1 Энергоэффективности на региональном уровне в Архангельской, Астраханской и Калининградской областяхЭнергоэффективности на региональном уровне в Архангельской, Астраханской и Калининградской областях ЗАО Научно-исследовательский институт энергетики Генеральный директор к.т.н., доцент Левон Егиазарян

2 Цели проекта и основные направления деятельности для их достижения Цели проекта и основные направления деятельности для их достижения Цели проекта: определение режимов работы электросетей и расчет потерь, определение режимов работы электросетей и расчет потерь, определение возможности и потенциала электросбережения, определение возможности и потенциала электросбережения, разработка мероприятий освоения потенциала. разработка мероприятий освоения потенциала. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

3 Пути достижения целей 1. анализ исходной информации, 2. математическое моделирование, расчет потокораспределения и потерь электроэнергии в электросетях, 3. анализ результатов расчетов, 4. выявление и расчет потенциала энергосбережения, составление баланса электроэнергии за расчетный период, разработка мероприятий по энергосбережению: составление баланса электроэнергии за расчетный период, разработка мероприятий по энергосбережению: 1) инвестиционных, 1) инвестиционных, 2) организационных, 2) организационных, 3) институциональных. 3) институциональных. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

4 Исходные данные (апрель 2007г.) Исходные данные (апрель 2007г.) Отпуск и перетоки электроэнергии. Отпуск и перетоки электроэнергии. Потребление электроэнергии. Потребление электроэнергии. Данные о трансформаторах и ЛЭП. Данные о трансформаторах и ЛЭП. Нагрузки ВЛ – 220кВ. Нагрузки ВЛ – 220кВ. Суточные графики нагрузки. Суточные графики нагрузки. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

5 Методы решений математическое моделирование УР электросети, математическое моделирование УР электросети, методы Гаусса-Зейделя, Ньютона и параметрические методы, методы Гаусса-Зейделя, Ньютона и параметрические методы, поэлементный расчет потерь, поэлементный расчет потерь, методы покоординатного спуска. методы покоординатного спуска. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

6 Основные данные сетей 6(10)/0,38 кВ 1) Количество трансформаторных подстанций 6(10)/0,4кВ 6(10)/0,4 кВ шт ) Количество распределительных пунктов 6(10) кВ шт.25 3) Количество трансформаторов напряжениями 110/35/6(10) кВ 6(10) кВ шт.шт ) Суммарная установленная мощность трансформ-ов 6(10)/0,4 кВ, МВА ) Суммарная длина ЛЭП в том числе кабельных 6(10) кВ кмкм ) Суммарная длина ЛЭП 0.38/0.22 кВ км927.8 в том числе – однофазных участков км218.7 двухфазных участков двухфазных участковкм73.5 трехфазных участков трехфазных участковкм ) Количество участков ЛЭП 0.38/0.22 кВ ед ) Количество узлов 6(10) кВ шт ) Количество узлов 0.38/0.22 кВ шт ) Количество абонентских узлов шт НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

7 Список питающих подстанций110/35/10/6 кВ электросетей г.Астрахани N Наименование питающей подстанции Кол-во тр- ов, штук Uн,кВ Уст. мощ. тр-ов кВАРайон ТРУСОВСКАЯ 35/6 кВ 135/ / СТРОЙИНДУСТРИЯ 110/10 кВ 2110/ РЕЗИНОВАЯ 110/10/6 кВ 2110/10/ ОКТЯБРЬСКАЯ 35/6 кВ 235/ ОКРАСОЧНАЯ 110/6 кВ 2110/ ЛЕСНАЯ-НОВАЯ 110/35/6 кВ 1110/35/ ЛЕСНАЯ 110/35/6 кВ 2110/35/ ИНТЕРНАЦИОНАЛЬНАЯ 35/6 кВ 135/ /64000 …………………………………………………………..…………… 25ИТОГО НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Таблица N1 Трусовский Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

8 Трансформаторный парк 6(10)/0,4 кВ электросетей г.Астрахани S,кВА Количество, шт Суммарное количество трансформаторов, шт Суммарная установленная мощность, кВА в работе в ремонте ВСЕГО НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Таблица N2 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

9 Суммарная длина линий электропередач по напряжениям электросетей г.Астрахани N Тип ЛЭП Суммарная длина, км 0,38кВ6кВ10кВ35кВВсего 1 Кабельная линия Воздушная линия ЛЭП всего НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Таблица N3 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

