,279
0,421
0,390
0,630
0,784
27
Продолжение таблицы 1.10
2.
Модуль «Москва»
литер В
Наружное освещение
ИТОГО:
2
0,5
10
1157
2,5
307,6
0,218
0,331
0,306
0,495
0,616
10,030 15,056 13,944 22,530 28,031
517,170 779,673 722,088 1166,713 1451,582
1.2.6 Особенности эксплуатации внутризаводских электрических сетей
Схема
электроснабжения
предприятия
НПАО
«Научприбор»
удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения электроприемников
3 категории согласно ПУЭ (гл.1.2 п.1.2.17) [4].
Вводные
распределительные
устройства
0,4
кВ
расположены
в
помещениях трансформаторных подстанции предприятия.
Компенсация реактивной мощности в НПАО «Научприбор» отсутствует.
По
результатам
обследования
энергохозяйства
установлено,
что
строительная часть зданий всех распределительных устройств находится в
хорошем эксплуатационном и санитарно-техническом состоянии. Входные
двери в РУ запираются на замок. На всех дверях нанесены регламентирующие
надписи. Щиты укомплектованы необходимыми плакатами, средствами
пожаротушения и испытанными защитными средствами.
При осмотре РУ установлено, что они находятся в хорошем состоянии.
Контакты
и
рубильники
щитов
низкого
напряжения
находятся
в
удовлетворительном состоянии. На коммутационных аппаратах чрезмерный
повышенный нагрев контактных соединений не обнаружен.
Т.к. компенсации реактивной мощности в НПАО «Научприбор» не
производится, наблюдаются потоки некомпенсированной реактивной энергии,
выявленные в ходе инструментального обследования.
Для освещения административных и вспомогательных помещений в
основном применяются светильники с энергосберегающими лампами.
Существующая система освещения обеспечивает необходимый уровень
освещенности, соответствующий санитарным нормам.
28
1.2.7 Расчет электрических потерь
Расчет технологических потерь электрической энергии в электрических
сетях предприятия НПАО «Научприбор» произведен в соответствии с
требованиями Инструкции «Об организации работ в Министерстве энергетики
Российской Федерации работы по расчету нормативов технологических потерь
электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям». Утверждено
Приказом Минэнерго РФ №326 от 30 декабря 2008г. Зарегистрировано
Минюстом №13314 от 12 февраля 2009 г.
Расчет нормативов технологических потерь электрической энергии при ее
передаче по электрическим сетям 6 кВ
Исходные данные для расчета приведены в таблицах 1.11, 1.12.
Таблица 1.11
Технические характеристики линий электропередач 6 кВ
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
Наименование
КЛ-6 кВ
Длина
l, км
Тип провода
сечение, мм2
rо,
Ом/км
R,
Ом
Ф 408
0,88
ААШВ-Б 3х240
0,125
0,11
Ф 441
0,88
ААШВ-Б 3х240
0,125
0,11
РУ-ТП1
0,15
АСБ 3х70
0,42
0,063
РУ-ТП2
0,135
АСБ 3х70
0,42
0,0567
РУ-ТП3
0,115
АСБ 3х70
0,42
0,0483
РУ-ТП4
0,02
АСБ 3х70
0,42
0,0084
РУ-ТП5
0,145
АСБ 3х70
0,42
0,0609
Технические характеристики определены в справочной литературе [4, 5,
6]:
R = rо ∙ l, [Ом]
(1.1)
где: R – расчетное сопротивление КЛ, Ом;
rо – активное удельное сопротивление, Ом/км;
l – длина КЛ, км.
Длину кабельной линии определяем по плану расположения корпусов с
отмеченными
на
нем
кабельными
линиями
подстанциями, который приведен на рисунке 1.9.
29
и
трансформаторными
Рисунок 1.9. План предприятия, с расположением трансформаторных
подстанций и кабеля 6 кВ.
Таблица 1.12
Технические характеристики трехфазных силовых трансформаторов
№
п/п
1
2
3
4
5
Наименование
трансформатора
ТМЗ-1000/6
ТМЗ-315/6
ТМЗ-1000/6
ТМЗ-1000/6
ТМЗ-1000/6
Тип
мощность,
кВ∙А
Мощность,
Рхх, кВт
потери х.х.
Мощность,
Ркз, кВт
потери к.з.
Rтр,
Ом
1000
315
1000
1000
1000
1,9
0,9
1,9
1,9
1,9
12,2
5,5
12,2
12,2
12,2
0,439
1,238
0,439
0,439
0,439
30
Технические характеристики определены в справочной литературе [5, 6,
7]:
Rтр = ΔРкз ∙ [(Uв2/Sном2)] ∙ 0,001, [Ом]
(1.2)
где: ΔРкз – потери мощности короткого замыкания;
Uв – высшее номинальное напряжение, Uв =6 кВ;
Sном – номинальная мощность, МВ∙А.
Расчет
электрической
потерь
условно-постоянных
энергии
холостого
хода
(не
в
зависящих
от
нагрузки)
силовых
трансформаторах
Wхх.тр-р = ΔРхх ∙ Т ∙ (Uср /Uном)2, [кВт∙ч]
(1.3)
осуществляется по формуле 1.3 [5].
где Uср – среднее напряжение, принимаем 6,5 кВ;
Uном – номинальное напряжение 6 кВ;
Т – время работы трансформатора 8760 час;
ΔРхх – потери холостого хода трансформатора, кВт.
Результаты расчета условно-постоянных потерь электрической энергии
холостого хода в силовых трансформаторах приведены в таблице 1.13.
Таблица 1.13
Результаты расчета условно-постоянных потерь в силовых трансформаторах
№
Мощность,
Наименование Мощность,
п/п
Рхх, кВт
ТП,
кВ∙А
потери х.х.
1
2
3
4
5
ТМЗ-1000/6
ТМЗ-315/6
ТМЗ-1000/6
ТМЗ-1000/6
ТМЗ-1000/6
ИТОГО:
1000
315
1000
1000
1000
1,9
0,9
1,9
1,9
1,9
Лето
Зима
Год
Wхх.тр-р,
кВт∙ч
9766,792
4626,375
9766,792
9766,792
9766,792
Wхх.тр-р,
кВт∙ч
9766,792
4626,375
9766,792
9766,792
9766,792
Wхх.тр-р,
кВт∙ч
19533,583
9252,750
19533,583
19533,583
19533,583
87387,082
Суммарные потери электрической энергии холостого хода силовых
трансформаторов:
ΔWХ.Х.Тр-р6кВ = 87387,082, [кВт∙ч]
31
Нагрузочные потери электроэнергии – это потери в установленном
оборудовании, а также проводниках, которые зависят от величины нагрузки.
Для рассматриваемого предприятия нагрузочные потери будут состоять из:
- потерь в кабельных линиях;
- потерь в силовых трансформаторах.
Потери в остальных элементах СЭС, таких как токоограничивающие
реакторы, соединительные проводники и шинные сборки понизительных
подстанций определяют на основе удельных и включают в состав условнопостоянных потерь, так как они имеют относительно небольшие значения.
Расчет условно-постоянных потерь электроэнергии в изоляции кабелей
6кВ (ΔWиз) производим по формуле 1.4
ΔWиз = h · S, [кВт∙ч]
(1.4)
где: h - длина кабеля;
S - удельные потери электроэнергии в изоляции кабелей.
Удельные потери электроэнергии в изоляции кабелей (S) принимаем по
таблице 10 [5]:
- для кабеля сечением 240 мм2 - 0,83 тыс. кВт∙ч/км в год.
ΔWиз1,2 = 0,88 · 0,83 = 730,4, [кВт∙ч]
Умножаем полученное значение на два.
ΔWиз1,2 = 2 · 0,7304 = 1460,8, [кВт∙ч]
- для кабеля сечением 70 мм2 - 0,24 тыс. кВт∙ч/км в год.
ΔWиз3 = 0,15 · 0,24 = 36, [кВт∙ч]
ΔWиз4 = 0,135 · 0,24 = 32,4, [кВт∙ч]
ΔWиз5 = 0,115 · 0,24 = 27,6, [кВт∙ч]
ΔWиз6 = 0,02 · 0,24 = 4,8, [кВт∙ч]
ΔWиз7 = 0,145 · 0,24 = 34,8, [кВт∙ч]
Итого суммарные условно-постоянные потери электроэнергии в изоляции
кабелей равны 1596,4 кВт∙ч.
Расчет нагрузочных потерь электрической энергии производится по
формуле 1.5:
32
ΔWн = ΔWн.лэп + ΔWнт, [кВт∙ч]
(1.5)
где: ΔWн – нагрузочные потери в распределительных сетях предприятия,
общие;
ΔWн.лэп – нагрузочные потери в линиях электропередач 6 кВ;
ΔWнт – нагрузочные потери в силовых трансформаторах.
Расчет нагрузочных потерь производим по методу средних нагрузок [5]:
ΔWн = kк∙ ΔРср · Т · kф2, [кВт∙ч]
(1.6)
где: kк – коэффициент, учитывающий конфигурацию графиков активных
и реактивных нагрузок kк=0,99;
kф2 – коэффициент формы графиков определяем по формуле 1.7:
k ф2
Pi2  t i
= 2
i =1 Pср  T
m
(1.7)
где: Pi2 – значение нагрузки на i ступени графика продолжительностью Δti
(1 час);
m – число ступеней графика.
Для нашего случая зима kф2=1,175, лето kф2=1,195.
Определяем средние потери мощности по формуле 1.8:
ΔPср = 3·I2 ·R·0,001, [кВт]
(1.8)
для чего определяем, Iср:
Iср = Wн / √3∙U∙cosφ∙Tлето(зима)
где: cosφ определяется из графиков нагрузки летнего и зимнего замеров
(лето – 0,85; зима – 0,78);
Uв – напряжение, 6 кВ;
Т – летний (зимний) периоды 4380 часов.
Расчет
нагрузочных
потерь
электрической
энергии
в
силовых
трансформаторах и кабельных линиях (кВт∙ч) приведен в таблицах 1.14, 1.15.
33
Таблица 1.14
Расчет нагрузочных потерь электрической энергии в силовых трансформаторах
Летний период
Зимний период
S,
МВ∙А
Wн, кВт∙ч
Т, час
kф2
1
1
2
0,315
3
1
4
1
5
1
ИТОГО:
66906,67
57318,04
89208,85
89208,85
31890,85
334533,26
4 380
4 380
4 380
4 380
4 380
1,195
1,195
1,195
1,195
1,195
№
W н,
кВт∙ч
133813,3
114636,1
178417,7
178417,7
63781,7
669066,5
Летний период
Т, час
kф2
Iср, А
∆Pср, кВт
4 380
4 380
4 380
4 380
4 380
1,175
1,175
1,175
1,175
1,175
1,73
1,48
2,31
2,31
0,82
0,004
0,003
0,020
0,020
0,003
∆WЛ,
кВт∙ч
20,41
14,98
102,31
102,31
13,07
253,08
Зимний период
∆Pср,
∆WЗ,
Iср, А
кВт
кВт∙ч
3,77
0,019
95,32
3,23
0,014
69,95
5,03
0,094 477,86
5,03
0,094 477,86
1,80
0,012
61,07
1182,07
Таблица 1.15
Расчет нагрузочных потерь электрической энергии в КЛ-6кВ
№
1
2
3
4
5
6
7
Тип провода
сечение, мм2
ААШВ-Б 3х240
ААШВ-Б 3х240
АСБ 3х70
АСБ 3х70
АСБ 3х70
АСБ 3х70
АСБ 3х70
ИТОГО:
Длина
l, км
0,88
0,88
0,15
0,135
0,115
0,02
0,145
rо,
Ом/км
0,125
0,125
0,42
0,42
0,42
0,42
0,42
R, Ом
0,1100
0,1100
0,0630
0,0567
0,0483
0,0084
0,0609
Летний
период
Зимний
период
W н,
кВт∙ч
W н,
кВт∙ч
Iср
Iср
ΔPср
156115,6
178417,7
66906,67
57318,04
89208,85
89208,85
31890,85
312231,0
356835,5
133813,3
114636,1
178417,7
178417,7
63781,7
4,03
4,61
1,73
1,48
2,31
2,31
0,82
8,79
10,05
3,77
3,23
5,03
5,03
1,80
0,005
0,007
0,001
0,001
0,002
0,002
0,000
0,018
34
Летний Зимний Летний Зимний
период период период период
Летний
период
Зимний
период
Год
ΔPср
ΔWл
ΔWз
ΔWг
0,026
0,033
0,005
0,003
0,008
0,008
0,001
0,085
27,84
36,36
5,11
3,75
9,09
9,09
1,16
92,413
130,03 157,87
169,84 206,20
23,88
29,00
17,53
21,28
42,46
51,55
42,46
51,55
5,43
6,59
431,628 524,041
1.2.8 Расчет потерь электроэнергии с учетом допустимых погрешностей
систем учета
При составлении баланса электрической энергии, необходимо учитывать
допустимые погрешности приборов, осуществляющих учет электроэнергии.
Они будут равны:
∆W погр.Б =0,01
где
i(j)
–
n
m
 32
i =1
j =1
k3
  i2 Wi 2 +   j2 W j2 +
Погрешность
 W32 +
измерительного
 12
k1
 W12 , [кВт∙ч]
канала
(1.9)
принятой
(отданной) активной электроэнергии;
–
Прием (отдача) электроэнергии, зафиксированные
измерительными каналами активной электроэнергии
Wi(Wj)
по электрической сети;
n
–
количество точек учета, фиксирующих
прием
электроэнергии;
m
–
количество
точек
учета,
фиксирующих
отдачу
электроэнергии крупным потребителям;
k3
–
количество точек учета 3 фазных потребителей;
k1
–
количество точек учета 1 фазных потребителей;
W3
–
потребление
электроэнергии
3
фазными
потребителями (за минусом, учтенных в «m»);
W1
–
потребление
электроэнергии
1
фазными
потребителями (за минусом, учтенных в «m»).
Погрешность
измерительного
канала
активной
электроэнергии
определяется по формуле:
2
2
2
 = 1,1  СЧ
+  ТТ
+  ТН
+  Л2 , [%]
35
(1.10)
где сч, ТТ,, ТН – основные
трансформаторов
тока,
допустимые
погрешности
трансформаторов напряжения
при
счетчиков,
нормальных
условиях (принимаются по значению классов точности), %;
л - предел допустимых потерь напряжения в линиях присоединения
счетчиков к ТН, %.
Потери электроэнергии, рассчитываются для разных уровней напряжения.
Полученные значения потерь, необходимо распределить пропорционально
поступлению электрической энергии в сеть этих уровней напряжения, как в
базовом, так и в регулируемом периодах.
