Особенности оптимизации электрических режимов систем

Кучумов Леонид Александрович
Профессор кафедры «Электрические системы и сети» СанктПетербургского государственного политехнического
университета
Заведующий электротехнической лабораторией ЗАО «НПФ
«Энергосоюз», г. Санкт-Петербург
Особенности выполнения компенсации
реактивной мощности (КРМ) в системах
электроснабжения
Тел/факс: (812) 320-00-99
E-mail: etl@energosoyuz.spb.ru
www.energosoyuz.spb.ru
Санкт-Петербург
2008 г.
1
Нормативно-технические документы по компенсации
реактивной мощности и их применение при выполнении КРМ
•
Вот уже несколько десятков лет политика Минтопэнерго России и
энергосистем сводится к тому, что заботы о компенсации реактивной
мощности переданы потребителям электроэнергии. Энергосистемы
практически нигде в электрических сетях, находящихся на своем балансе,
не проектируют установку новых компенсирующих устройств (кроме
реакторов на дальних линиях электропередачи и управляемых
компенсаторов на Выборгской вставке постоянного тока). Ранее
введенные в эксплуатацию синхронные компенсаторы и мощные
системные КБ на напряжение (10-110) кВ под угрозой отключения по
причине сильного износа и плохих технико-экономических характеристик.
Обеспечение требуемого баланса реактивных мощностей и связанных с
ними уровней напряжения стараются увязать за счет выставления всем
подключенным к узлам нагрузки потребителям специальных «условий» по
потреблению реактивной мощности и энергии.
•
Основной
документ,
регламентирующий
взаимоотношения
энергосистем и электропотребителей называется «Правила применения
скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и
генерацию реактивной мощности», введенный с 01.01.94 с изменениями
01.01.96. В настоящий момент времени этот документ считается
недействительным, поскольку он не был зарегистрирован в Минюсте
России. Но основные положения новой редакции этого документа,
находящегося на подписи в Минюсте, повторяют вышеупомянутый
2
документ, и поэтому их следует принимать во внимание при рассмотрении
вопроса о балансе реактивных мощностей промышленных предприятий.
РАО ЕЭС. Совещание 11.10.2006.
Зам. техн. директора – Главный технический инспектор В.К. Паули
обозначил четыре проблемы:
Повышенные перетоки реактивной мощности в
линиях электропередачи распределительных
электрических сетей
Предельная загрузка
линий электропередачи и
трансформаторных
подстанций и
присоединение новых
потребителей
Q
Возникновение
дефицита реактивной
мощности в узлах
нагрузки
Неоправданно высокие потери в
распределительных электрических сетях,
наносящие ущерб электросетевому бизнесу
3
Для начала осуществления процессов по организации
компенсации реактивной мощности необходимо:
1.
Активизировать
выполнение
требований приказа РАО «ЕЭС
России» от 25.10.2005 №703 «О
лицензировании деятельности
по
продаже
электрической
энергии
и
обязательной
сертификации
электрической
энергии в электрических сетях
общего назначения».
2. Оценить оснащенность приборами контроля и учета реактивной мощности в
электрических сетях и доукомплектовать.
3. Определить места обязательной компенсации реактивной мощности у
потребителей по фактическим уровням напряжения и соотношениям активной и
реактивной мощности в линиях электропередачи, достигших предельных
допустимых значений по фактической токовой загрузке в часы максимумов, а
также по фактам уровней загрузки трансформаторов и автотрансформаторов.
4. Оценить и оформить балансы реактивной
энергосистем и энергосистемам в целом.
мощности
по
узлам
4
Специальные программы «Реактивная мощность» должны
предусматривать:
 внесение в договора электроснабжения (поставки электрической энергии) условий о
выполнении потребителями требований ранее выданных технических условий на
присоединение в части поддержания указанных в них значений сos φ (tg φ) или
 внесение в договора электроснабжения (поставки электрической энергии) условий о
взаимных мерах по обеспечению качества электрической энергии, при этом
потребитель обязуется (обязывается) выдерживать заданные электросетевой
компанией параметры соотношения потребляемых активной и реактивной
мощности, как это и требует «Типовой договор энергоснабжения одноставочного
(двуставочного) абонента»;
 проведение совместно с потребителями инвентаризации и ревизии имеющихся у
потребителей источников компенсации реактивной мощности и принятие всех мер по
их вводу в работу, как одного из требований выданных технических условий на
присоединение;
 установку устройств компенсации реактивной мощности в энергоузлах
распределительных сетей, имеющих высокую загруженность линий электропередачи
реактивной мощностью;
 проведение семинаров с участием руководителей и специалистов электросетевых
компаний, включая муниципальные сети и сети потребителей, и представителей
потребителей на тему «Реактивная мощность и ее значение в надежности и экономике
электроснабжения» с целью повышения заинтересованности внедрения систем
компенсации реактивной мощности.
5
«Реактивная мощность»
и нормативные документы
В соответствии с постановления Правительства РФ «Об утверждении правил
розничного рынка электроэнергии и мощности и порядка ограничения
потребителей» от 31.08.2006 № 530 (пункт 4) в течение 3 месяцев должен быть
разработан, утверждаемый Минпромэнерго России:
«Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной
мощности для отдельных энергоприемников (групп энергопринимающих
устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения
обязательств сторон в договорах оказания услуг по передаче электрической
энергии (договорах электроснабжения)».
Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 20.04.2006 №284 разработка данного
документа поручена БЕ «Сети» и ОАО «ФСК ЕЭС» совместно с ЦУР и ОАО
«СО-ЦДУ ЕЭС»
В данный документ должно быть в обязательном порядке внесено требование о
выдерживании потребителями значений tg φ не более 0,4, или сos φ не менее 0,93.
6
Основные эффекты при применении КРМ (формулы
получены при условии UКРМ = U0)
• 1) Увеличение передаваемой активной мощности по линии, пропускная
способность которой ограничена нагревом
2
(
1