10 Суммарные электрические нагрузки по г.Астрахани N НАГРУЗКА, МВт 1 Коммунально-бытовые потребители (порядка ) Промышленные потребители (порядка 400 абонентов) Неучтенные нагрузки, собственные нужды подстанций, потери в сети 98 Итого:748 С учетом совмещения максимумов нагрузок (K=0,8) 600 НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Таблица N5 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

11 Мероприятия по энергосбережению 1.Оптимизация точек делений в электросетях напряжением 6(10) кВ. 2.Регулирование напряжения изменением Кт трансформаторов 6(10) - 35 кВ и компенсации Q. 3.Симметрирование нагрузки в электросетях 0,38/0,22 кВ. 4.Оптимизация состава включенных трансформаторов 6(10)/0.4 кВ. 5.Усиление головных участков ВЛ 0,38/0,22 кВ. 6.Строительство новых ТП 6(10)/0,4 кВ. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

12 1. Математическая модель УР и схема замещения участка распределительной сети НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. YU+Y Б U Б =U -1 d S Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07 Использованные методики

13 2. Оптимизация нормальных эксплуатационных схем сетей 6(10)кВ путем выбора точек делений сетей НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. 6 (10) кВ ветвь дополнения Источники электроэнергии сеть 0.38 кВ Пример контура сети 6(10) кВ Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07 Использованные методики

14 3. Симметрирование нагрузок в сетях 0,38/0,22 кВ K – коэффициент неравномерности, K – коэффициент неравномерности, K 1 =k 2 ф – коэффициент, пропорциональный коэффициенту формы кривой графика нагрузки k ф, K 1 =k 2 ф – коэффициент, пропорциональный коэффициенту формы кривой графика нагрузки k ф, K 2 –коэффициент, учитывающий осредненный уровень фазной несимметрии, K 2 –коэффициент, учитывающий осредненный уровень фазной несимметрии, K 3 –коэффициент, учитывающий изменение уровня фазной несимметрии во времени. K 3 –коэффициент, учитывающий изменение уровня фазной несимметрии во времени. K (3) =1,585; K (2) =3,221; K (1) =7,69; K (3) =1,585; K (2) =3,221; K (1) =7,69; НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. W=K( 2 ср R)T K=K 1 K 2 K 3 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07 Использованные методики

15 НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07 Использованные методики 5. Усиление головных участков воздушных сетей 0,38/0,22 кВ (срок окупаемости 3 года) Затраты < Стоимость сбереженной энергии 6. Разукрупнение п/ст путем ввода дополнительных ЛЭП, ТП и КТП: - применяется при отклонениях напряжения ниже предела 0,95 U н - срок окупаемости – 5 лет 4. Оптимизация режимов сетей 35-0,4 кВ регулированием ответвлениями трансформаторов и установкой конденсаторных батарей: - оптимизация режима по критерию качества U и W min.

16 База данных База данных Опросные листы: кабельные ЛЭП 6(10), 35 кВ, кабельные ЛЭП 6(10), 35 кВ, воздушные ЛЭП 6(10), 35 кВ, воздушные ЛЭП 6(10), 35 кВ, кабельные ЛЭП 0,38/ 0,22 кВ, кабельные ЛЭП 0,38/ 0,22 кВ, воздушные ЛЭП 0,38/ 0,22 кВ, воздушные ЛЭП 0,38/ 0,22 кВ, ПС, РП 6(10), 35 кВ, 6(10)/0,4 кВ. ПС, РП 6(10), 35 кВ, 6(10)/0,4 кВ. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

17 Расчет УР и потерь электроэнергии НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

18 Исходные данные расчета потокораспределения Исходные данные расчета потокораспределения Достоверными приняты потоки электроэнергии фидеров (W ф ), напряжения узлов питания. Достоверными приняты потоки электроэнергии фидеров (W ф ), напряжения узлов питания. Kт трансформаторов, W потр, U изм, изм, N потр – весовые коэффициенты. Kт трансформаторов, W потр, U изм, изм, N потр – весовые коэффициенты. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

19 Пакет программ Расчет и анализ потерь энергии в электросетях (РАПЭ) Пакет программ Расчет и анализ потерь энергии в электросетях (РАПЭ) Основа алгоритмов: 1. Методика расчета технологических потерь в электросетях 35-6(10)-0,38кВ РА, которая корреспондируется с инструкциями ведомств РФ за гг. 2. Удобный сервис в среде Delphi Электросети – до сотен тысяч узлов(на компьютере Pentium-IV,Windows 2000/XP). НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