Относительные потери электроэнергии, обусловленные допустимыми
погрешностями системы учета электроэнергии, в базовом периоде равны:
∆W погр.Б
%
= ∆W погр.Б · 100 / W ОС.Б , [кВт∙ч]
(1.11)
где W ОС.Б – отпуск электроэнергии в сеть целом по электрической сети за
базовый период.
∆W погр.Б
%
= ∆W погр.Б · 100 / W ОС.Б, [кВт∙ч]
(1.12)
Результаты расчета сведены в таблицу 1.16.
Таблица 1.16
Результаты расчета потерь электроэнергии, обусловленные допустимыми
погрешностями системы учета
№
U, кВ
δСЧ
δТТ
δТН
W, кВт∙ч
δ / 100
δi2∙Wi2
Ф408
Ф441
Потери,
кВт∙ч
(∆Wпогр.Б)
6
6
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
468346,6
535253,2
0,009526
0,009526
19 904 712
25 997 986
6775,15
1.2.9 Баланс потребления электроэнергии
Используя данные расчетов потерь, а также информацию о потреблении и
распределении энергоресурсов общий баланс по потребленной электрической
энергии за 2007-2011 г.г. будет иметь вид, представленный в таблице 1.17.
36
Таблица 1.17
Сведения по балансу электрической энергии и его изменениях (в тыс. кВтч)
№
п/п
1.
1.1
1.2
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
Предшествующие годы
2009
2010
Отчетный
(базовый)
2011 год
1 394,4
1 394,4
1 505,6
1 505,6
1 003,6
1 003,6
640,485 701,872
654,876 704,015
399,795
506,087
Статья приход/расход
2007
2008
Приход
Сторонний источник
2 803,1
2 253
Собственный источник
Итого суммарный приход
2 803,1
2 253
Расход
Технологический расход
1 311,85 1 054,404
Расход на собственные нужды
1 331,473 1 070,175
Субабоненты (сторонние
потребители)
Фактические (отчетные) потери
159,777 128,421
Технологические потери всего, в том
числе:
условно-постоянные
88,983 88,983
нагрузочные
56,874 27,998
потери, обусловленные допустимыми
13,92
11,44
погрешностями приборов учета
Нерациональные потери
Итого суммарный расход
2 803,1
2 253
-
-
-
99,039
99,713
97,718
88,983
2,86
88,983
3,08
88,983
1,96
7,196
7,65
6,775
1 394,4
1 505,6
1 003,6
1.2.10 Постановка задачи исследования
По результатам добровольного энергетического обследования были
сделаны следующие выводы.
При проведении энергетического обследования в НПАО «Научприбор»
фактов неэффективного использования энергоресурсов не выявлено.
На предприятии назначены ответственные за техническое состояние
оборудования,
за
мероприятий
по
энергетическое
хозяйство,
энергосбережению
эффективности.
37
и
а
также
повышению
за
обеспечение
энергетической
Поставка используемых на предприятии энергоресурсов (электрическая
энергия, тепловая энергия, и вода) осуществляется в соответствии с
заключенными в установленном порядке договорами.
Учет потребления энергоресурсов (электрическая энергия, тепловая
энергия, вода) ведется с помощью приборов учета, технически исправных, с
соблюдением требований к классу точности и срокам поверки.
Проведенный инструментальный контроль величины действующего
значения номинального напряжения поставляемой электроэнергии не выявил
отклонений от допустимых параметров.
В
целях
дальнейшего
повышения
эффективности
использования
энергоресурсов компанией «Орелэнергоаудит» было рекомендовано следующее
[1]:
1. Провести обучение должностных лиц, ответственных за обеспечение
мероприятий
по
энергосбережению
и
повышению
энергетической
эффективности, современным энергосберегающим технологиям и методам
повышения эффективности использования энергоресурсов.
2. Разработать Программу энергосбережения на 2012-2016 гг., определив
целевые показатели экономии энергоресурсов по годам.
3. Провести
уплотнение
выходов
неработающих
вентиляционных
воздуховодов.
4. Реализовать выведение из работы отдельного фидера 315 кВт.
5. Перевести электроснабжение корпуса № 2 на 1 трансформатор путем
секционирования ТП-3 и ТП-4.
6. Приобрести и установить автоматические выключатели осветительной
сети корпуса № 1.
7. Восстановить двойное остекление и уплотнение оконных проемов
корпуса № 1 (250 кв.м.).
Задачами исследования, проведенного в рамках данной выпускной
квалификационной работы являются:
38
1.
Произвести выбор метода решения оптимизационных задач,
подобрать оптимальные установки компенсации реактивной мощности при
помощи выбранного метода.
2.
Анализ
программы
по
энергосбережению
и
повышению
энергетической эффективности НПАО «Научприбор» на 2012-2016 годы,
разработанной по результатам энергетического обследования организацией
ООО «Инженерная компания «Орелэнергоаудит».
3.
Разработка технических предложений, направленных на повышение
эффективности использования распределительной сети предприятия.
4.
Анализ экономической эффективности внедрения предложенных
технических решений.
39
ГЛАВА 2. ВЫБОР МЕТОДА РЕШЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИОННЫХ ЗАДАЧ.
2.1 Основные понятия и определения оптимизации
Критерий оптимальности – это показатель, величина которого позволяет
оценить, насколько оптимальным является решение [8]. За критерий
оптимальности часто принимается экономический показатель, достигающийся
при минимальных затратах (финансовых, сырьевых, энергетических, трудовых)
и позволяющий реализовать поставленные задачи. Если величина затрат
является фиксированной или имеет ограничения, то экономический критерий
выражается в максимальном увеличении прибыли.
В электроэнергетике, зачастую применяются и другие критерии
оптимальности, применение тех или иных критериев напрямую зависит от
поставленной задачи. Примеры критериев оптимальности, применяемых в
электроэнергетике:
- надежность электроснабжения;
- качество электрической энергии;
-
минимальное
отрицательное
влияние
на
окружающую
среду
(экологический критерий).
Для решения любой оптимизационной задачи необходимо пошаговое
выполнение нескольких этапов:
- сбор исходной информации;
- математическое моделирование (описание поставленной задачи, при
помощи математических формул);
- выбор способа решения, который производится в зависимости от вида
полученной математической модели;
- решение математических вычислений, в основном производимое при
помощи ЭВМ;
- анализ результатов, полученных в ходе решения.
40
2.2 Основные понятия математического моделирования
Математическая модель – это описание оптимизационной задачи при
помощи математических операторов [8, 9]. Она включает в себя:
- целевую функцию;
- ограничения;
- граничные условия.
Целевая функция – это математическая запись критерия оптимальности.
Для решения оптимизационной задачи необходимо найти экстремум целевой
функции, например наименьшие затраты или наибольшая прибыль. Запись
целевой функции в общем виде имеет следующий вид:
Z ( x1, x2 ,...xn ) → extr
(2.1)
где x1, x2 ,...xn - переменные, значения которых необходимо вычислить в
ходе решения задачи;
n – общее число переменных.
Зависимость между переменными, входящими в состав целевой функции
(2.1) может быть как линейной, так и нелинейной.
Ограничения
представляют
собой
различные
технические,
экономические, экологические условия, учитываемые при решении задачи [8,
9]. Ограничения в математической интерпретации являются зависимостями
между переменными x1, x2 ,...xn , которые выражаются в форме неравенств или
равенств
f1 ( x1 , x2 ,...xn )  b1,
f 2 ( x1 , x2 ,...xn ) = b2 ,
.................................
f m ( x1 , x2 ,...xn )  bm .
(2.2)
Общее число ограничений равно m.
Граничные условия задают диапазон, в котором могут изменяться
искомые переменные
41
d i  xi  Di , i = 1,2,...n,
(2.3)
где di и Di - нижняя и верхняя граница диапазона соответственно;
хi – переменная.
2.3 Анализ и выбор методов решения оптимизационных задач
Для решения практически всех задач оптимизации используют методы
математического программирования. В основе всех методов лежит процесс
поиска экстремума значения целевой функции (2.1), при этом соотношения
между переменными, устанавливаются ограничениями (2.2), изменение
переменных при этом лежит в диапазоне граничных условий (2.3).
Математическое программирование, как правило, является многократным
повторением вычислительной процедуры, результат которого и является
оптимальным решением [9, 10].
Выбор
метода
оптимизационной
математического
задачи
программирования
обуславливается
видом
при
решении
зависимостей
в
математической модели, характеристиками искомых переменных, полнотой
исходных данных и количеством критериев оптимальности.
Общая характеристика методов решения задач нелинейного
программирования.
В некоторых случаях целевая функция (2.1) и ограничения (2.2)
нелинейны и для поиска точки экстремума очень сложно, либо невозможно
использовать аналитические методы решения. В таком случае, для решения
задач оптимизации используют методы нелинейного программирования [10, 11,
12, 13].
Данные методы могут быть охарактеризованы как многошаговые методы,
то есть методы с улучшением исходного решения на каждом последующем
шаге. Как правило, при применении данных методов невозможно заранее
нельзя спрогнозировать, какое количество шагов позволит найти оптимальное
значение с заданной степенью точности. В связи с этим, при нелинейном
42
программировании выбор величины шага является первостепенной задачей, от
его значения сильно зависит эффективность применения того или иного
метода.
Большое
нелинейного
количество
разнообразных
программирования
сводит
методов
цель
их
решения
решения
к
задач
поиску
оптимального решения за минимальное число шагов.
Практически все методы нелинейного программирования используют
принцип движения в n-мерном пространстве в направлении оптимального
значения. При этом осуществляется переход из некоторого первоначального
состояния Uk в следующее состояние Uk+1 путем изменения вектора Uk на
величину DUk, называемую шагом, т.е.
U k +1 = U k + DU k
(2.4)
В некоторых методах его величина и направление шага определяется
некоторой функцией состояния Uk
DU k = f (U k )
(2.5)
Подставив выражение 2.5 в формулу для вычисления последующего
состояния (2.4), можно сделать вывод о том, что новое состояние Uk+1 может
рассматриваться как функция исходного состояния Uk
U k +1 = U k + f (U k )
(2.6)
В некоторых методах величина шага обусловлена не только состоянием
первоначального состояния, но и рядом предшествующих состояний
DU k = f (U k ) ,U k −1.....,U k −2
(2.7)
U k +1 = U k + f (U k ) ,U k −1.....,U k −2
(2.8)
Алгоритмы поиска данного типа (2.8) являются более точными и могут
обеспечить более высокую сходимость к оптимальному значению, так как
обладают большим объемом информации о характере поведения оптимальной
функции.
В настоящее время разработано большое число разнообразных методов,
однако нельзя использовать во всех случаях только какой-то один. Выбор
43
метода производится исходя из сложности объекта и поставленной задачей
оптимизации.
Все методы решения задач нелинейного программирования (условной
многопараметрической оптимизации) можно условно разделить на следующие
группы:
- методы прямого поиска;
- градиентные методы;
- методы штрафных функций;
- методы полиномиальной аппроксимации.
2.3.1 Методы прямого поиска
Одними из методов решения задач нелинейного программирования
являются методы прямого поиска [8, 14].
При использовании данных методов ограничения учитываются в явном
виде. Необходимость доработки данных методов связана с тем, что часто
приходится сталкиваться со случаями, когда целевые функции не задаются в
явном виде. Эти методы основываются на интуитивных соображениях, не
подкреплены строгой теорией и, следовательно, не гарантируется их
сходимость. Несмотря на это, в силу своей простоты эти методы легко
реализовать.
Рассмотрим несколько методов прямого поиска [12, 13]:
- модифицированный метод Хука-Дживса;
- метод случайного поиска;
- метод покоординатного спуска.
2.3.1.1 Метод Хука-Дживса
Метод Хука-Дживса был разработан в 1961 г., но до сих пор довольно
часто используется и является весьма эффективным [12, 14]. Данный метод
характеризуется несложной структурой поиска, относительной простотой
вычислений и в связи с этим низкими требованиями к характеристикам ЭВМ.
44
Является одним из первых алгоритмов, в котором при определении нового
направления поиска используется информация, полученная на предыдущих
этапах решения. Метод Хука-Дживса является комбинацией исследующего
поиска с циклическим изменением переменных и ускоряющего решение поиска
по образцу.
Исследующий поиск. Для проведения исследующего поиска необходимо
знать величину шага, которая может отличаться на разных координатных
направлениях и изменяться в процессе решения. Начало для проведения
исследующего поиска принимается в некоторой исходной точке. Далее
выбирается пробная точка, и если значение целевой функции в данной точке не
превышает значение в исходной точке, то шаг поиска принимается как
успешный. Если же этого не произошло, то необходимо вернуться в
предыдущую точку и сделать шаг в противоположном направлении, а затем
проверить значение целевой функции снова. После проведения поиска на всех
n- координатах исследующий поиск считается завершенным. Полученную в
результате точку принимают базовой точкой.
Поиск по образцу. Поиск по образцу основан на выполнении
единственного шага из полученной базовой точки вдоль прямой, соединяющей
эту точку с предыдущей базовой точкой. Новая точка образца находится по
формуле [12, 13]:
Xp(k+1) = X(k) + (X(k) - X(k-1))
(2.9)
Когда поиск по образцу не приводит к уменьшению целевой функции,
точка Xp(k+1) берется как временная базовая точка и повторно выполняется
исследующий поиск. Если результатом повторного поиска является точка с
значением целевой функции меньше чем она была в точке X(k), то данная точка
рассматривается как новая базовая точка X(k+1). Иначе необходимо вернуться в
точку X(k) и выполнить исследующий поиск для выявления нового направления
снижения целевой функции. В случае когда поиск не приносит необходимомго
результата, прибегают к уменьшению величины шага, при помощи введения
множителя и поиск продолжается. Поиск завершается, когда величина шага
45
становится достаточно малой. Точки, получаемые в процессе вычислений по
данному методу:
X(k) - текущая базовая точка,
X(k-1) - предыдущая базовая точка,
Xp(k+1) - точка, построенная при движении по образцу,
X(k+1) - следующая (новая) базовая точка.
Данная последовательность точек характеризует алгоритм поиска по
методу Хука-Дживса.
2.3.1.2 Методы случайного поиска
Наиболее
простым
случаем
случайного
поиска
является
прямая
выборочная процедура, заключающаяся в переборе при помощи ЭВМ
последовательности точек с координатами [9, 11].
xi = xiL + ri  (xiU - xiL), i=1,2,...,N
(2.10)
где ri - случайная величина, равномерно распределенная на интервале.