tg
0 )
P 
P0
(1  tg 2 КБ )
• 2) Снижение потерь мощности
2
1

tg
 КБ
ΔP
I


ΔP0
I 02 1  tg 20
2
2
ΔP0  ΔP tg 20  tg 2 КБ tg 20 (2QКБ / Q0  QКБ
/ Q02 )


2
ΔP0
1  tg 0
1  tg 20
• 3) Увеличение передаваемой активной мощности по линии при сохранении
тех же падений напряжений
ΔPдоб
x
  QКБ
r
7
Особенности оптимизации электрических режимов
систем электроснабжения по критерию минимального
электропотребления
1. Традиционные энергосберегающие мероприятия
2. Эффекты, связанные с выполнением компенсации
реактивной мощности
3. Факт существенных изменений потребления мощности и
энергии при изменении напряжений мало связан с
выполнением дополнительной полезной работы
4. Оптимизация напряжения в сетях электропотребителей
позволяет достичь экономии энергии, соизмеримой и
большей по сравнению с известными мероприятиями по
снижению потерь электроэнергии
8
9
Классическая теория КРМ (U=const)
Узел
учета ЭЭ
Uсист
RC
tg 
Rэп
δPc  7  12%
З
U
Qэ
δPэп  3  5%
P+jQ
Q
P
З
Qкб
ЗКБ
З  Зпотерь  З  min (в часы max )
кб
з КБ уд U 2
Qэ 
2  R  CP
Qэ зКБ уд  (1 tg 2 )

; tgэ 
P
2 P  CP
Qэ
 P
 C

P 
P
Зпотерь
Q
 PЭП 

P
P  PC  PЭП  относитель ные потери мощности в питающей сети;
CP   a  b T расч   руб кВт  год  стоимость потерь мощности;


a  руб кВт  год, b  руб кВт  ч  ставки тарифа;
зКБ уд  руб квар  удельные затраты на КБ;
зКБ уд  (1  tg 2 )
Компенсация не выгодна при P  P

,

гран
2  CP  tg

P
 гран
 3  5% 

10
Оптимизационный метод расчета экономических значений
реактивной мощности Qэ и энергии WQэ в нагрузочных узлах
•
1. По специализированным программам рассчитываются потокораспределения
активной и реактивной мощностей в часы суточного максимума нагрузки и
определяются значения Qэ и WQэ в точках учета электроэнергии.
•
2. В основе метода заложен для каждого нагрузочного узла расчет степени
влияния изменения реактивной мощности в узле ΔQузла на изменение
суммарных активных потерь в сети Δ(ΔPΣ):
 Q узла  Δ(ΔPΣ ) ΔQ
•
узла
квар
3.Дополнительно полезно оценивать коэффициент σP узла, характеризующий
допустимость подключения в узле дополнительной активной нагрузки.
σ P узла  Δ(ΔPΣ )
•
 (0,02  0,6) кВт
ΔPузла
 (0,05  0,6) кВт
кВт
4. О причинах нереализованности оптимизационного метода.
11
Нормативный метод расчета экономических значений
реактивной мощности Qэ и энергии WQэ в нагрузочных узлах
1. Компенсирующие устройства преимущественно в сетях потребителей за их счет.
tg э 
2.
Qэ
Pфакт