20 Расчет и анализ потерь пакетом программ РАПЭ Расчет и анализ потерь пакетом программ РАПЭ 1. Формирование базы данных электросетей 35 – 6(10) – 0,38кВ. 2. Корректировка исходных режимных параметров. 3. Расчет УР и потерь энергии Выходная информация: Выходная информация: 1. технические потери энергии в трансформаторах 2. технические потери энергии в ЛЭП, 3. допустимый уровень метрологических потерь, НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

21 4. технические потери на любом сетевом участке, 5. баланс энергии в целом и по отдельным сетевым участкам, 6. список сетевых участков с максимальным отклонением от допустимого небаланса энергии, 7. список ветвей линий, где > дл.доп, НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07 Расчет и анализ потерь пакетом программ РАПЭ Расчет и анализ потерь пакетом программ РАПЭ

22 8. список узлов, где 0,95Uн U 1,05Uн, 9. список перегруженных трансформаторов, 10. список сетевых участков с максимумом технологических потерь, НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07 Расчет и анализ потерь пакетом программ РАПЭ Расчет и анализ потерь пакетом программ РАПЭ

23 Пример схемы сетей 6(10) кВ базы данных НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

24 Пример схемы сетей 0,38/0,22 кВ базы данных НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

25 Технические потери в сетях и загруженность сетей по току N Наименование участка ЛЭП Сопротивление участка Ток участка, А P, P,кВт.ч P ХХ P ХХкВт.ч НачалоконецR,ОмX,Ом Макс. Расч. Допус- тимый 1 #СУДОСТРО- ИТЕЛЬНАЯ.6.2 [СУДОСТРО- ИТЕЛЬНАЯ-2- РП-7].О.1 0,0130, ,27 * [СУДОСТРО- ИТЕЛЬНАЯ-2-РП- 7].О.1 [СУДОСТРО- ИТЕЛЬНАЯ-2- РП-7].О.2 0,1970,257369, ……………………..………………… ………….……………..….. 43ТП /1 [ТП Я- ДОРОЖНАЯ].О.1 0,0070, ,54 * ТП ТП /11,3284,1414,3636, НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Таблица N13 Наименование подстанции: СУДОСТРОИТЕЛЬНАЯ Номер фидера в топологической схеме: 87 Район: ЛЕВЫЙ БЕРЕГ Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

26 Данные режимов напряжений в сетях 6(10)- 0,38/0,22 кВ за апрель 2007г. (по узлам топологической схемы) N Наименование участка ЛЭП Ном. линейное напряжение, кВ Расчет. линейное напряжение кВ 1#СУДОСТРОИТЕЛЬНАЯ.6.266,3 2[СУДОСТРОИТЕЛЬНАЯ-2-РП-7].О.166,3 ……………………………………………………….……… 44[ТП Я-ДОРОЖНАЯ].О.10,380,4 45ТП /10,38 0,40 * НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Таблица N14 Наименование подстанции: СУДОСТРОИТЕЛЬНАЯ Номер фидера в топологической схеме: 87 Район: ЛЕВЫЙ БЕРЕГ Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

27 Анализ результатов расчета потерь показывает: НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07 1. Технологические потери в сетях 6(10)-0,38/0,22 кВ 9,04% от отпуска в сеть и 7,08% от отпуска в сеть плюс W пр.фид.. 7,08% от отпуска в сеть плюс W пр.фид.. 2. Пределы технологических потерь в сетях 6(10)-0,38/0,22 кВ -8,34 9,04 от отпуска в сеть и 6,53 7,08 от отпуска в сеть плюс W пр.фид. 3. Разброс технологических потерь 3,93 15, Метрологические потери 0,35 от отпуска.