После проверки каждой точки на ее соответствие ограничениям,
определяется
значение
целевой
функции,
которое
последовательно
сравнивается с наилучшим имеющимся значением. Если текущая точка имеет
более оптимальное значение, то она запоминается, в противном случае отбрасывается. Процесс подбора останавливается после заданного числа точек
N или по окончанию времени выполнения программы.
Значительно увеличить эффективность метода случайного поиска можно
группировкой выборок в серии. В этом случае самая оптимальная точка в
каждой серии используется как начальная точка следующей серии, точки
которой уже выбираются из интервала меньшей величины. Данная процедура
получила название выборки со сжатием пространства поиска.
2.3.1.3 Метод покоординатного спуска
Для понимая алгоритма данного метода рассмотрим функцию двух
переменных, уровни которой представлены на рисунке 2.1, а минимальная
46
точка имеет координаты (x1*,x2*). Простейшим методом поиска для данного
случая является метод покоординатного спуска [10, 11]. Из точки А выполним
поиск минимума вдоль направления оси х1 и, таким образом, находим точку В,
в которой касательная к линии постоянного уровня параллельна оси х 1. Далее
аналогично выполняем поиск из точки В в направлении оси х2, получаем точку
С, производя поиск параллельно оси х2, получаем точку D, и т.д. Таким
образом, мы находим оптимальную точку.
Рисунок 2.1. Метод покоординатного спуска
Данный метод эффективен в случае единственного минимума функции,
однако
его
использование
требует
большого
количества
времени
на
выполнение. Поэтому были разработаны более сложные методы, которые
используют большее количество информации, основываясь на уже полученных
значениях функции.
2.3.2 Градиентные методы
Данные методы решения нелинейных оптимизационных задач основаны
на понятии градиента функции [10, 12, 14].
Градиентом функции
Z ( x1 , x2 ,...xn )
gradZ =
называется вектор
Z
Z
Z
i +
j + ... +
k,
x1
x2
xn
где i , j ,...k - единичные вектора (орты).
47
(2.11)
Величина этого вектора определяется по выражению
2
2
2
 Z 
 Z   Z 
gradZ = 
+
+
...
+

 .
 

 x1   x2 
 xn 
(2.12)
Из (2.11) и (2.12) видно, что функция, градиент которой определяется,
должна быть дифференцируемой по всем n переменным.
Физический смысл градиента функции заключается в демонстрации
направления (2.11) и скорости (2.12) максимального изменения функции в
рассматриваемой точке. Если в некоторой точке
gradZ = 0
, функция не
изменяется (не возрастает и не убывает), то данная точка соответствует
экстремуму функции.
2.3.2.1 Градиентный метод с постоянным шагом
Рассмотрим градиентный метод решения нелинейных оптимизационных
задач [8, 11, 14] для случая нахождения абсолютного минимума функции двух
переменных
Z ( x1 , x2 )
(рисунок 2.2). Этот минимум соответствует точке с
координатами х10 и х20.
Рисунок 2.2. Иллюстрация градиентного метода с постоянным шагом  = 1.
Граничные условия (2.3), в основном на практике принимают только
положительные или нулевые значения, следовательно область  допустимых
значений переменных будет находиться в первом квадранте системы координат
х1 и х2. В данной области выберем произвольное исходное (нулевое)
приближение – точку с координатами х10, х20. Значение целевой функции для
48
этой точки составляет Z0. В соответствии с выражением (2.12) вычислим в этой
точке величину градиента функции Z.
Вычислим шаг единичной длины (  = 1) в направлении убывания
функции Z. В результате выполнения данного шага получим первое
приближение – точку (х11, х21). Значение целевой функции в этой точке равно
Z1.
Далее данная процедура повторяется: последовательно получаем 2-е, 3-е
и 4-е приближения – точки (х12, х22); (х13, х23) и (х14, х24). Значения целевой
функции в этих точках соответственно Z2, Z3 и Z4.
На рисунке 2.2 видно, что в результате вычислений осуществляется
"спуск" к минимуму функции Z. Вычисления необходимо завершить, когда
относительное изменение целевой функции на предыдущем (i) и последующем
(i+1) шагах оказывается меньше заданной точности вычислений  :
( Zi − Zi+1 )   .
Zi
Метод,
использующий
данный
(2.13)
алгоритм
вычислений
называется
градиентным методом с постоянным шагом. В этом методе все шаги имееют
одинаковую длину  = 1. Метод является достаточно простым, однако имеется
большая вероятность зацикливания процесса вычислений в окрестности
минимума функции Z. Так, например, на рисунке 2.2 вычислительный процесс
зациклится между точками (х13, х23) и (х14, х24). В таком случае за искомое
решение необходимо принять одну из этих точек.
При выборе шага меньшей длины, возможно получение более точного
результата, но при этом объем вычислений (количество шагов) увеличится.
Таким образом, точность и объем вычислений в градиентном методе с
постоянным шагом определяются величиной выбранного шага.
49
2.3.2.2 Метод скорейшего спуска
Исходя из заключений сделанных в прошлом пункте, можно сделать
вывод о том, что увеличение длины шага ведет к уменьшению объема
вычислений (количества шагов), но при этом снижается точность определения
минимума целевой функции. И в обратном случае, при уменьшении длины
шага точность увеличивается, однако объем вычислений (количество шагов)
возрастает.
Следовательно, вопрос выбора рациональной длины шага в градиентных
методах является своего рода еще одной оптимизационной задачей. Один из
способов определения оптимальной длины шага опт приведен на рисунке 2.3 и
носит название метода скорейшего спуска [8, 14].
(а)
(б)
Рисунок 2.3. Иллюстрация метода скорейшего спуска (а) и параболическая
аппроксимация целевой функции для выбора оптимального шага (б).
В
методе
наискорейшего
спуска
рекомендуется
использовать
рассмотренное свойство направления градиента. Поэтому, при нахождении в
точке хi на некотором шаге процесса оптимизации, поиск экстремума функции
осуществляется
вдоль
направления
-
( ).
f x j
Данный
метод
является
итерационным. На шаге i точка минимума аппроксимируется точкой х i.
Следующей аппроксимацией является точка
xi +1 = xi − if ( xi ) ,
50
(2.14)
где λi - значение λ, минимизирующее функцию.
 ( i ) = f  xi − f ( xi )
(2.15)
Значение λi находится при помощи одного из методов одномерного
поиска (например, методом квадратичной интерполяции).
При использовании данного метода, по сравнению с градиентным
методом с постоянным шагом, уменьшается количество шагов, увеличивается
точность получаемого результата, меньше вероятность зацикливания процесса,
однако объем вычислений на одном шаге больше.
2.3.3 Метод штрафных функций
Рассмотрим
задачу
поиска
локального
минимума
критерия
оптимальности W в области, которая ограниченна системой неравенств.
Обобщенный критерий оптимальности по методу штрафных функций
определяется с помощью непрерывной функции [10, 12]
 li ( x ) + li ( x ) 
Q( x) =  

2
i =1 


m
2
(2.16)
Обобщенным критерием оптимальности по методу штрафных функций,
является выражение
T=W+RQ(x)
(2.17)
где R - некоторое положительное число, называемое коэффициентом
штрафа.
Рассматривается
некая
неограниченная,
постоянно
возрастающая
последовательность {Rk}, k=1,2,... положительных чисел. Для первого элемента
этой последовательности при помощи метода покоординатного спуска
вычисляется локальный минимум функции T (b*,R1).
Вектор (b*,R1) используется в качестве начального приближения при
решении задачи поиска минимума функции T где R2>R1 и т.д. Таким образом,
последовательно решается задача минимизации функций T(b*,Rk), k=1,2 ...,
причем
результат
предыдущей
оптимизации
51
используется
в
качестве
начального приближения для поиска последующей. Блок-схема данного метода
приведена на рисунке 2.4.
Рисунок 2.4. Блок-схема метода штрафных функций.
2.3.4 Метод полиномиальной аппроксимации
Согласно теореме Вейерштрасса, при помощи полинома достаточно
высокого порядка можно аппроксимировать непрерывную функцию в
некотором интервале [13].
В некоторой области значений в определенных точках находятся
значения функции для аппроксимации функции обычным полиномом. Затем
положение минимума функции аппроксимируется пр помощи положения
минимума полинома, так как последний вычислитель проще.
Функция, принимающая минимальное значение во внутренней точке
интервала, должна быть по крайней мере квадратичной.
52
Если
целевая
функция
W(x)
в
точках
x 1,
x2,
принимает
x3
соответствующие значения W1, W2, W3, то можно определить коэффициенты a0,
a1, a2 таким образом, что значения квадратичной функции
q(x) = a0 + a1(x - x1) + a2(x - x1)(x - x2)
(2.18)
совпадут со значением W(x) в трех указанных точках. Вычислим q(x) в
трех указанных точках (таблица 2.1).
Таблица 2.1
Вычисление значений
W1 = W ( x1 ) = q ( x1 ) = a0
a0 = W1
W2 = W ( x2 ) = q ( x2 ) = W1 + a1 ( x2 − x1 )
W3 = q ( x3 ) = W1 +
a1 =
(W2 − W1 ) ( x3 − x1 ) +
x2 − x1
a2 =
+ a2 ( x3 − x1 )( x3 − x2 )
1
x3 − x2
dq
=0
dx
x* =
W2 − W
x2 − x1
 W − W1 W2 − W1 
 3
−

x
−
x
x2 − x1 
 3 1
x2 + x1 a1
−
2
2a2
2.4 Расчет оптимальной мощности установки компенсации реактивной
мощности
Определить необходимую суммарную мощность компенсирующих
устройств,
необходимую
для
правильного
функционирования
системы
электроснабжения (СЭС), возможно из уравнения баланса реактивной
мощности (2.19). Выбранную мощность необходимо разместить в узлах
электрической сети так, чтобы затраты были минимальными.
QГ = QH +QCH + Q = QП , [квар]
где
 QГ
(2.19)
- суммарная реактивная мощность, генерируемая в СЭС,
включая реактивную мощность, поступающую из соседних СЭС;
53
QН
- суммарная реактивная мощность потребителей СЭС, включая
реактивную мощность, отдавая в соседние СЭС;
 QCH
-
суммарная
реактивная
мощность
собственных
нужд
электростанций;
Q - суммарные потери реактивной мощности;
QП
- суммарное потребление реактивной мощности в ЭЭС.
Рассмотрим простейшую схему существующей сети (рисунок 2.5). От
источника питания с напряжением U через сопротивление сети R получает
питание нагрузка, полная мощность которой равна S=P+jQ [15]. На шинах
нагрузки установлено устройство компенсации реактивной мощности Qк.
Рисунок 2.5. Простейшая схема компенсации реактивной мощности
Потери активной мощности в линии при отсутствии у потребителя
компенсирующего устройства ( Qk = 0 ) составляют
(P
P =
2
)
+ Q2 R
U2
, [кВт]
(2.20)
При установке у потребителя компенсирующего устройства ( Qk  0 ) эти
потери уменьшатся за счет компенсации до величины
P
(
P =
2
)
+ ( Q − Qk ) R
2
U2
, [кВт]
(2.21)
Как мы видим, компенсация реактивной мощности позволяет уменьшить
потери активной мощности в схеме электроснабжения и, следовательно,
улучшить технико-экономические показатели.
54
Оценим снижение затрат на эксплуатацию сети, после внедрения
компенсирующих устройств.
Суммарные затраты на передачу мощности к нагрузке при установке КУ
можно выразить следующим образом:
З = ЗК + со Р = зкQK
(P
+c
о
2
)
+ ( Q − QK ) R
2
U2
,
[тыс. руб.]
(2.22)
где ЗК – затраты на установку компенсирующих устройств;
соΔР – затраты на покрытие потерь активной мощности в сети;
со – стоимость единицы потерянной активной мощности;
зк – удельные затраты на компенсирующие устройства.
Для определения минимума функции З приравняем к нулю ее
производную от переменной QK:
2 ( Q − QK ) Rco
dЗ
= зк −
= 0.
dQK
U2
(2.23)
Из (2.23) можно определить экономически целесообразную величину
реактивной мощности, передача которой от источника к потребителю повлечет
за собой минимум затрат З
зКU 2
QЭ = Q − QK =
, [квар]
2 Rco
(2.24)
Исходя из выражения 2.24, можно сделать вывод о том, что величина QЭ
не зависит от активной мощности Р, а зависит лишь от соотношения
стоимостных показателей зк и параметров сети (U и R), по которой передается
мощность.
Вопрос о размещении компенсирующих устройств в реальных условиях
представляет
собой
сложную
оптимизационную
задачу.
Сложность
заключается в том, что система электроснабжения может состоять из
множества подсистем. Рассматривать отдельно каждую подсистему нельзя,
поскольку свойства больших систем определяются характером взаимосвязей
отдельных подсистем.
55
При анализе подобных СЭС используется системный подход, при
котором анализ большой системы выполняется путем разделения ее на
подсистемы, непосредственно не связанные между собой, но влияющие друг на
друга через систему более высокого уровня [15, 16, 17].
Применительно
к
рассматриваемому
вопросу
можно
представить
электрическую сеть в виде нескольких уровней (рисунок 2.6). Верхний уровень
– это электрическая сеть высокого напряжения (110 кВ и выше). Она
описывается полной схемой замещения, на рисунке показана условно(ЭС1).
Располагаемая реактивная мощность (Qр1) складывается из мощности,
генерируемой электростанцией QЭС, компенсирующими устройствами QК, ЛЭП
QС, а также реактивными мощностями, обусловленными связями с соседними
системами ЭС2 и ЭС3 (Q12, Q21, Q13, Q31).
Рисунок 2.6. Схема размещения КУ в электрической сети.
Второй уровень состоит из множества (n) распределительных сетей
напряжением 35 кВ, они в свою очередь, присоединены к n узлам сети верхнего
уровня, при помощи трансформаторов Т. Эти местные распределительные сети
напрямую между собой не связаны между собой, и оказывают влияние друг на
56
друга через сеть верхнего уровня. Все устройства, генерирующие реактивную
мощность, такие как синхронные генераторы, компенсаторы и двигатели, в
каждой подсистеме представлены одной эквивалентной синхронной машиной
G. От сетей второго уровня через распределительные трансформаторы Т1
питаются низковольтные конечные потребители с мощностью P+jQ.
Компенсирующие устройства могут устанавливаться как на шинах
высокого (jQкв) и низкого (jQкс) напряжения трансформаторов Т, а также на
шинах 0,4 кВ распределительных трансформаторов Т1 и в самой сети 0,4 кВ
(jQкн). Значение мощностей этих компенсирующих устройств и предстоит
определить.