tg б
K
U, кВ
0,4
35
110
220
tgб
0,3
0,4
0,5
0,6
K=0,6 – Восточная Сибирь
K=0,9 – Ленэнерго
K=1,3 – Татэнерго
K=1,5 – Мосэнерго
K=1,8 – Сахалин, Магадан, Камчатка
WQэ  k λ  tg э WP факт ; k λ  k зап
3. Графическая иллюстрация определения
Qэ и WQэ
Q
WQэ
Qmax
Qнат(t)
4. Графическая иллюстрация типовых
распределений по узлам коэффициентов
 Q , кВт квар
 Qузла
0,6
WQэ
0,4
Qэ
0,2
QКБ
0
24 часа
Для промышленных потребителей
необходим учет Qфакт, WQпотр, WQген.
0
Упорядоченная последовательность
узлов
Nузлов
Оплата по ставке 8% тарифа превышений
Qфакт над Qэ и WQфакт над WQэ.
Оплата по ставке 12% за WQген .
12
Представление потребляемой мощности как функции
напряжения
UЦП
R сети экв
X сети экв
U U 0(1  U )
P 0 (1  K P ,U U ) 
jQ 0 (1  K Q ,U U )
Pпотр+jQпотр
Обозначения
U U 0(1  U );
U
U 
;
U0
P / P 0
K P ,U 
 [0.2 ... 1.5];
U /U 0
Q / Q 0
K Q ,U 
 [2 ... 3].
U /U 0
Запись потребляемой мощности :
P потр  P 0  K P ,U UP0  P потерь(U );
Q потр Q 0  K Q ,U UQ0  Q потерь(U ).
13
Опыт по определению регулирующих эффектов
активной (P) и реактивной (Q) нагрузок
6800
11200
P
P
6600
11000
U
10800
U, B
U
6200
10600
6000
10400
5800
10200
5600
16:25
Р, кВт
6400
10000
16:26
16:27
16:28
16:29
16:30
Время, час:мин
6800
2000
6600
1600
1200
U
U, B
U
6200
800
6000
Q, квар
6400
400
Q
Q
5800
0
5600
16:25
-400
14
16:26
16:27
16:28
Время, час:мин
16:29
16:30
Формулы для расчета потерь активной мощности
KP,U=0 и KQ,U=0
P 0 (1  tg 2 0)
P 0 Q 0
R сети экв ;
R сети экв 
P потерь0 
2
2
U0
U0
2
2
2
P 0 (1  tg 2 0)
R сети экв  P потерь0 (1  2U );
P потерь(U ) 
2
2
U 0 (1  U )
U  U /U 0; tg 0Q 0 / P 0
2
KP,U0 и KQ,U0
P потерь(U )  P потерь0 U
2 R сети экв
U0
2
P
2
0

( K P ,U 1) Q 0 ( K Q ,U 1) 
2


2U
2
 P потерь0 .1 
K

1

tg

(
K

1
)
;
P ,U
0
Q ,U
2
 1  tg  0



Потребляемая (оплачиваемая) мощность :
P потр  P 0 (1  K P ,U U )  P потерь(U )
15
Потери и потребление активной мощности после
подключения КБ
UЦП
R сети экв
X сети экв
U U 0(1  U )
P 0 (1  K P ,U U ) 
jQ 0 (1  K Q ,U U )
Pпотр+jQпотр
Q бк
tg 0Q 0 / P 0 ;
tg 
Q 0 Q КБ
Р0
Увеличение напряжения при подключении КБ с мощностью QКБ :
U КБ 
Q КБ X сети экв
U0
2
;
Потери мощности после подключени я КБ :
Pп о тер ь
КБ
P 0 (1  tg 2 )
2P 0