28 Уровень потерь энергии В целом по энергосис- теме По распред. электросе- тям Удовлетворительный 9 – 10 % 4 – 4,5 % Максимально допустимый 15 – 16 % 10 % НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Международная практика Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

29 Сводные данные об энергосберегающих мероприятиях в электросетях г.Астрахань N Наименование мероприятия Исходные данные Описание мероприятия Оптимизация режимов работы сетей 0,38 – 110 кВ. 1.1 Оптимизация точек делений в сетях 6-(10)кВ Нормальная схема сети с техническими ограничениями Переключения ЛЭП- 6-(10) кВ по оптимальной схеме 1.2 Регулирование напряжения изменением Kт трансформаторов 10, 6, 35кВ, компенсация Q. Часовые графики производства электроэнергии, графики нагрузки, положения переключателя ответвлений обмоток трансформаторов Изменение положения анцапф трансформаторов по рекомендуемому списку. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Таблица N32 Исходные данные: годовое поступление энергии в сеть Wгод=1100 млн.кВт.ч. из них чистый вход Wчв=240 млн. кВт.ч. Расчетные технологические потери WT=78 млн. кВт.ч. или 7,08% от общего поступления, или 9,04% от чистого входа. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

30 Сводные данные об энергосберегающих мероприятиях в электросетях г.Астрахань N Эффект внедрения, срок окупаемости Периодичность мероприятия Реализация Оптимизация режимов работы сетей 0,38 – 110 кВ. 1.1 Всего в сетях 6-(10) кВ экономия в год составит 4,47 млн.кВт.ч. (0,52% от отпуска), затраты 0,22 млн.руб., срок окупаемости 0,5 года Осуществляется сезонная оптимизация (2 раза в год) Оптимизация нормальной эксплуатационной схемы. Расчет потокораспределения в сетях и оптимизация точек делений в них для 2- х сезонов года с согласованием результатов с диспетчерскими службами (ДС) сетей. Учет режимных ограничений. 1.2 Всего в сетях 6 – (10) кВ экономия в год составит 1,1 млн.кВт.ч., затраты 0,11 млн.руб., срок окупаемости 0,6 года. Осуществляется сезонное регулирование (весенне- летний, осенне– зимний) и, по мере необходимости. Расчет режимов напряжений в сетях с высокими технологическими потерями, составление списка трансформаторов и дача рекомендации по величине прибавки/ скидки напряжения. Анализ данных замеров и расчетов режимов напряжений. Расчеты выполняются по ежемесячным данным о потреблении электроэнергии потребителями. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Продолжение Таблицы N32 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

31 Сводные данные об энергосберегающих мероприятиях в электросетях г.Астрахань N Наименование мероприятия Исходные данные Описание мероприятия Симметрирование нагрузок в сетях 0,38/0,22 кВ. Несимметрия нагрузок фаз на вводах 0,4 кВ трансформаторов 6(10)/0,4 кВ превышает нормативное значение. Осуществление симметрирования нагрузок. 1.4 Оптимизация состава включенных трансформаторов 6(10)/0,4 кВ. Отключаются холостые трансформаторы и трансформаторы со средней месячной загрузкой до 20% от номинала в двух трансформаторных подстанциях. Отключение трансформаторов по рекомендуемым спискам. Восстановление нарушенной (или отсутствующей) межсекционной связи на двух трансформаторных подстанциях. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Продолжение Таблицы N32 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

32 Сводные данные об энергосберегающих мероприятиях в электросетях г.Астрахань N Эффект внедрения, срок окупаемости Периодичность мероприятия Реализация При обеспечении нормированного значения несимметрии экономия технологических потерь сотавляет до 0,3% от чистого входа, т.е. dW = 2,6 млн.кВт.ч. в год, затраты 0,58 млн.руб.. Эффект может быть достигнут в течении 1,5 лет. Рекомендуется использовать для маттехобеспечения и поощрения работников. Периодическая работа, осуществляется во время текущей эксплуатации и профилактических ремонтов. Приборные замеры режимных параметров, в том числе потерь XX трансформаторов с помощью переносных измерительных устройств, анализ результатов, создание автоматизированной базы данных режимных патраметров, разработка рекомендаций по приоритетным направлениям симметрирования. Ежемесячный расчет технологических потерь в симметрированной сети. 1.4 Экономия электроэнергии составляет 2,29 млн.кВт.ч. (0,27% от отпуска), затраты 0,12 млн.руб., срок окупаемости 0,48 год. Осуществляется сезонное отключение (2 раза в год) или по мере возникновения возможности. Расчет режимов работы трансформаторов с выявлением низкозагруженных и холостых трансформаторов.Подготовка перечня подлежащих отключению трансформаторов с ретроспективным анализом их режимов работы. Создание базы данных загрузок всех трансформаторов сетей. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Продолжение Таблицы N32 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