В
общем
виде
задачу
оптимизации
размещения
КУ
можно
сформулировать следующим образом: определить реактивные мощности
имеющихся в узлах 6…35 кВ синхронных машин G, мощности КУ в сетях всех
напряжений Qкв, Qкс, Qкн, а также значения реактивных мощностей Qэi (i=1, 2,
…n), передаваемых в сети потребителей, при которых обеспечивается минимум
суммарных затрат.
Расчеты компенсации реактивной мощности для сетей всех видов
выполняются как на этапе проектирования, так при их эксплуатации. Так при
проектировании необходимо определить мощности КУ и наиболее подходящий
вариант
их
размещения.
В
условиях
эксплуатации
решаются
задачи
определения оптимальных режимов работы имеющихся КУ в течение суток.
Критериями оптимальности в этом случае будут минимальные потери
мощности и энергии, а также контроль допустимых значений отклонения
параметров сети.
При
проектировании
оптимизируют
затраты
на
схемы
электроснабжения,
реализацию
и
дальнейшую
как
правило,
эксплуатацию
проектируемой сети. Снижение затрат при установке компенсирующих
устройств достигается по причинам:
57
- из-за потерь мощности в распределительных сетях необходимо
увеличение генерируемой мощности, а, следовательно, увеличение затрат на
генерацию;
- генерация недополученной реактивной мощности на обходится в
среднем в 3 раза дороже, чем ее потребление.
Однако
установка
компенсирующих
устройств
также
требует
дополнительных затрат.
Для определения минимума суммарных затрат возникает необходимость
в постановке задачи оптимизации мощности компенсирующих устройств.
Такая задача относится к задаче безусловной оптимизации и может быть
решена, например, градиентными методами.
Рассмотрим такую задачу для магистральной схемы электроснабжения
(рисунок 2.7). Необходимо определить мощности компенсирующих устройств
QК1 и QК2 в узлах 1 и 2 исходя из условий оптимальности затрат на их установку
и достаточной компенсации потерь активной энергии в системе.
Рисунок 2.7. Схема электроснабжения.
Исходные данные:
- напряжение схемы U;
- сопротивления линий R1 и R2;
- реактивные нагрузки узлов 1 и 2 Q1 и Q2;
- удельные затраты на установку компенсирующих устройств zo;
- удельные затраты на покрытие потерь активной мощности со.
Целевая функция, представляющая собой суммарные затраты на
установку компенсирующих устройств и покрытие потерь активной мощности
в схеме, имеет следующий вид
58
Z = z0 ( Qk1 + Qk 2 ) + a1 ( Q1 + Q2 − Qk1 − Qk 2 ) + a2 ( Q2 − Qk 2 ) → min, (2.25)
2
2
где а1 = R1∙co∙10-3/U2=0,0006;
а2=R2∙co∙10-3/U2=0,0004.
Введение числового коэффициента 10-3 необходимо для приведения всех
составляющих целевой функции к одной размерности (у.е.).
Целевая функция Z имеет единственную точку минимума, при которой
суммарные
затраты
на
установку
компенсирующих
устройств
будут
наименьшими и в то же время будет осуществлено покрытие потерь активной
мощности в схеме. В случае единственного минимума функции наиболее
эффективным и простым в реализации является метод покоординатного спуска,
следовательно, выберем его для решения поставленной задачи.
Определим частные производные целевой функции Z по переменным Q 1
и Q2:
Z
= z0 − 2a1 ( Q1 + Q2 − Qk1 − Qk 2 ) ,
Qk1
Z
= z0 − 2a1 ( Q1 + Q2 − Qk1 − Qk 2 ) − 2a2 ( Q2 − Qk 2 ) .
Qk 2
(2.26)
Примем исходное приближение:
Qk10 = 0,
Qk 20 = 0.
(2.27)
Для этих значений вычислим значения целевой функции и ее частных
производных.
Примем, что в направлении переменной Qk2 целевая функция Z убывает
сильнее, чем в направлении переменной Qk1, т.е.
Z
Z

.
Qk 2
Qk1
В направлении переменной Qk2 и начнем спуск.
59
(2.28)
Примем величину шага  =100 квар. Первое приближение (первый шаг)
будет Qk11 = 0, Qk21 = 100 квар. Рассчитываем значение целевой функции в
данной точке (Z1).
Второй шаг: Qk12 = 0, Qk22 = 100 квар. Рассчитываем значение целевой
функции (Z2).
Спуск по координате Qk2 продолжаем пока условие Zn<Zn-1 не станет
верным. Как только Zn становится больше предыдущего значения Zn-1, спуск
координате Qk2 прекращаем и возвращаемся к значениям переменных Qk1n-1 и
Qk2n-1, полученным на n-1 шаге.
Выполним новый шаг в направлении другой переменной Qk1. Находится
новое значение целевой функции Z. Спуск по этой переменной продолжается
так же, как и в направлении Qk2 – до тех пор, пока условие Zm<Zm-1 не
выполнится.
Точка
с
полученными
координатами
Qk1m-1,
Qk2n-1
находится
в
окрестности минимума целевой функции Z. При принятой длине шага  = 100
квар более точное решение получено быть не может. Для получения более
точного решения необходимо уменьшить шаг и продолжить спуск. Чем меньше
шаг, тем точнее будет результат.
Используя программу Mathcad, при принятой длине шага равной 5 квар,
было вычислено, что экономически целесообразным будет применение в
системе электроснабжения НПАО «Научприбор» четырех автоматических
установок компенсации реактивной мощности номиналом 200 квар, имеющих
восемь ступеней регулирования по 25 квар.
60
ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ,
НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ ПРЕДПРИЯТИЯ.
3.1 Оценка эффективности программы по энергосбережению НПАО
«Научприбор».
По результатам добровольного энергетического обследования ООО
«Инженерная
компания
«Орелэнергоаудит»
разработала
программу
по
энергосбережению и повышению энергетической эффективности НПАО
«Научприбор» на 2012-2016 годы [3].
Цели и задачи Программы
Основной целью программы является создание организационных,
технических и экономических условий для совершенствования системы
обеспечения
необходимыми
необоснованных
расходов
энергетическими
на
содержание
ресурсами
НПАО
и
снижение
«Научприбор»
при
обеспечении комфортных условий пребывания в нем сотрудников и
посетителей.
Следствием достижения основной цели должно стать [3]:
1.
Повышение безопасности, надежности и качества обеспечения
энергетическими ресурсами.
2.
Рост
энергетической
эффективности
оказываемых
услуг
и
процессов эксплуатации помещений и оборудования.
3.
Сокращение затрат на оплату каждого вида потребляемых
энергетических ресурсов и достижение реальной экономии за период 2012-2016
годов в натуральном выражении в объеме не менее 15% от уровня 2011 года.
Основными задачами Программы являются:
1.
Полная оценка потенциала экономии электрической энергии,
осуществление мер регулярного оперативного контроля.
2.
Контроль выполнения обязательных требований федеральных,
областных и муниципальных нормативных правовых актов, установленного
61
порядка организации, стимулирования и ответственности за результаты
энергосбережения и повышения энергетической эффективности.
3.
Снижение потерь за счет использования оптимальных режимов
потребления,
применения
оборудования
и
приборов
с
экономичным
энергопотреблением, эффективных и оперативных средств и методов учета,
контроля и регулирования энергопотребления, улучшения теплофизических
характеристик при капитальном и текущем ремонте зданий и помещений,
обустройстве и реконструкции инженерных коммуникаций.
4.
Рост числа случаев использования материалов и устройств,
имеющих высокий класс энергетической эффективности, использующих в
качестве
источников
энергии
вторичные
энергетические
ресурсы
и
возобновляемые источники энергии.
5.
Распространение среди сотрудников предприятия знаний, навыков
и культуры рационального использования электроэнергии, тепла, горячей и
холодной воды на работе и в быту, доведение до них сведений о наиболее
экономичных и технически проработанных технологиях, изделиях и приборах,
и режимах их применения.
6.
Увеличение объема внебюджетных средств, используемых на
финансирование
мероприятий
по
энергосбережению
и
повышению
энергетической эффективности.
Таблица 3.1
Целевые показатели энергосбережения
Наименование показателя
Значение показателя по годам
реализации Программы
2012г. 2013г. 2014г. 2015г. 2016г.
кВт∙ч 1003600 973492 943384 913276 883168 853060
Ед.
изм.
2011г.
(факт)
Расход электрической энергии
Экономия электрической
энергии (по отношению к
%
3%
6%
9%
12%
15%
фактическому значению за 2011
г.)
Удельный расход электрической
кВт∙ч /
энергии (в расчете на 1 человека
4480,4 4345,9 4211,5 4077,1 3942,7 3808,3
чел.
персонала)
62
Продолжение таблицы 3.1
Удельный расход электрической
энергии, расчеты за которую
осуществляются с
кВт∙ч /
4480,4 4345,9 4211,5 4077,1 3942,7 3808,3
использованием приборов учета чел.
(в расчете на 1 человека
персонала)
Доля объемов потребляемой
электрической энергии, расчеты
за которую осуществляются с
%
100
100
100
100
100
100
использованием приборов учета,
в общем объеме потребляемой
электрической энергии
Механизм реализации программы включает [3]:
1.
Выполнение программных мероприятий за счет всех источников
финансирования.
2.
Мониторинг хода реализации Программы, осуществление мер
оперативного
воздействия
для
достижения
обозначенных
ожидаемых
результатов.
3.
Коллегиальное обсуждение достигнутых результатов и внесение
изменений в Программу, исходя из внешних и внутренних факторов развития
ситуации с энергосбережением и повышением энергетической эффективности в
НПАО «Научприбор».
4.
Формирование ежегодной отчетности по реализации Программы.
Программа реализуется посредством проведения мероприятий по
направлениям (разделам):
- Общие мероприятия организационного, технического, правового и
информационного обеспечения.
- Сбережение и эффективное использование электрической энергии.
Реализация первого направления (раздела) носит опережающий характер
по отношению к другим направлениям (разделам).
Формирование перечня и определение последовательности мероприятий
по каждому направлению (разделу) производится с учетом их ранжирования и
63
временной оптимизации в зависимости от их актуальности, стоимости, наличия
ресурсного обеспечения и размера реальной экономии.
5.
объекты
Мероприятия отражают перспективные для НПАО «Научприбор»
повышения
эффективности
использования
и
сбережения
энергоресурсов, предусматривают четкий взаимосвязанный алгоритм действий
с ясным прогнозируемым результатом, соответствуют федеральным и
областным законодательным актам, и ведомственным нормативно-правовым
документам, скоординированы с ранее принятыми целевыми программами и
решениями.
Перечень планируемых мероприятий по энергосбережению и повышению
эффективности системы электроснабжения, а также затраты на их реализацию
приведены в таблице 3.2. В таблице 3.3 приведены ожидаемые результаты при
выполнении всех мероприятий в соответствии с планом [3].
Таблица 3.2
Мероприятия по энергосбережению и повышению эффективности системы
электроснабжения
Затраты по годам реализации
программы
Всего
затрат,
Наименование мероприятия
тыс.
2012 2013 2014 2015 2016
руб.
Общие мероприятия организационного, технического, правового и информационного
обеспечения
Инструктаж персонала по простейшим методам
энергосбережения и повышения энергетической
0
0
0
0
0
0
эффективности
Установка средств наглядной агитации
1,200 1,200 1,200 1,200 1,200 6,000
Обучение (повышение квалификации) и
информационное обеспечение руководителей и
0
5,000
0
0
5,000 10,000
инженерно-технических служб, ответственных за
энергосбережение.
Соблюдение норм освещенности и
температурного режима в помещениях,
регулярный контроль состояния электрической
0
5,000 5,000 5,000 5,000 20,000
проводки, трубопроводов, распределительного и
потребляющего оборудования и осуществление
профилактических мероприятий.
Утверждение форм и порядка морального и
0
5,000 5,000 5,000 5,000 20,000
материального стимулирования персонала.
64
Продолжение таблицы 3.2
Анализ договорных отношений. Приведение
режимов энергопотребления и работы
оборудования в соответствие с наиболее
выгодными тарифными условиями. Разработка и
применение руководств по эксплуатации, управлению и обслуживанию систем энергоснабжения.
Проведение энергетического обследования и
составление энергетического паспорта
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
100,00
100,000
Сбережение и эффективное использование электрической энергии
Контроль качества электрической энергии
посредством регулярных замеров параметров
внутренних электрических сетей и вводов.
Приобрести и внедрить высокотемпературную
печь 18 кВт вместо существующей 50 кВт
Перевести электроснабжение корпуса №2 на 1
трансформатор путем секционирования ТП-4 и
ТП-3
Приобрести и внедрить фильтровентиляционный
агрегат на сварочном участке МОП
Приобрести и установить автоматические
выключатели осветительной сети корпуса №1
Выведение из работы отдельного фидера 315 кВ·А
5
5
5
5
5
25,0
0
65
0
0
0
65
0
0
73
0
0
73
0
55
55
0
0
110
0
5
0
0
0
5
0
0
0
0
0
0
Таблица 3.3
Ожидаемые результаты от внедрения мероприятий по энергосбережению и
повышению эффективности системы электроснабжения
Экономия энергетических ресурсов
Наименование
в стоимостном выражении,
в натуральном выражении
мероприятия
тыс. руб.
2012 2013 2014 2015 2016 2012 2013 2014 2015 2016
Организационно-технические мероприятия
Инструктаж персонала по
простейшим методам
энергосбережения и
повышения
энергетической
эффективности
Установка средств
наглядной агитации
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Обучение (повышение
квалификации) и
информационное
обеспечение
руководителей и
инженерно-технических
служб, ответственных за
энергосбережение
65
Продолжение таблицы 3.3
Соблюдение норм
освещенности и температурного режима в
помещениях, регулярный
контроль состояния
электрической проводки,
трубопроводов,
распределительного и
потребляющего
оборудования и
осуществление
профилактических
мероприятий
Утверждение форм и
порядка морального и
материального
стимулирования персонала
Анализ договорных
отношений. Приведение
режимов
энергопотребления и
работы оборудования в
соответствие с наиболее
выгодными тарифными
условиями. Разработка и
применение руководств по
эксплуатации, управлению
и обслуживанию систем
энергоснабжения
Проведение
энергетического
обследования и
составление
энергетического паспорта.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Электрическая энергия (кВт∙ч)
Контроль качества
электрической энергии
посредством регулярных
замеров параметров
внутренних электрических
сетей и вводов
Приобрести и внедрить
высокотемпературную
печь 18 кВт вместо
существующей 50 кВт
Перевести
электроснабжение корпуса
№2 на 1 трансформатор
путем секционирования
ТП-4 и ТП-3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
13080 13080 13080
0
21600 21600
66
39,240 39,240 39,240
0
64,800 64,800
Продолжение таблицы 3.3
Наименование
мероприятия
Приобрести и внедрить
фильтровентиляционный
агрегат на сварочном
участке МОП
Приобрести и установить
автоматические
выключатели
осветительной сети
корпуса №1
Выведение из работы
отдельного
фидера 315 кВ·А
ВСЕГО:
Экономия энергетических ресурсов
в стоимостном выражении,
в натуральном выражении
тыс.руб.