U
K P ,U 1  tg 0tg ( K Q ,U 2)  tg 2 ;
КБ
2
2
1  tg  0
1  tg  0


Потребляемая (оплачиваемая ) мощность
P потр  P 0 (1  K P ,U U КБ )  PпКБ
о терь
16
Пример оптимизации электрического режима
при регулирующих эффектах KP,U=1.5, KQ,U=3.0
Центр
питания
ВЛ
Тр-р
110/6кВ
121кВ
КЛ 6кВ
Тр-р
6/0.4кВ
Нагрузка
на стороне
0,4кВ
Uнг
6кВ
Uу. Ф.
Pпотр+jQпотр
Номер режима
25МВА
Напряжение
в нагрузочном узле
Uнг, В
1000кВА
Напряжение
на конце
удаленного
фидера
Uу.ф., В
КЛ 0,4кВ
Потребление
мощности в центре
питания
Потери
активной
мощности
P, МВт Q, МВар
ΔP, МВт
Нагрузка
удаленного
фидера 0,4кВ
Изменение параметров
режимов
1 – исходный
399
376
18,6
12,5
0,787
–
2 – оптимизированный
без КРМ
383
361
17,5
11
0,675
По отношению к режиму 1
δP=–6%; δQ=–12%
δ(ΔP)=–14%
0,597
По отношению к режиму 2
δP=7,5%; δQ=–79%
δ(ΔP)=–12%
0,537
По отношению к режиму 2
δP=–2%; δQ=–86%
δ(ΔP)=–21%
3 – 100%-ная КРМ в
режиме 2 без
регулирования
напряжения
4 – 100%-ная КРМ в
режиме 2 с
оптимизацией
напряжения
405
384
385
363
18,8
17,3
2,38
1,59
17
Пример расчета исходного режима по программе
«RASTR»
18
О математической модели
Ватьёганского месторождения
ООО«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
19
Схема сети 35кВ Ватьёганского месторождения
ПС-110/35/6кВ
"Зенит"
ЗРУ-6кВ
КНС-8
ПС-110/35/6кВ
"Фотон" ЗРУ-6кВ
ПС-110/35/6кВ
"Ватьёганская" ЗРУ-6кВ
ПС-110/35/6кВ
"Айка"
ЗРУ-6кВ
КНС-3
ПС № 48
ПС № 46
ПС № 59
ПП-1 35 кВ
Фотон 51 – 1,2
Ватьеганская 39 - 1, 2
Айка - 1, 2
Айка 54 - 1, 2
ПС № 60
ПС № 62
ПС № 37
(Ёганойл)
Ватьеганская - 1, 2
Фотон – 1,2
Зенит-1,2
КНС 9-1,2
КНС-1
ЦПС
ПП-5 35 кВ
ПС №29
ПС № 54
ПС № 56
ПС № 52
ПС № 57
ПС № 42
ПС № 41
ПС № 40
ПП-4 35 кВ
ПС № 53
ПС № 44
ПС № 43
ПС № 51
ПС № 58
ПС № 50
ПП-2 35 кВ
ПС № 45
ПП-6 35 кВ
ПП-3 35 кВ
ПС № 39
ПС № 47
ПС № 38
ПС № 34
20
ГТЭС
6 х 12 МВт
Графический редактор программы «RASTR»
На рисунке отображен фрагмент системы электроснабжения
Ватьёганского месторождения (изображена ПС-46 и все питающиеся от
нее кустовые подстанции 6/0,4кВ).
21
Расчет различных режимов с использованием
математической модели
1. Нормальный режим работы
По модели можно оценить режимные параметры (потребляемую из
внешней сети мощность, загрузку линий электропередачи, уровни
напряжений) и при необходимости скорректировать их, провести установку
устройств компенсации реактивной мощности и оценить их эффективность.
2. Аварийные и ремонтные режимы работы
В модели можно объединить сети 35кВ четырех сетевых подстанций
110/35/6кВ в произвольном сочетании, отключить любую линию или
трансформатор, объединить разные секции одной подстанции и провести
расчет нового режима.
3. Режимы работы с различными схемами генерации на новой
электростанции
Шесть блоков ГТЭС в модели могут работать каждый на свою линию
электропередачи или могут быть произвольно объединены для совместной
работы на меньшее число линий. Мощность каждого генератора можно
плавно регулировать в рамках его технических характеристик.
22
К определению
резонансной
частоты при
подключении КБ
О выборе
ступеней КБ в
сетях 6-10кВ
QступКБ 
S Т ном
2
nрез
 u к*
23
24
Пример измерения высших гармоник и переходных
процессов при подключении КБ на подстанции
35 кВ
4 МВА
6 кВ
900 квар
25
Пример измерения высших гармоник и переходных
процессов при подключении КБ на подстанции
Рис.9. Регистрограммы изменения фазных напряжений и токов на вводе 6 кВ
Рис.10. Регистрограммы изменения активной и реактивной мощностей на вводе 6 кВ
трансформатора Т1 подстанции 35/6 кВ №34 в опытах включения/отключения КБ-6 кВ трансформатора Т1 подстанции 35/6 кВ №34 в опытах включения/отключения КБ-6 кВ
мощностью 900 квар.
мощностью 900 квар.
26
Пример измерения высших гармоник и переходных
процессов при подключении КБ на подстанции
Рис.13. Регистрограммы изменения коэффициентов искажения синусоидальности
напряжения на вводе 6 кВ трансформатора Т1 подстанции 35/6 кВ №34.
Рис.14. Регистрограммы изменения величины высших гармоник в токах фаз «А» и «С» на
вводе 6 кВ трансформатора Т1 подстанции 35/6 кВ №34.
27
Пример измерения высших гармоник и переходных
процессов при подключении КБ на подстанции
Осциллограммы изменения фазных напряжений и токов в сети 6 кВ в опыте
включения КБ-6 кВ. Общая длительность осциллограммы 20 мс (1 период).
28
Схемы ступенчаторегулируемой КБ, устойчивой
к резонансным явлениям
UВН
UВН
SТС
1 ступень
uk = 0,12
2 ступень
QКБ/SТС = 5,8%
nрез = 12
3 ступень
4,5%
SТС
6-10 кВ
4 ступень
13,7%
1 ступень
28%
uk = 0,06
2 ступень
QКБ/SТС = 11,6%
nрез = 12
Qступени 1+ 2 = 10,3%
nрез = 9
0,4 кВ
3 ступень
9%
26,5%
Qступени 1+ 2 = 20,6%
nрез = 9
Qступени 1+2+3 = 24%
nрез = 6
Qступени 1+2+3 = 47,1%
nрез = 6
Qступени 1+2+3+4 = 52%
nрез = 4
Qступени
S т ном