33 Сводные данные об энергосберегающих мероприятиях в электросетях г.Астрахань N Наименование мероприятия Исходные данные Описание мероприятия Модернизация и усиление сетей 6(10)/0,38 кВ 2.1 Усиление головных участков воздушных сетей 0,38 кВ. В головных участках потери составляют около 70%. Замена проводов в начальных пролетах ВЛ-0,38кВ на провода большего сечения и доукомплектование фазных проводов. 2.2 Усиление сети строительством новой ТП- 6(10)/0,4 кВ или КТП-6(10)/0,4 кВ Данные АСКУЭ, в том числе об узловых напряжениях в сетях, база пассивных параметров сети 35-0,38 кВ. Строительство новой КТП, в тех местах где невозможно обеспечить отклонение напряжения в допустимых пределах. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Продолжение Таблицы N32 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

34 Сводные данные об энергосберегающих мероприятиях в электросетях г.Астрахань N Эффект внедрения, срок окупаемости Периодичность мероприятия Реализация Модернизация и усиление сетей 6(10)/0,38 кВ 2.1 Ожидаемое уменьшение технологических потерь электроэнергии составляет 7,86 млн.кВт.ч. (0,91% от отпуска) в год. Срок окупаемости 1,3 года. Затраты составляют 1,64 млн.руб.. Осуществляется единожды, и, по мере возникновения необходимости, при изменениях режимов потребления. Расчет токораспределения в воздушных сетях, анализ загруженности ЛЭП, выявление участков сети, где расходы по замене проводов и увеличению проводов (до 4-х) в пролете равны стоимости технических потерь электроэнергии в них за заданный промежуток времени (от 6-и до 12 –ти месяцев ). Расчет выполняется для всех характерных сезонов и дней недели с ретроспективным анализом загруженности ВЛ, с учетом технических ограничений. 2.2 Затраты на одну КТП составляют 0,16 млн.руб., число КТП около 24 шт.. Затраты составляют 2,6 млн.руб..Годовой экономический эффект составляет 3,24 млн.кВт.ч., 0,53 млн.руб.. Срок окупаемости 4,9 лет. Периодический, по мере выявления высокоэффективных предложений. Выбор участков сетей анализом данных по режимам работы с большими техническими потерями. Технико-экономический расчет и разработка предложений - с подготовкой бизнес-планов. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Продолжение Таблицы N32 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

35 Сводные данные электросбережения NМероприятие Затраты тыс. руб Срок оку- паемости, Год(до) Ожидаемая экономия ЭЭ в год, млн. кВт.ч 1. Организационные 1.1 Оптимизация точек делений сетей 6(10)кВ 2200,54, Регулирование напряжения и компенсация Q 1100,61,1 1.3 Симметрирование нагрузок в сетях 0,38/0,22 кВ 5801,52,6 1.4 Оптимизация состава включенных трансформаторов 1200,482,29 Итого организационных мероприятий ,47 НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

36 Сводные данные электросбережения NМероприятиеЗатраты тыс. руб тыс. руб Срок оку- паемости, Год(до) Ожидаемая экономия ЭЭ в год, млн. кВт.ч 2. Модернизация и усиление сетей 6(10)/ 0,38 кВ 2.1 Усиление головных участков ВЛ 0,38/0,22 кВ 16401,37, Строительство новых ТП 6(10)/0,4 кВ 26004,93,24 Итого по модернизации и усилению сетей ,1 По всем мероприятиям 52701,6521,57 НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

37 Баланс электроэнергии в электрических сетях 6(10)-0,38/0,22 кВ г.Астрахани (апрель 2007г.) НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Таблица N33 Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

38 Институциональные мероприятия организация инвентаризации электроэнергии, организация инвентаризации электроэнергии, измерение режимных параметров работы электросетей, измерение режимных параметров работы электросетей, управление информационными потоками, управление информационными потоками, обработка и анализ информации, обработка и анализ информации, развитие компьютерной и программной базы по сбытовым функциям, развитие компьютерной и программной базы по сбытовым функциям, повышение ответственности по сбытовым функциям, повышение ответственности по сбытовым функциям, материальная ответственность за электроэнергию, материальная ответственность за электроэнергию, независимая оценка потерь электроэнергии в электросетях и определение структуры этих потерь. независимая оценка потерь электроэнергии в электросетях и определение структуры этих потерь. НИИ Энергетики г.Ереван, 2007г. Программа ТАСИС (ЕС) Энергоэффективности на региональном уровне в Астраханской области ЭИ-11/07

Ереван, пр.Мясникяна 5/1 ЗАО Научно-исследовательский институт энергетики тел./факс: Эл. почта: СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!