2012 2013 2014 2015 2016 2012 2013 2014 2015 2016
0
0
7680 15360 15360
0
0
23,04 46,08 46,08
0
1960 1960 1960 1960
0
5,94
0
5164 5164 5164 5164
0
15,552 15,552 15,552 15,552
0
7124 27884 57164 57164
0
21,492 83,772 171,61 171,61
5,94
5,94
5,94
Объем и источники финансирования программы
Объем финансирования программы составляет 575,50 тыс. рублей.
Программа
предусматривает
следующие
объемы
финансирования,
приведенные в таблице 3.4.
Таблица 3.4
Объем финансирования программы
Год
2012
2013
2014
2015
2016
Итого:
Бюджетные Внебюджетные
Всего, тыс. руб. средства, тыс. средства, тыс.
руб.
руб.
6,20
0
6,20
256,45
0
256,45
175,45
0
175,45
16,2
0
16,2
121,2
0
121,2
575,50
0
575,50
Источниками финансирования программных мероприятий являются:
целевые
средства,
мероприятий
по
выделяемые
НПАО
энергосбережению
«Научприбор»
и
эффективности, в объеме 575,50 тыс. рублей.
67
повышению
на
проведение
энергетической
Объем финансирования программы корректируется ежегодно после
заключения
соглашений
исполнителями
на
реализацию
инвестиционных
мероприятий
проектов,
программы
энергосервисных
с
договоров
(контрактов), а также утверждения бюджета организации на очередной
финансовый год и на плановый период.
Система управления и контроля выполнения программы включает:
- формирование в НПАО «Научприбор» совета по энергосбережению и
повышению энергетической эффективности;
- утверждение в НПАО «Научприбор» лица, персонально ответственного
за
проведение
мероприятий
по
энергосбережению
и
повышению
энергетической эффективности; учет и контроль всех поступающих и
потребляемых энергоресурсов;
- неукоснительное соблюдение требований и условий нормативных
правовых актов федерального, регионального и муниципального уровней,
относящихся к НПАО «Научприбор»;
- стимулирование энергосбережения и повышения энергетической
эффективности и лиц, осуществляющих такую деятельность, включая
материальное и моральное поощрение, административное воздействие;
- взаимодействие с предприятиями и организациями, поставляющими
энергетические ресурсы, выпускающими продукцию или оказывающими
услуги в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности,
являющихся исполнителями энергосервисных договоров (контрактов), на
основе взаимной ответственности, прозрачности и долгосрочности отношений;
- установление лимитов и норм энергопотребления на отдельные виды
внутри
НПАО
«Научприбор»,
применение
методов
пропаганды
и
популяризации энергосбережения среди персонала;
- обучение, профессиональную подготовку, переподготовку и повышение
квалификации собственного и привлекаемого персонала.
Оперативный контроль выполнения Программы осуществляет лицо,
ответственное за проведение мероприятий по энергосбережению и повышению
68
энергетической эффективности в НПАО «Научприбор» и назначаемое из числа
его сотрудников:
- организует сбор и систематизацию информации о реализации
мероприятий; проводит мониторинг результатов реализации мероприятий в
разрезе источников финансирования и показателей эффективности программы;
-
представляет
сведения
о
результатах
реализации мероприятий
исполнительному директору.
Общий и финансовый контроль выполнения программы осуществляет
исполнительный директор:
- анализирует результаты и представляет в вышестоящий орган отчет о
реализации программных мероприятий в установленном порядке;
-
представляет
распорядителю
бюджетных
средств
отчет
об
использовании бюджетных средств в установленном порядке;
- организует коллегиальное обсуждение результатов реализации и работу
совета
НПАО
«Научприбор»
по
энергосбережению
и
повышению
энергетической эффективности.
На период окончания программы, фактически были достигнуты
показатели экономии электрической энергии в размере 30% от планируемых, в
связи с неполным ее выполнением, а также недостаточности запланированных
мероприятий.
В 2016 году в полном объеме были выполнены следующие мероприятия:
- инструктаж персонала по простейшим методам энергосбережения и
повышения энергетической эффективности;
- установка средств наглядной агитации;
- обучение (повышение квалификации) и информационное обеспечение
руководителей
и
инженерно-технических
служб,
ответственных
за
энергосбережение;
- приобретение и внедрение высокотемпературной печи 18 кВт вместо
существующей 50 кВт;
69
- приобретение и внедрение фильтровентиляционного агрегата на
сварочном участке МОП.
В рамках данной выпускной-квалификационной работы предлагается
проведение
модернизации
схемы
электроснабжения
предприятия
в
соответствии с рассмотренной программой, а именно выведение из работы
отдельного фидера 315 кВ·А, перевод электроснабжения корпуса №2 на 1
трансформатор
путем
секционирования
ТП-3
и
ТП-4.
Дополнительно
предлагается внедрение следующих технических решений:
1.
Для
предлагается
компенсации
внедрение
реактивной
четырех
мощности
установок
на
предприятии
компенсации
реактивной
мощности, по одной на каждой секции шин 0,4кВ в трансформаторных
подстанциях ТП-1, ТП-3, ТП-4, ТП-5 (ТП-2 - выводимый из работы
трансформатор мощностью 315 кВ·А). Мощность данных установок была
выбрана методом покоординатного спуска во второй главе (см. пункт 2.4), и
равна 200 квар.
2.
Добавление автоматического ввода резерва на низкой стороне
трансформаторных
подстанций
ТП-3
и
ТП-4,
с
изменением
схемы
электроснабжения «два в два» на «два в один», т.е. один трансформатор будет
питать обе секции шин, а второй будет выведен в резерв.
3.
Для
минимизации
потребления
электрической
энергии,
затрачиваемой на освещение корпусов и территории предприятия, предлагается
внедрение автоматического управления включением/отключением освещения с
различным управляющим органом, в зависимости от места установки.
3.2
Разработка
модернизированной
схемы
электроснабжения
предприятия, выбор оборудования для реализации предлагаемых технических
решений.
3.2.1 Выбор оборудования установок компенсации реактивной мощности.
В пункте 2.4 при помощи метода покоординатного спуска была
подобрана оптимальная мощность конденсаторных установок.
70
В
конденсаторных
установках
предлагается
использование
низковольтных трехфазных конденсаторов фирмы RTR Energia, регуляторов
реактивной мощности, а также контакторов серии BFK фирмы Lovato Electric
[18], вводные автоматические выключатели, плавкие вставки, а также
рубильники были выбраны наиболее популярного на данный момент
производителя эконом-сегмента – IEK GROUP.
С целью экономии инвестируемых средств, а также для максимальной
адаптации к существующей системе электроснабжения, предлагается сборка и
настройка оборудования КРМ силами персонала предприятия.
Схема подключения всех устройств, входящих в состав АУКРМ
приведена на рисунке 3.1 [19].
Рисунок 3.1 – Схема подключения оборудования, входящего в состав АУКРМ.
Рассмотрим более подробно отдельные элементы устройств компенсации
реактивной мощности, их основные характеристики, а также базовые
настройки, необходимые для правильного функционирования.
1. Регулятор реактивной мощности.
Управляющим
устройством
установки
компенсации
реактивной
мощности является автоматический регулятор реактивной мощности. На рынке
71
в настоящее время существует большой выбор различных по функционалу,
удобству эксплуатирования и ценовому диапазону регуляторов. Исходя из
критериев
максимальной
надежности,
отсутствия
дополнительного
функционала, необязательного для использования в нашем случае, доступности
для приобретения, а также оптимального соотношения цена-качество,
выбираем для использования автоматический регулятор реактивной мощности
Lovato Electric серии DCRG.
Данный регулятор позволяет [19]:
- надежно управлять коэффициентом мощности системы, с высокой
точностью, даже при условии сильных искажений формы кривой тока, а также
при высоком содержании гармоник в сети;
- обеспечивать оптимальную эксплуатацию конденсаторов, которая
позволит увеличить время их эксплуатации, а также ускорение времени
коммутации;
-
подключение
следующей
ступени
с
величиной
задержки,
устанавливаемой пользователем;
- обеспечить защиту конденсаторных батарей от перегрузки;
- измерять среднее за последнюю неделю значение коэффициента
мощности системы;
- осуществлять настройку параметров регулятора в трех режимах: ручная
настройка с клавишной панели, быстрая настройка с помощью ПК,
автоматическая настройка.
Регулятор
реактивной
программирования,
мощности
имеет
микропроцессорного
возможность
управления
и
цифрового
контроля,
автоматической настройки функций, а также обладает конфигурируемыми
аварийными сигналами и блокировкой клавиатуры. Максимальное напряжение
440В, максимальный ток выходных контактов 12А. Имеет интерфейс связи RS485. Протоколы связи Ascull и Modbuss-RTU.
72
Так как минимальный шаг регулирования АУКРМ предполагается 25
квар, а общая мощность установки 200 квар, то выбираем регулятор, имеющий
восемь ступеней регулирования (DCRG8).
Внешний вид регулятора реактивной мощности приведен на рисунке 3.2.
Схема подключения регулятора приведена на рисунке 3.1. Для контроля
параметров сети, дополнительно необходима установка трансформатора тока
после вводного автоматического выключателя, коммутирующего секцию шин,
к которой подключается АУКРМ.
Рисунок 3.2 – Внешний вид автоматический регулятор реактивной мощности
Lovato Electric DCRG8.
Для правильного функционирования регулятора, необходимо задать
основные параметры системы.
Алгоритм настройки параметров с помощью клавиш, расположенных на
передней панели:
1. Для доступа к меню программирования (setup):
- установите прибор в режим MAN и отсоедините все ступени;
- находясь в обычном режиме измерений, нажмите V для вывода на
дисплей главного меню;
- выберите символ
;
73
- нажмите V, чтобы войти в меню настроек;
2.
На дисплее появится показанная на рисунке таблица подменю
настроек, объединяющих все параметры на основе их функций.
3. Выберите нужное меню с помощью клавиш ▲ и ▼ и подтвердите
нажатием .
4. Для выхода и возврата в режим визуализации измерений нажмите ◄.
Перечень параметров, подлежащих обязательной корректировке, для
выполнения минимального функционала установки, их код, а также значение
для проектируемой системы электроснабжения приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5
Основные параметры, задаваемые для правильного функционирования
регулятора реактивной мощности
Код
параметра
Наименование
Значение
P02.01
P02.02
P02.03
P02.04
P02.06
P02.07
P02.08
Ток первичной обмотки тр-ра тока
Ток вторичной обмотки тр-ра тока
Тип системы
Фаза измерения тока
Фаза для измерения напряжения
Мощность самой малой ступени
Номинальное напряжение конденсаторов
2000 А
5А
Трехфазная
L1
L2-L3
25 квар
400 В
2. Контакторы коммутации емкостной нагрузки.
При индивидуальной компенсации ток может превышать в 30 раз
номинальный ток конденсатора, а при компенсации в несколько ступеней
броски пускового тока могут достигать значений в 130 раз выше номинальных.
Такой значительный пусковой ток, проходя через обычный контактор,
может повредить его или вывести из строя другое оборудование. Поэтому для
коммутации таких цепей используются специализированные контакторы.
Конструкция контактора имеет 3 узла вспомогательных контактов и 6
резисторов (по 2 на фазу) для ограничения пиковой нагрузки до нормальных
значений тока.
74
Технические характеристики контакторов серии BFK [19]:
- частота включений составляет 120 циклов/час
- износостойкость электрическая - 200 000 циклов
- работоспособен при температуре окружающей среды ниже +50 °C
- рабочая частота сети - 50 Гц, 50-60 Гц, 60 Гц
При превышении рабочей температуры в диапазоне от +50°C до +70°C
необходимо учитывать поправку для уменьшения максимальной мощности
контактора, которая будет равна
проценту, равному разнице между
температурой окружающей среды и номинальной температурой +50°C.
Пример: для использования контакторов с максимальной мощностью 20
квар при температуре +60°C, максимальная мощность (при 400V) уменьшается
соответственно: 20 квар - 10% = 18 квар.
Основные характеристики контакторов данной серии приведены в
таблице 3.6.
Таблица 3.6
Технические характеристики контакторов серии BFK
Максимальная мощность, квар
Наименование
BFK 09
BFK 12
BFK 18
BFK 26
BFK 32
BFK 38
11 BF 50K
11 BF 65K
11 BF 70К
11 BF 80K
11 BF 110K
240 В
400 В
440 В
(480 В)
690 В
4,5
7
9
11
14
17
22
26
30
34
45
7,5
12,5
15
20
25
30
38
45
50
60
75
9
14
17
22
27,5
33
41
50
56
65
80
10
16
20
22
30
36
46
56
65
70
100
Ном.
Предохранирабочий
тель gG, А
ток, А
12
18
23
30
36
43
58
70
75
90
105
16
25
40
40
63
63
80
100
125
125
125
Вес, кг
0,413
0,472
1,440
1,470
Контактор выбирается исходя из номинальной мощности ступени
регулирования.
Шагом
регулирования
75
в
данной
установке
25
квар,
следовательно, контактор выбираем типа BFK 32. Его внешний вид приведен
на рисунке 3.3.
Рисунок 3.3 - Внешний вид контактора типа BFK 32.
3. Косинусные конденсаторы серии DW.
«RTR Energia» – известный испанский производитель конденсаторов.
Конденсаторы RTR низкого напряжения представлены двумя основными
сериями MA/C/CE/TER и DW и имеют номинальные напряжения в диапазоне
от 230-690В.
Наиболее
важными
характеристиками
данных
низковольтных
конденсаторов являются:
- широкий функционал, при использовании в сетях с высшими
гармониками;
- широкий диапазон уровней номинальных напряжений, обеспечивающий
возможность применения в различных электросетях;
- конденсаторы RTR сухого типа имеют нетоксичный и безопасный для
окружающей среды наполнитель - полиуретановая смола.
Низковольтные
трехфазные
конденсаторы
"RTR
Energia"
изготавливаются на основе металлизированной самовосстанавливающейся
полипропиленовой пленки с низким коэффициентом потерь, обеспечивающей
высокие
эксплуатационные
цилиндрической
формы
характеристики.