1
n 2рез  uk
Строгая последовательность переключений ступеней
29
ОАО «АЛНАС»
Республика
Татарстан
Осциллограммы
фазных напряжений
и токов в момент
пуска
индукционной
печи IFM-4/5
30
Спектры гармоник напряжения в сети 6кВ, питающей индукционную печь
IFM-4/5
31
Выводы и рекомендации
1. Выдвигаемые энергосистемой разумно обоснованные условия
КРМ в узлах нагрузки потребителей подлежат обязательному
выполнению.
2. Вопросы размещения в сетях 6-10 или 0,4кВ, выбор мощности,
числа ступеней и законов регулирования УКРМ решаются с
привлечением специалистов и организаций, способных проводить
соответствующие оптимизационные расчеты.
3. Необходимо иметь представление (результаты измерений) о
регулирующих эффектах нагрузки по напряжению КР, U и КQ, U во
всех нагрузочных узлах. Эти данные следует использовать при
проведении расчетов изменения уровней электропотребления и
активных потерь после установки УКРМ.
32
4. Поскольку при выполнении КРМ напряжения в узлах нагрузки
увеличиваются и, соответственно, увеличивается уровень
электропотребления активной мощности, необходим
обязательный контроль и регулирование напряжения во
избежание реально возможных парадоксов увеличения платы за
электроэнергию после установки УКРМ . Энергосистема должна
способствовать осуществлению мероприятий по
соответствующей перестройке уровней напряжения.
5. Дискретность РПН и ПБВ обычно не позволяет после установки
УКРМ уменьшить электропотребление на расчетную величину
снижения потерь электроэнергии. Тем не менее, при грамотно
организованной перестройке карты напряжений в узлах нагрузки
понесенные затраты на УКРМ окупаются в сроки до 1,5-3 лет
вследствие высоких цен на электроэнергию.
33
Последующие слайды частично отражают
материалы исследований, проводимых в ЭТЛ ЗАО
«НПФ «Энергосоюз» при обследованиях
промышленных предприятий (в основном, это
перечень направлений исследований)
34
Кучумов Леонид Александрович
Профессор кафедры «Электрические системы и сети» СанктПетербургского государственного политехнического
университета, Заведующий электротехнической лабораторией
ЗАО «НПФ «Энергосоюз», г. Санкт-Петербург
Цикл сообщений по теме
Расчетно-экспериментальные исследования в
области качества, надежности и
экономичности работы систем
электроснабжения
Санкт-Петербург
2008 г.
35
Разделы сообщений
1. Основные проблемы поддержания качества электроэнергии в
системах электроснабжения
2. О программах, применяемых для расчета показателей качества
электроэнергии
3. Особенности потоков мощностей и учета электроэнергии в
электрических сетях с нелинейной и несимметричной нагрузкой
4. Об опыте проведения энергообследований предприятий с акцентом
на анализ показателей качества электроэнергии
5. Особенности оптимизации электрических режимов систем
электроснабжения по критерию минимального электропотребления,
особенности выполнения компенсации реактивно мощности
6. Специфические вопросы режимов сетей 6-10кВ при возникновении
однофазных замыканий
7. Измерения коммутационных перенапряжений в сетях 6-10кВ при
36
работе вакуумных выключателей
Об опыте проведения
энергообследований промышленных
предприятий с целями разработки
мероприятий по улучшению
качества напряжения, сбережения
электроэнергии и повышения
надежности работы систем
электроснабжения
37
Проводились энергетические обследования и