устанавливаются
76
В
алюминиевый
обмотки
и
корпус
заливаются
полиуретановой
смолой,
которая
обладает
высоким
коэффициентом
теплоотвода, и увеличивает срок службы конденсатора.
При возникновении аварийных ситуаций в электрических сетях возможно
нарушение перфорационных отверстий конденсаторов. На этот случай у
конденсаторов данного производителя имеется функция «самовосстановления».
Металлизированная зона рядом с повреждением восстанавливается, изолируя
перфорированную поверхность. После самовосстановления низковольтный
конденсатор снова готов к работе в нормальных условиях.
Конденсаторы RTR поставляются комплектно с разрядными резисторами,
которые служат для разрядки конденсатора до напряжения менее 75 В в
течении трех минут.
В случае возникновения недопустимых рабочих условий, вызванных
предельными электрическими или тепловыми условиями, применяется система
отключения при избыточном давлении. При расширении крышки клеммной
коробки происходит размыкание внутренних соединений, и конденсатор
отключается от сети.
Технические характеристики конденсаторов данной серии приведены в
таблице 3.7 [19].
Таблица 3.7
Технические характеристики трехфазных конденсаторов DW
Наименование
Стандарты по изготовлению
Допустимая погрешность емкости
Частота сети
Диапазон рабочих температур
Потери в диэлектриках
Общие потери без учета резисторов
Максимальное превышение
напряжения
Максимальное превышение тока
Значение
IEC 60831 - 1/2, EN 60831-1/2
- 5% + 10%
50 Гц
-25°C + 55°C
< 0,2 Вт/квар
< 0,45 Вт/квар
1,1 x Un
1,5 x In
Предел гармонического искажения по
2%
напряжению
77
Продолжение таблицы 3.7
Предел гармонического искажения
по току
Разрядный резистор
Схема соединения
Материал корпуса
Система аварийного отключения
25%
встроенное
"треугольник"
алюминиевый
при избыточном давлении
металлизированная
полипропиленовая пленка
Материал диэлектрика
Максимальное кратковременное
превышение напряжения
Испытание под напряжением на
корпусе
Тип клеммы
Величина пускового тока
Степень защиты
Влажность
Срок службы
Высота установки над уровнем моря
Значение
шага
2,15 x Un 2 сек.
3 кВ в течение 10 сек. переменного
тока
с разъемом
до 200 x In
IP 20, монтаж в помещениях
макс. 95%
120,000 часов
макс. 2000 м
регулирования
АУКРМ
соответствует
реактивной
мощности конденсаторов. Соответственно выбираем конденсатор, реактивная
мощность которого равна 25 квар. Внешний вид представлен на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4 - Внешний вид конденсатора DW 25.
78
4.
Защитная аппаратура.
Для защиты конденсаторной установки устанавливаем автоматический
выключатель, номинальный ток конденсаторной установки рассчитывается по
формуле 3.1 [20].
Iном =
Iном =
Qку
3  Uном
, А
(3.1)
200000
= 303,87,  А 
3  380
Однако согласно пункту 5.6.15 ПУЭ [4]: «Аппараты и токоведущие части
в цепи конденсаторной батареи должны допускать длительное прохождение
тока, составляющего 130% номинального тока батареи». Следовательно,
расчетный ток для выбора автомата будет равен:
Iр = 1,3  Iном ,  А
(3.2)
Iр = 1,3  303,87 = 395,031,  А
Выбираем
ближайший
больший
ток
из
стандартной
линейки.
Номинальный ток автомата равен 400 А [21].
Выбираем автоматический выключатель из стандартной линейки IEK
серии ВА88-37.
Для защиты от перегрузки и токов короткого замыкания, а также для
возможности коммутации отдельно каждой ступени регулирования перед
контакторами устанавливаем предохранитель-разъединитель с индикацией
серии ПР32 3P 63А фирмы IEK, в комплекте с цилиндрической плавкой
вставкой типа ПВЦ 22х58 gG 63А (согласно техническим характеристикам
контакторов
серии
BFK,
см.
таблицу
3.6).
Главным
достоинством
использования данного типа разъединителя является его исполнение в корпусе,
имеющем габариты модульного автоматического выключателя.
79
3.2.2 Модернизация схемы электроснабжения НПАО «Научприбор».
Предлагаемая модернизация схемы электроснабжения предприятия
предполагает:
- выведение из работы отдельного фидера 315 кВ·А (ТП-2), перевод
нагрузок, питаемых от данной трансформаторной подстанции на ТП-1.
- перевод электроснабжения корпуса №2 на 1 трансформатор путем
секционирования ТП-3 и ТП-4.
- добавление автоматического ввода резерва на низкой стороне
трансформаторных подстанций ТП-3 и ТП-4.
Особое внимание следует обратить на отсутствие необходимости замены
номинала вводных автоматических выключателей в РУ-0,4 кВ, а также
мощности существующих трансформаторов, в связи с тем, что фактические
коэффициенты загрузки трансформаторов оказались ниже проектных, так же
как и расчетные токи. Данное техническое решение основано на разработанной
ООО
«Инженерная
компания
«Орелэнергоаудит»
программе
по
энергосбережению и повышению энергетической эффективности НПАО
«Научприбор» на 2012-2016 годы.
На рисунке А.1 приложения А приведена существующая схема
электроснабжения предприятия.
На
рисунке
А.2
приложения
А
приведена
предлагаемая
модернизированная схема. На данной схеме отображены также выбранные в
пункте 3.2.1 автоматические установки компенсации реактивной мощности.
Для осуществления секционирования ТП-3 и ТП-4, при условии
выведения
трансформатора
подстанции
ТП-4
в
резерв,
необходимо
оперативное переключение на резервный ввод, в случае возникновения
аварийной
ситуации.
Для
осуществления
оперативного
переключения
устанавливается система контроля автоматического вода резерва на базе
программируемого реле Овен ПР200. Для осуществления дистанционного
управления автоматическими выключателями, а также контроля их состояния
80
необходима замена существующих устаревших вводных автоматических
выключателей на более новые аналоги.
Рассмотрим более подробно схему автоматического переключения между
трансформаторными подстанциями ТП-3 и ТП-4.
Для описания алгоритма работы на рисунке 3.5 приведена упрощенная
схема основных элементов подсистемы.
Рисунок 3.7. Упрощенная схема основных элементов подсистемы.
Алгоритм работы ввода резерва в автоматическом режиме подразумевает
включение секционного автоматического выключателя (QF3) при наличии
напряжения на любом из вводов, для соединения двух секций шин и питания их
от одного из двух трансформаторов. В нормальном режиме работы
трансформатор, установленный на подстанции ТП-4 является резервным и
питание осуществляется от трансформатора ТП-3 (автомат QF1 – включен,
автомат QF2 – отключен). В случае возникновения аварийной ситуации,
отключается автоматический выключатель QF1, и при условии наличия
напряжения на втором вводе включается автоматический выключатель QF2,
переводя всю нагрузку на резервный трансформатор ТП-4 [22].
Установленные на низкой стороне трансформаторов ТП-3, ТП-4
автоматические выключатели серии АВМ-20СВ в модернизированной схеме
81
заменены на воздушные автоматические выключатели LSIS серии Metasol типа
AN-20E3-20A, номинальный ток – 2000А, выкатного исполнения, в комплекте с
моторным приводом, дополнительными контактами сигнализации положения
«вкачен»,
дополнительными
контактами,
дублирующими
состояние
автоматического выключателя, аварийным контактом, а также катушками
включения и отключения.
Контроль
напряжения
на
вводах
осуществляется
реле
контроля
напряжения (KV1, KV2) серии РНПП-311М.
Реле серии РНПП-311М выполняет:
- контроль заданного уровня напряжения;
- контроль правильности чередования и отсутствие слипания фаз;
- контроль полнофазности и симметричности сетевого напряжения;
- осуществляет отключение нагрузки, размыкая цепь питания нагрузки
при некачественном сетевом напряжении;
- контроль качества сетевого напряжения после отключения нагрузки и
автоматическое включение ее после восстановления параметров напряжения;
- пофазную индикацию наличия напряжения, а также индикацию
аварийных ситуаций, изменяющуюся в зависимости от типа аварии.
Автоматическое управление осуществляется программируемым реле
Овен серии ПР200 типа ПР200-220.1.1.0, имеющим 8 дискретных входов (DI), 6
дискретных выходов (DO) и один интерфейс RS-485. Также для увеличения
количества
дискретных
входов
и
выходов
программируемого
реле
дополнительно устанавливается модуль расширения ОВЕН ПРМ.
Отличительные характеристики всей линейки ПР200 [23]:
- Напряжение питания: ~230 В или =24 В.
- Наличие встроенного источника питания =24 В, применяемого для
питания датчиков с аналоговым выходом.
- 4 аналоговых входа 4…20 мА, 0…10 В, 0…4 кОм. Которые также могут
работать в режиме дискретного входа.
- Встроенный шунтирующий резистор для входа 4…20 мА.
82
- Аналоговые выходы 0…10 В или 4…20 мА.
- Встроенный интерфейс RS-485.
- USB порт – для программирования (USB – MiniUSB).
- Встроенные часы реального времени срок службы 10 лет.
- Гальваническая развязка входов до 2830 В.
Возможности символьного индикатора ПР200:
- Видимая область: 2 строки по 16 символов.
- Поддержка кириллицы и латиницы.
- Возможность корректировки параметров программы пользователя с
клавиатуры прибора.
- Возможность корректировки параметров прибора (сменить тип датчика,
масштабировать шкалу измерений, настроить яркость подсветки, изменить
настройки портов и т.п.).
Конструктивные особенности:
- Корпус модульного исполнения.
- Ширина корпуса 7 «модулей» (7din), что позволит разместить прибор в
модульном щите, закрытом пластроном.
- Съемные клеммники – для удобства монтажа.
- «Ключи» для предотвращения неправильного подключения.
Функциональная схема прибора приведена на рисунке 3.8.
Написание алгоритма осуществляется на языке FBD (МЭК 16131:3) с
помощью специализированной среды программирования OWEN Logic. Запись
программы на устройство производится посредством подключения к ПК с
помощью стандартного MiniUSB-кабеля (USB – MiniUSB).
Для автоматического управления была разработана индивидуальная
программа в среде программирования OWEN Logic, которая позволяет в
автоматическом режиме осуществить выполнение описанного ранее алгоритма
работы системы. Входными данными для осуществления управления являются
сигналы с реле контроля фаз, установленных на двух вводах. Также для
правильности работы схемы осуществляется контроль дополнительных
83
сигналов автоматических выключателей. При добавлении нагрузки возможен
переход на схему электроснабжения «два ввода, две секции шин», с
параллельной работой двух трансформаторных подстанций.
Рисунок 3.8. Функциональная схема программируемого реле ПР200.
В таблице 3.8 приведен перечень дискретных сигналов, подключаемых к
программируемому реле.
Таблица 3.8
Перечень дискретных сигналов
Наименование
Подключаемое оборудование, описание значения сигнала
входа/выхода
Дискретные входы
Контакт положения автоматического выключателя QF1.
DI1
Сигнал «QF1 – вкачен»
Контакт состояния автоматического выключателя QF1.
DI2
Сигнал «QF1 – включен»
Аварийный контакт автоматического выключателя QF1.
DI3
Сигнал «QF1 – авария»
Контакт положения автоматического выключателя QF2.
DI4
Сигнал «QF2 – вкачен»
Контакт состояния автоматического выключателя QF2.
DI5
Сигнал «QF2 – включен»
Аварийный контакт автоматического выключателя QF2.
DI6
Сигнал «QF2 – авария»
84
Продолжение таблицы 3.8
DI7
DI8
DI9
DI10
DI11
DI12
DI13
DO1
DO2
DO3
DO4
DO5
DO6
Контакт положения автоматического выключателя QF3.
Сигнал «QF3 – вкачен»
Контакт состояния автоматического выключателя QF3.
Сигнал «QF3 – включен»
Аварийный контакт автоматического выключателя QF3.
Сигнал «QF3 – авария»
Контакт реле контроля фаз KV1.
Сигнал «Напряжение ввода №1 в норме»
Контакт реле контроля фаз KV2.
Сигнал «Напряжение ввода №2 в норме»
Контакт реле контроля фаз KV2.
Сигнал «Напряжение ввода №2 в норме»
Переключатель выбора режима работы.
Сигнал «Автоматическое управление»
Дискретные выходы
Моторпривод автоматического выключателя QF1.
Сигнал «Включить QF1»
Моторпривод автоматического выключателя QF1.
Сигнал «Отключить QF1»
Моторпривод автоматического выключателя QF2.
Сигнал «Включить QF2»
Моторпривод автоматического выключателя QF2.
Сигнал «Отключить QF2»
Моторпривод автоматического выключателя QF3.
Сигнал «Включить QF3»
Моторпривод автоматического выключателя QF3.
Сигнал «Отключить QF3»
Общий вид среды программирования OWEN Logic, а также внешний вид
разработанной программы приведен на рисунке 3.9.
Принцип написания программы сводится к построению алгоритма работы
системы при помощи логических операторов, таймеров, временных задержек.
Программа предусматривает блокировку от встречного включения
напряжения, при помощи добавления условия невозможности включения
85
автоматического выключателя при одновременном включенном состоянии двух
других автоматов.
Рисунок 3.9. Внешний вид программы, разработанной в среде
программирования OWEN Logic.
Программой предусмотрен ряд временных задержек, предотвращающих
лишние переключения в системе из-за неустойчивого контакта при подаче
напряжения, а также серии аварийных ситуаций на одном из вводов (при
переключении
на
резервный
ввод
включается
временная
задержка,
предотвращающая переключение в нормальный режим в течении заданного
времени, даже при условии восстановления напряжения на рабочем вводе).
Выходы ПР200, подключены к промежуточным реле, которые в свою
очередь
подключены
напрямую
к
моторприводам
автоматических
выключателей.
Разработанная система АВР подразумевает также ручное управление,
которое осуществляется с кнопок, расположенных на фасадной части
секционной панели. Выбор режима работы (ручной, автоматический, либо
86
отключен) осуществляется трехпозиционным переключателем типа BJ33.
Также на фасаде панелей расположены индикаторы, отражающие состояния
каждого из автоматических выключателей, а также наличие напряжения на
обоих вводах. Кнопки управления, индикаторы и переключатель используются
из линейки управляющей аппаратуры фирмы Chint.
Схема подключения автоматических выключателей (на примере QF1),
отражающая реализацию управления в автоматическом и ручном режиме,
приведена на рисунке 3.10.
Рисунок 3.10. Схема подключения автоматического выключателя QF1.