измерения на предприятиях:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
ОАО «Северсталь»;
ОАО «Аммофос», ОАО «Череповецкий Азот»;
ОАО «Кировский завод»;
ОАО «Ижорские заводы»;
ЦКБ «Кондопога»;
ОАО «Салаватнефтеоргсинтез»;
ОАО «Киришинефтеоргсинтез»;
Алюминиевые заводы: Саянский ,Волховский,
Надвоицкий, Кандалакшский;
ГУП «Водоканал» (Санкт-Петербург);
ОАО «Алнас» (Татария);
ОАО «Ленэнерго»;
ОАО «Кольская ГМК»;
ОАО «Амурметалл» и др.
38
Основные цели энергетических обследований:
• Оценка эффективности работы электрооборудования
и электрических режимов системы электроснабжения
• Разработка предложений, направленных на снижение
потребления оплачиваемой электроэнергии
• Разработка мероприятий, направленных на
повышение надежности и качества электроснабжения
• Составление энергопаспорта предприятия в части,
касающейся электрохозяйства
39
Основные направления работ при
энергетических обследованиях предприятий:
1. Расчетно-экспериментальный анализ режимов электропотребления и генерации активной и реактивной мощностей предприятия в целом и его подразделений
2. Анализ договоров электроснабжения с энергосистемой
и разработка предложений по его коррекции в интересах предприятия
3. Расчетно-экспериментальное определение степени зависимости активной и реактивной нагрузок предприятия
от напряжения. Оценка возможного эффекта от оптимизации уровней напряжений.
40
4.
5.
Анализ режимов работы существующих компенсирующих
устройств (КБ, СД, генераторов) и потерь в них при
выработке реактивной энергии. Обоснование условий,
исключающих штрафные санкции энергосистемы за
невыполнение условий потребления реактивной
мощности и энергии.
Измерения и анализ показателей качества электроэнергии
(ПКЭ).
Исследование режимов работы электроприемников,
влияющих на ПКЭ.
Разработка математических моделей для последующего
анализа и оптимизации ПКЭ и добавочных активных
потерь.
Оптимизация условий компенсации реактивной мощности
в узлах с нелинейной, несимметричной и
резкопеременной нагрузкой.
Исследование резонансных явлений на высших
гармониках.
Разработка предложений по минимизации ущербов при
нарушении ПКЭ.
41
6.
Оценка КПД электроприводов мощных насосов и
вентиляторов, а также экономически оправданных путей
повышения эффективности их работы, например за счет
замены рабочих колес. Определение электроприводов,
для которых эффективно применение частотного
регулирования.
7.
Анализ режимов нейтралей сетей 6-10-35 кВ и ущербов,
связанных с однофазными замыканиями на землю.
Разработка предложений по совершенствованию
режимов нейтралей, условий работы защит нулевой
последовательности и применению средств ограничения
перенапряжений. Точные измерения токов замыкания и
настроек дугогасящих реакторов безопасным для
оборудования методом (без опытов металлического
замыкания).
42
8.
Анализ существующих систем технического и
коммерческого учетов электроэнергии, а также систем
мониторинга за потреблением различных
энергоносителей на предмет соответствия
современным требованиям.
Разработка соответствующих рекомендаций.
9.
Составление технического отчета, включающего
перечень энергосберегающих мероприятий с оценкой
достигаемого экономического эффекта, который
обычно эквивалентен (1-5)% от величины
оплачиваемой электроэнергии.
10. Составление энергопаспорта в части, относящейся к
электрохозяйству предприятия.
43