3.2.3 Модернизация схемы освещения НПАО «Научприбор».
Исходные показатели использования электрической энергии на цели
освещения приведены в таблице 1.10.
Суммарный объем потребления электроэнергии в 2011 году на момент
проведения энергетического обследования составил 517,17 тыс. кВт·ч.
Годовой расход электроэнергии определяется по формуле 3.3
87
W = Pр.о  T, кВт  ч
(3.3)
где, Pр.о — расчетная активная нагрузка, кВт;
T — годовое число часов использования максимума, ч.
Расчетная активная нагрузка осветительных установок:
Pp.o = Pуст.о  k cо  k ПРА , кВт
(3.4)
где kcо – коэффициент спроса для освещения (для производственных
зданий, состоящих из отдельных крупных пролетов, принимаем kcо = 0,95 [20]);
kПРА
–
коэффициент,
учитывающий
потери
мощности
в
пускорегулирующей аппаратуре светильников (для ламп типа ДРЛ, ЛБ и КЛ с
электронной ПРА kПРА = 1,1 [20]).
Определим по формуле 3.4 суммарную расчетную мощность, суммарная
установленная мощность приведена в таблице 1.10 и равна 307,6 кВт.
Pp.o = 307,6  0,95 1,1 = 321,442 кВт.
Зная суммарный объем потребления электроэнергии и рассчитав
суммарную расчетную мощность определим по формуле 3.3 фактическое число
часов использования максимума за год:
T=
W 517170
=
= 1608,9,  ч 
Pр.о 321,442
Внедрив в схему управления освещением аппаратуру контролирующую
время работы осветительных установок, мы добьемся сокращения числа часов
использования максимума и, следовательно, годовой расход электроэнергии на
нужды освещения.
Для автоматического включения и отключения освещения используем
различное оборудования в помещениях с различным функционалом:
- Автоматическое включение/отключение уличного освещения будет
производиться астрономическим реле времени серии РЭВ-225.
- Автоматическое включение/отключение освещения помещений, в
которых не требуется постоянное нахождение персонала (склады, насосные,
88
станция очистки промстоков), будет производиться датчиками движения SNSM-04.
- Освещение основных цехов для поддержания нормативных значений
освещенности требуется на протяжении всего рабочего дня, модернизация схем
освещения данных помещений не предусматривается.
Рассмотрим подробнее функционал и схемы подключения выбранного
оборудования.
Астрономическое реле времени Новатек Электро РЭВ-225
РЭВ-225 является микропроцессорным устройством, предназначенным
для автоматического управления цепей освещения по астрономическому
времени восхода и заката солнца.
При
старте
работы
задаются
географические
координаты
местоположения установки прибора, на их автоматически вычисляется время
восхода и заката солнца в данном регионе, что позволяет управлять
освещением без использования внешних датчиков освещенности.
Предусмотрена настройка программы, позволяющая включать «ночной
перерыв» (отключать нагрузку ночью).
В случае возникновения перебоев питания от сети, встроенная литиевая
батарея обеспечивает сохранение работы часов реального времени и самого
изделия.
Особенности РЭВ-225:
- внутренний источник питания (литиевая батарея), рассчитанный на
работу в течение 3 лет;
- крышка передней панели имеет возможность опломбировки;
- кнопки управления на корпусе, позволяющие производить настройку;
- автоматическое переключение на летнее/зимнее время;
- жидкокристаллический дисплей;
- режим работы для выходных дней;
- один канал управления;
89
- модульный корпус, размером 2 модуля, устанавливаемый на DIN-рейку
35 мм.
Внешний вид данного устройства приведен на рисунке 3.11.
Рисунок 3.11. Внешний вид астрономического реле времени РЭВ-22.
Схема подключения данного устройства приведена на рисунке 3.12.
Рисунок 3.12. Схема подключения астрономического реле времени РЭВ-22.
Так как напрямую к данному устройству можно подключить нагрузку
мощностью не более 3,6 кВт, а суммарная мощность наружного освещения
равна 2,5 кВт, то можно подключить данное устройство напрямую в цепь
наружного освещения, без использования промежуточных элементов.
Датчик движения Elektrostandard типа SNS-M-04.
90
Корпус датчика движения SNS-M-04 имеет две оси вращения. Это
позволяет
настроить
зону охвата
пылевлагозащищенный
корпус,
с
максимальной
который
позволяет
точностью.
не
Имеет
использовать
дополнительную защиту от влияния окружающей среды. Эстетичный внешний
вид датчика позволяет использовать его в интерьерах жилых помещений.
Датчик оснащен регулятором уровня освещенности и реле времени.
Особенности:
- параметры питания: 220 В, 50-60 Гц,
- угол охвата датчика: 180° по горизонтали, 90° по вертикали,
- нормальная температура работы: от -20°C до +40°C,
- степень защиты корпуса: IP44,
- освещенность: от 3 до 2000 люкс,
- влажность: < 93% RH,
- отключения по таймеру с задержкой: от 10 сек. до 12 мин,
- высота установки: от 1,8 м до 2,5 м,
- потребляемая мощность в рабочем режиме: 0,45 Вт,
- потребляемая мощность в режиме ожидания: 0,1 Вт,
- скорость определения движения: 0,6-1,5 м/сек,
- дальность: до 12 м,
- максимальная мощность нагрузки: 1200 Вт,
- наибольший ток в цепи нагрузки: 5,45 А.
Материал: пластик.
Размер датчика: 6,4 см х 8,5 см х 9,5 см.
Внешний вид изделия приведен на рисунке 3.13, а схема подключения на
рисунке 3.14.
91
Рисунок 3.13. Внешний вид датчика движения SNS-M-04.
Рисунок 3.14. Схема подключения датчика движения SNS-M-04.
Датчики подключаются напрямую в цепь освещения помещений.
92
ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ
ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ
ПРЕДПРИЯТИЯ.
4.1 Расчет величины суммарной экономии годового потребления
электроэнергии, после модернизации системы электроснабжения.
Экономический эффект от внедрения КРМ
Экономический эффект от внедрения автоматической конденсаторной
установки складывается из следующих составляющих:
- экономия при оплате реактивной энергии. Оплата за реактивную
энергию составляет от 12% до 45% от активной энергии;
- уменьшение электрических потерь в проводниках, за счет уменьшения
величины фазных токов;
- для проектируемых объектов экономия за счет стоимости кабелей, так
как уменьшается их сечение;
- экономия от продления срока службы трансформаторов, за счет
снижения температуры перегрева обмоток.
В среднем на действующих объектах в проводниках происходят потери
10…15% потребляемой активной энергии. Потери пропорциональны квадрату
значения тока, протекающего по кабелю. Для расчетов примем коэффициент
потерь Кп=12%.
До внедрения автоматической конденсаторной установки cosφ был равен
0,60. После внедрения автоматической конденсаторной установки cosφ он стал
равен 0,97.
93
В общем случае для действующего объекта снижение потребления
активной энергии за счет увеличения cosφ будет равно [24]:
ΔWc = ((1/cos2φ1- 1/cos2φ2)/ (1/cos2φ1))·Кп·100%
(4.1)
где, cosφ1 – cosφ до компенсации,
cosφ2 – cosφ после компенсации,
Кп - коэффициент потерь (Кп=0,12),
ΔWc = ((1/0,62- 1/0,972)/ (1/0,62))·0,12·100% = 7,4%
Годовая экономия C в оплате электроэнергии находится по формуле 4.2
[24].
С= (ΔWc/100%)·T
(4.2)
где, Т – стоимость электроэнергии, потребленной за год, руб.
Согласно данным ООО «ИНТЕР РАО – Орловский энергосбыт» для
предприятий с установленной мощностью 670 кВт – 10 МВт, получающих
питание уровня напряжения СН2, на сентябрь 2018 года тариф на
электроэнергию составил 4,81 руб./кВт·ч.
С = 0,074·4,81·1003,6 = 357,22 тыс. руб.
Экономический эффект от модернизации схемы электроснабжения.
Экономический эффект от модернизации схемы электроснабжения будет
обусловлен сокращением условно-постоянных потерь в выводимом из работы
трансформаторе (ТП-2), трансформаторе, переводимом на резервный режим
работы (ТП-4), а также в кабельной линии от РУ-6кВ до ТП-2, так как она
также выводится из работы.
Условно-постоянные потери были рассчитаны в пункте 1.2.7 и они равны:
- для трансформатора мощностью 315 кВ·А - 9252,75 кВт·ч в год,
- для трансформатора мощностью 1000 кВ·А – 19533,583 кВт·ч в год,
- для кабельной линии 6кВ – 32,4 кВт·ч в год.
Итого суммарная экономия годового электропотребления будет равна 28818,733 кВт·ч в год.
94
Экономический эффект от модернизации схемы электроосвещения
Для определения величины годового потребления, после внедрения
управляющей аппаратуры рассчитаем по формуле 3.3 фактическое число часов
использования максимума за год для каждого помещения, где проводится
модернизация. Исходные данные берем из таблицы 1.10, расчет производится
по аналогии с расчетом суммарного числа часов использования максимума за
год. Результаты расчета приведены в таблице 4.1. Практически выявлено, что
установка астрономического реле времени приводит к сокращению числа часов
использования максимума на 10%, а при использовании датчиков движения в
помещениях с небольшой проходимостью – на 30%. Исходя из этих величин,
снижаем числа часов использования максимума и рассчитываем новые
значения величины годового потребления для каждого участка. Величина
экономии годового потребления электроэнергии находится разницей между
потреблением до и после модернизации.
Таблица 4.1
Расчет величины экономии годового потребления электроэнергии
Функциональное
назначение системы
освещения
Руст,
кВт
До модернизации
W,
тыс. кВт·ч
T, ч
После модернизации
W,
тыс.
T, ч
кВт·ч
ΔW,
тыс.
кВ·ч
Пристройка к
финскому модулю
литер XI
1,60
2,69
1681,25
1176,88
1,88
0,81
Склад док №6 литер Е
0,64
1,08
1682,81
1177,97
0,75
0,32
Склад ПО литер К
2,56
4,31
1683,98
1178,79
3,02
1,29
Склад готовой
продукции литер И
1,28
1,12
871,88
610,31
0,78
0,33
Склад ПДО литер Ж
1,28
2,16
1683,59
1178,52
1,51
0,65
Склад - док №3 литер Р
1,28
1,67
1307,81
915,47
1,17
0,50
Насосная литер Я
0,16
0,21
1306,25
914,38
0,15
0,06
Насосная литер Ю
0,32
0,42
1306,25
914,38
0,29
0,13
95
Станция очистки
промстоков литер Ч
0,32
0,28
871,88
610,31
0,20
0,08
Склад-док №1 литер У
0,08
0,13
1675,00
1172,50
0,09
0,04
Утепленный склад док литер Ф
0,32
0,14
434,38
304,06
0,10
0,04
Продолжение таблицы 4.1
Склад - док №2 литер Ц
0,32
0,14
434,38
304,06
0,10
0,04
Склад - док №3 литер П
0,32
0,14
434,38
304,06
0,10
0,04
Склад - док №3 литер О
0,08
0,35
4350,00
3045,00
0,24
0,10
Наружное освещение
2,50
10,03
4012,00
3610,80
9,03
1,00
ИТОГО:
5,45
Суммарная экономия в денежном эквиваленте равна 522052,61 руб. в год.
4.2. Расчет базовых финансовых показателей внедряемого проекта.
Чистый дисконтированный доход (NPV)− является показателем ценности
проекта, получается путем суммирования значений всех поступлений за
вычетом
затрат,
определяемых
ежегодно
в
течение
всего
времени
использования проекта. Чем выше значение данного параметра, тем выгоднее
считается проект. NPV наиболее часто используется при выборе из нескольких
вариантов проектов [25].
Индекс доходности (PI) равен отношению чистого дисконтированного
дохода к уровню капиталовложений. Проект считается эффективным при
PI  0. Индекс отражает количество условных единиц прибыли на одну
единицу вложений.
Внутренняя норма рентабельности (IRR) – приведенный показатель
прибыльности. Представляет собой ставку дисконтирования, при достижении
значения которой проект считается безубыточным [25].
Дисконтирование – это приведение будущей стоимости к настоящему
моменту [25]. Данная операция позволяет определить на данный момент
96
будущих платежей, которые будут осуществляться через n-е количество лет
при значении ставки процента r. Период окупаемости (РP) – период времени,
затраченный на полное возмещение суммы, вложенной в проект, за счет
денежных средств, полученных в результате его реализации.
Нормативные значения показателей [25]:
- динамический срок окупаемости (PP) − не более 5 лет;
- чистый дисконтированный доход (NPV) – больше чем 0;
- внутренняя норма доходности (IRR) – выше ставки дисконтирования r;
-индекс прибыльности (PI) − более 1.
Применяемый далее метод расчета капитальных вложений и годовой
экономии производится в соответствии с методическими рекомендациями по
составлению
технико-экономических
энергосберегающих
мероприятий,
обоснований
разработанных
проведенных
Комитетом
по
энергоэффективности РФ. На рисунке 4.1 приведены основные методы оценки
эффективности инновационного энергосберегающего проекта.
Индекс рентабельности инвестиций (PI)
Период
окупаемости (PP)
Чистая текущая стоимость
(NPV)
ОЦЕНКА ПРОЕКТА
Коэффициент эффективности
инвестиций (ARR)
Внутренняя норма доходности (IRR)
Рисунок 4.1 - Методы оценки эффективности инновационного проекта.
Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле []:
N
NPV =
 (R
n
n =0
− Sn )
1
,
(1 + r ) n
где, Rn– результаты на каждом шаге, руб.;
Sn– затраты на каждом шаге, руб.;
N – период расчета, годы;
r – норма дисконта.
97
(4.3)
Норма дисконта учитывает ставку рефинансирования Национального
банка РФ или фактическую ставку по долгосрочным кредитам, также
учитывается надбавка за риск, для расчета норму дисконта принимаем равной
11,8 %, r = 0,118.
В год, когда осуществляются первоначальные капитальные вложения (n =
0) чистый дисконтированный доход NPV приравнивается нулю.
Индекс прибыльности или доходности (PI) определяется по формуле:
1 N
1
PI =  ( Rn − S n )
,
K n n =0
(1 + r ) n
(4.4)
где, Kn – кап. вложения в n – ом периоде, руб.;
Rn– доход в n – ом периоде, руб.;
Sn– затраты в n – ом периоде, руб.
Внутренняя норма доходности (IRR) выявляет значение дисконта r, при
котором величина эффектов станет равна значению приведенных капитальных
вложений
 PV = I .
0
При значении IRR равном или большем нормы дохода на
капитал, требуемой инвестором, проект можно считать эффективным.
Используя представленную выше методику, проведена
оценка
экономической эффективности данного проекта.
Расчет общих затрат на модернизацию системы электроснабжения
- Конденсаторная установка, мощностью 200 квар производителя Хомов
Электро (использующие подобранное нами в пункте 3.1.1 оборудование) на
октябрь 2018 года стоит – 98370 руб. с НДС. (суммарное для четырех УКРМ –
393480 руб.)
- Затраты на внедрение с схему электроснабжения четырех УКРМ –
200000р.
- Стоимость одного воздушного автоматического выключателя AN-20E320A составляет 185265р, их необходимо три, следовательно, суммарная
стоимость будет равна 555795 р.
- Стоимость программируемого реле составляет 7800 р, а двух рее
98
контроля напряжения РНПП-311М - 3180 руб.
- Затраты на модернизацию схемы электроснабжения – 500000 руб.
- Стоимость астрономического реле времени Новатек Электро РЭВ-225 –
1650 руб. с НДС.
- Стоимость датчика движения Elektrostandard SNS-M-04 – 619 руб. с
НДС, их необходимо 15 шт., суммарная стоимость равна 9285 руб.
- Затраты на модернизацию схемы электроосвещения равны – 30000 руб.
Итого суммарные затраты на модернизацию системы электроснабжения
составят – 1 701 190 руб.
Исходные данные проекта:
- общие затраты на модернизацию системы электроснабжения – 1701,19
тыс. руб.;
- ежегодная экономия средств предприятия, за счет внедрения
разработки, с учетом дисконтирования приведены в таблице 4.2;
-
коэффициент
дисконтирования,
выбранный
согласно
реальной
процентной ставке по кредиту, r составляет 10,3% в год (r =0,103).
Таблица 4.2
Расчет текущей эффективности проекта
Экономия
Год
средств,
тыс. руб.
Значения с учетом дисконтирования
Дисконт.
Текущая
множит.
стоимость,
1/(1+r)n
тыс. руб.
1
522,053
0,907
473,303
2
522,053
0,822
429,105
3
522,053
0,745
389,034
4
522,053
0,676
352,706
5
522,053
0,613
319,769
6
522,053
0,555
289,909
7
522,053
0,503
262,837
99
8
522,053
0,456
238,293
9
522,053
0,414
216,040
10
522,053
0,375
195,866
Произведем расчет основных показателей эффективности проекта:
1. Суммарная текущая эффективность проекта за 5 лет эксплуатации
(∑PV) рассчитанная для r= 10,3 %, составляет согласно расчетам, приведенным
в таблице 4.2 ∑ PV = 3166,862 тыс. руб.
2. NPV (чистый приведенный доход) составит:
NPV =  PV − I0 , [тыс. руб.]
(4.5)
где, I0 – затраты на инвестиции. I0 = 1701,19 тыс. руб.;
NPV = 3166,862 − 1701,19 = 1465,672, [тыс. руб.]
3. Индекс рентабельности проекта рассчитывается по формуле:
PI =  PV / I0
(4.6)
PI = 3166,862 / 1701,19 = 1,86
То есть, проект является достаточно рентабельным.
4. Срок окупаемости проекта рассчитывается по формуле:
PP = I0 / PVГ , [года]
(4.7)
где PVг – сумма годовых текущих стоимостей проекта за n лет, при
которой PVг = I0, то есть, PVг = PV1 + PV2 + …+ PVп / n
PVГ = 473,303 + 429,105 + 389,034 + 352,706 + 319,769 / 5 = 392,78, [тыс. руб.]
PP = 1701,19 / 392,78 = 4,33, [года]
5. Расчет внутренней нормы доходности IRR проекта при условии,
что NPV = 0, составляет 30 %. То есть, только при увеличении r до величины 19
%, (r= 0,3), чистый дисконтированный доход (NPV) достигнет нуля, что и дает
возможность определить IRR = 30 %. А это означает, что при внутренней норме
доходности 30%, проект уже, становится безубыточным.
Из приведенного расчета можно сделать вывод, что проект, по уровню
рентабельности, сроку окупаемости и внутренней норме доходности, не только
100
приемлем, но и весьма выгоден для НПАО «Научприбор».
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной выпускной квалификационной работе был проведен анализ
повышения
энергоэффективности
работы
электрохозяйства
НПАО
"Научприбор" путём внедрения энергосберегающих мероприятий.
На начальном этапе был проведен анализ необходимости проведения
оптимизации системы электроснабжения НПАО «Научприбор» и проведена
оценка эффективности использования электрической энергии. Предприятием в
2012 году было пройдено добровольное энергетическое обследование. В первой
части
работы
рассмотрены
основные
характеристики
системы
электроснабжения и показатели ее основных параметров, полученные в ходе
энергетического обследования. Проанализировав данные, содержащиеся в
паспорте энергетического обследования, был сделан вывод о недостаточности
имеющихся результатов и проведен расчет электрических потерь.
По результатам добровольного энергетического обследования были
сделаны следующие выводы:
- При проведении энергетического обследования в НПАО «Научприбор»
фактов неэффективного использования энергоресурсов не выявлено.
- На предприятии назначены ответственные за техническое состояние
оборудования,
за
мероприятий
по
энергетическое
хозяйство,
энергосбережению
и
а
также
повышению
за
обеспечение
энергетической
эффективности.
- Проведенный инструментальный контроль величины действующего
значения номинального напряжения поставляемой электроэнергии не выявил
отклонений от допустимых параметров.
101
На втором этапе были рассмотрены основные методы решения
оптимизационных задач, их принципы и алгоритмы. Далее была поставлена
задача
определения
реактивной
оптимальной
мощности,
для
их
мощности
дальнейшего
установок
компенсации
внедрения
с
схему
электроснабжения. Полученная целевая функция имеет единственную точку
минимума, при которой суммарные затраты на установку компенсирующих
устройств будут наименьшими и в то же время будет осуществлено покрытие
потерь активной мощности в схеме. В случае единственного минимума
функции наиболее эффективным и простым в реализации является метод
покоординатного спуска, следовательно, он и был выбран для решения
поставленной задачи. Используя программу Mathcad, при принятой длине шага
равной 5 квар, было вычислено, что экономически целесообразным будет
применение в системе электроснабжения НПАО «Научприбор» четырех
автоматических установок компенсации реактивной мощности номиналом 200
квар.
На основании полученных
разработаны
технические
в результате анализа данных, были
предложения,
направленные
на
повышение
эффективности использования распределительной сети предприятия:
1. Осуществить изменения в схеме электроснабжения, а именно:
- выведение из работы трансформатора 315 кВ·А (ТП-2) и перевод
нагрузок, получающих питание с данного трансформатора на ТП-1.
- перевод электроснабжения корпуса № 2 на 1 трансформатор путем
секционирования ТП-3 и ТП-4.
При внедрении данных технических решений, нужно учесть отсутствие
необходимости замены номинала вводных автоматических выключателей в РУ0,4 кВ, а также мощности существующих трансформаторов, в связи с тем, что
фактические коэффициенты
загрузки
трансформаторов оказались ниже
проектных, так же, как и расчетные токи. Данное техническое решение
основано на разработанной ООО «Инженерная компания «Орелэнергоаудит»
102
программе по энергосбережению и повышению энергетической эффективности
НПАО «Научприбор» на 2012-2016 годы.
2. Для компенсации реактивной мощности на предприятии предлагается
внедрение четырех установок компенсации реактивной мощности, по одной на
каждой секции шин 0,4кВ в трансформаторных подстанциях ТП-1, ТП-3, ТП-4,
ТП-5 (ТП-2 - выводимый из работы трансформатор мощностью 315 кВ·А).
Мощность данных установок была выбрана методом покоординатного спуска
во второй главе (см. пункт 2.4), и равна 200 квар. Был произведен выбор
оборудования,
установках
для
комплектации
предлагается
установок
использование
КРМ.
В
конденсаторных
низковольтных
трехфазных
конденсаторов фирмы RTR Energia, регуляторов реактивной мощности, а также
контакторов серии BFK фирмы Lovato Electric, вводные автоматические
выключатели, плавкие вставки, а также рубильники были выбраны наиболее
популярного на данный момент производителя эконом-сегмента – IEK GROUP.
3. Добавление автоматического ввода резерва на низкой стороне
трансформаторных
подстанций
ТП-3
и
ТП-4.
Для
осуществления
дистанционного управления вводные автоматические выключатели в РУ-0,4 кВ
данных подстанций серии АВМ-20СВ предлагается заменить на воздушные
автоматические выключатели
LSIS
серии
Metasol типа
AN-20E3-20A,
номинальный ток – 2000А. Для осуществления автоматического переключения
на резервный ввод в случае возникновения аварийной ситуации была
разработана индивидуальная система управления на базе программируемого
реле Овен серии ПР200. Данная система помимо основных функций
предусматривает дополнительные, настраиваемые временные задержки, для
осуществления функций защиты системы от лишних коммутаций (защита от
пульсации напряжения, при его подаче; временная задержка при переключении
на аварийный режим работы, для предотвращения лишних коммутаций).
4. Для минимизации потребления электрической энергии, затрачиваемой
на освещение корпусов и территории предприятия, предлагается внедрение
автоматического
управления
включением/отключением
103
освещения
с
различным управляющим органом, в зависимости от места установки. Для
управления
уличным
освещением
предусматривается
установка
астрономического реле времени Новатек Электро серии РЭВ-225. А также
включение/отключение освещения в помещениях, не требующих постоянного
нахождения в них персонала, предлагается осуществлять при помощи датчиков
движения Elektrostandard типа SNS-M-04.
На заключительном этапе была проведена оценка экономической
эффективности внедрения предложенных технических решений, в результате
расчета суммарная экономия потребления электрической энергии составила
522052,61
руб.
в
год.
Срок
окупаемости
модернизации
системы
электроснабжения составит 4,33 года. Индекс рентабельности проекта равен
1,86. Следовательно, можно сделать вывод об экономической эффективности
проведения данных мероприятий.
104
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Энергетический паспорт рег. № ЭП-ЭЭ-073368-11/12Д потребителя
топливно-энергетических ресурсов НПАО «Научприбор», 2012 г. – 45с.
2.
Федеральный закон от 23.11.2009 N 261-ФЗ (ред. от 03.08.2018) "Об
энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении
изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" (с изм. и
доп., вступ. в силу с 10.08.2018)
3.
Программа по энергосбережению и повышению эффективности
использования энергоресурсов НПАО «Научприбор» на 2012-2016 г., ООО
«Инженерная компания «Орелэнергоаудит», г. Орел, 2012 г. – 15 с.
4.
Правила устройства электроустановок: Все действующие разделы
ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2008. – 853 с., ил. ISBN 9785-379-00766-9.
5.
Инструкция «Об организации работ в Министерстве энергетики
Российской Федерации работы по расчету нормативов технологических потерь
электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям». Утверждено
приказом Минэнерго № 326 от 30 декабря 2008 г. Зарегистрировано Минюстом
№ 13314 от 12 февраля 2009 г.
6.
В.Э. Воротницкий, С.В. Заслонов, М.А. Калинкина. Учебное
пособие для экспертов по нормированию потерь электрической энергии при ее
передаче по электрическим сетям. Учебно-методическое пособие. – М.,
2006.Электрические сети энергетических систем.
-
Ленинград: Изд-во
«Энергия», 1977. – 98 с.
7.
Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и
нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для
практических расчетов. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 280 с.
105
8.
В.Н. Костин.: Оптимизационные задачи электроэнергетики: Учеб.
пособие. – СПб.: СЗТУ, 2003 – 120с.
9.
В.Г. Карманов. Математическое программирование. – М.: Наука,
1980 – 256с.
10.
Дж.
Деннис,
Р. Шнабель.
Численные
методы
безусловной
оптимизации и решения нелинейных уравнений. – М.: Мир, 1988 – 440с.
11.
З.Н. Бененсон, М.Р. Елистратов, Л.К. Ильин и др. Моделирование и
оптимизация на ЭВМ радиоэлектронных устройств. – М.: Радиосвязь, 1981 –
272с.
12.
С. Гилл, У. Мюррей. Численные методы условной оптимизации. –
М.: Мир, 1977 – 339с.
13.
Васильев С.П. Численные методы решения экстремальных задач. –
М.: Наука, 1980 – 518с.
14.
И.Т. Черноруцкий. Методы оптимизации в теории управления, С.-
П.: Питер, 2004 – 226с.
15.
В.Н.
Костин,
Е.В.
Распопов,
Е.А.
Родченко.
Передача
и
распределение электроэнергии: Учеб. пособие. – СПб.: СЗТУ, 2003 – 147с.
16.
Барзам А.Б. Системная автоматика. – М.: Энергоатомиздат, 1989. –
17.
Баркан Я.Д., Орехов Л.А. Автоматизация энергосистем: учебное
446с.
пособие для студентов вузов. – М.: Высш. школа, 1981. – 271с.
18.
Dr. Hidaia Mahmood Alassouli Reactive Power Compensation. -
CreateSpace Independent Publishing Platform, 2018. – 104 с.
19.
Автоматические
конденсаторные
установки
компенсации
реактивной мощности напряжением 0,4 кВ типа АУКРМ [Электронный
ресурс]. Режим доступа – http://khomovelectro.ru/catalog/. – Дата доступа:
27.09.2018 г.
20.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т.
Т. 1. Электроснабжение / Под общ. ред. А. А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат,
1986.-568 с.
106
21.
Электротехнический справочник: В 4 т. Т.2. Электротехнические
изделия и устройства / Под общей ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др.
(гл. ред. И.Н. Орлов) – 9 – е изд. Стер. – М.: Издательство МЭИ, 2003. – 518 с.
22.
Киреева Э.А., Юнес Т. Автоматизация и экономия электроэнергии в
системах промышленного электроснабжения – М.: Энергоатомиздат, 1998.319с.
23.
Режим
ПР200 программируемое реле с дисплеем [Электронный ресурс].
доступа
–
https://www.owen.ru/product/pr200.
–
Дата
доступа:
18.10.2018г.
24.
Экономика предприятия (фирмы): Учебник / Под ред. О.И.Волкова,
О.В.Девяткина.– 3-е изд., перераб. и доп.– М.: ИНФРА – М, 2008.-602с.
25.
Экономика
электропотребления
в
промышленности:
учебно-
методическое пособие для вузов / А.С. Комаристый. – Орел: ОрелГТУ, 2008. –
135 с.
107
108
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Рисунок А.1. Исходная схема электроснабжения НПАО «Научприбор»
109
Рисунок А.2. Модернизированная схема электроснабжения НПАО «Научприбор»
110
111
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа