Неравномерность реализации и транспорта газа определяется в значительной части режимом потребления газа . Потребители используют газ на различные нужды, а следовательно, предопределяют и различные режимы расходования газа. Например, если газ как сырье для химической промышленности используется в основном равномерно в связи с непрерывностью процесса производства на химических предприятиях, то на отопительные нужды его используют в котельных лишь сезонно. Отсюда оценка колебаний в расходовании газа отдельными категориями потребителей должна проводиться на основе изучения режимов потребления различных видов топлива по каждой категории потребителей. В ряде случаев используют широко применяемый в энергетике метод оценки колебаний по числу часов использования максимума нагрузки. Продолжительность использования максимума нагрузки показывает, сколько часов
Важной характеристикой режима потребления электрической энергии является показатель годового числа часов использования максимума нагрузки (Лм)
На основании приведенных выше данных установлены (табл. IX-12) общие суммарные коэффициенты неравномерности газопотребления по основным категориям коммунально-бытовых потребителей без учета отопления (k k k), а также показатели числа часов использования максимума нагрузки (8760/ м k k4) и коэффициенты использования потенциальной
TKJ - число часов использования максимума нагрузки в месяц.
После подстановки в (1.10) вместо размеров платы их значений из (1.7)... (1.9) получается выражение для определения граничного годового числа часов использования максимума нагрузки
Число часов использования максимума нагрузки потребителем, тыс. ч, определяется следующим образом
Это вызывает снижение числа часов использования максимума нагрузки и увеличение себестоимости тепловой энергии вследствие соответствующего повышения слагаемой постоянных расходов на 1 Гкал.
Потребители, использующие тепло на технологические нужды, имеют различное число часов использования максимума нагрузки в зависимости от характера производства и удельного веса тепла, расходуемого на отопление производственных помещений.
Важной характеристикой режима потребления энергии является годовое число часов использования максимума нагрузки
Коэффициент Р" м несколько больше р м вследствие того, что машины с механическим приводом в большинстве случаев обслуживают непрерывные процессы , имеющие более высокое годовое число часов использования максимума нагрузки.
На основе коэффициентов заполнения суточного, недельного, месячного и годового графиков нагрузки определяется показатель годового числа часов использования максимума нагрузки энергосистемы.
Годовое число часов использования максимума нагрузки энергосистемы /гм определяется по средневзвешенному числу часов использования промышленной и транспортной нагрузки и удельному весу коммунально-бытового электропотребления городского и сельского населения (рис. 9-7).
Численность персонала 280 Число часов использования максимума нагрузки 20 установленной мощности 93
Графики нагрузок по каждому виду энергии с дифференциацией по параметрам характеризуются максимальными, средними и минимальными нагрузками, а также коэффициентами заполнения и минимальных нагрузок, годовыми числами часов использования максимума нагрузки и др. Режимные показатели зависят от специфики технологии и организации данного производства, климатических и метеорологических условий.
Величина располагаемой ремонтной площади в энергосистеме зависит от характера графика электрической нагрузки, который находит обобщенное выражение в показателе числа часов использования максимума нагрузки Лм (рис. 10-3).
Показатели на 1000 м3 максимально-часового расхода газа могут быть получены двумя способами. Либо, как указывалось выше, путем умножения показателей, рассчитанных на 1000 чел., на коэффициент, равный частному от деления числа часов использования максимума на среднегодовой расход газа на 1 чел., либо путем непосредственной корректировки базовых показателей металле- и капиталовложений на 1000 м3 максимально-часового расхода газа. В последнем случае для расчетов используются формулы (П-9) - (П-12), в которых, в этих случаях в качестве МВ, /Сн, Мс и Кс принимаются соответствующие показатели не на 1000 снабжаемых газом жителей, а на 1000 м3 максимально-часового расхода газа при отсутствии горячего водоснабжения, отопительной и промышленной нагрузки с умножением итога на Q/Qi.
Для промышленности характерно резкое колебание числа часов использования максимума по различным ее отраслям, величина которого определяется соотношением отопительной и технологической нагрузки и количеством смен работы оборудования.
Использование годового максимума нагрузки по большинству промышленных предприятий колеблется в широких пределах от 3 500 до 7 000 ч, что приводит к соответствующему изменению себестоимости отпускаемой им электроэнергии. Очевидно в соответствующем диапазоне должны изменяться и тарифы на электроэнергию для промышленных предприятий с разным числом часов использования максимума. Переменные затраты энергопредприятий, зависящие от. количества выработанной энергии, возвращаются потребителями пропорционально потребленной ими энергии.
Здесь ат, РТ, Рэ - коэффициенты топливной характеристики , постоянные для каждого данного турбоагрегата 7р - годовое число часов работы агрегата /гт - годовое число часов использования максимума отбора пара отопительных параметров Q Лм - годовое число часов использования максимальной электрической нагрузки NM. Значения коэффициентов соответствуют использованию на ТЭЦ твердого топлива при работе на других видах топлива вводятся поправки для жидкого топлива - 0,98 для газообразного - 0,97.
Если годовые показатели разделить соответственно на часовые, то получим годовые числа часов использования максимума отопительной нагрузки, покрываемой из отборов турбин ТЭЦ /г и пиковых котлов А.
Доля горячего водоснабжения аг.в=0,1. Этим значениям ат и аг.в по номограмме (см. рис. 5-1) для южных районов соответствуют годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки ТЭЦ (при ат=1) fto=2700 ч и годовое число часов использования
Тр - годовое число часов работы агрегата Лт - годовое число часов использования максимума отбора пара отопительных параметров Q" Нм - годовое число часов использования максимальной электрической нагрузки JVM. Значения коэффициентов соответствуют использованию на ТЭЦ твердого топлива при работе на других видах топлива вводятся поправки для жидкого топлива - 0,98, для газообразного - 0,97.
Во-вторых, дифференцировать тарифы (одноставочные) в зависимости от числа часов использования максимума тепловой нагрузки (базовый, пиковый тарифы) и требований, предъявляемых к качеству и надежности теплоснабжения.
В отдельных работах применяется следующая неточная и неправильная формула исчисления себестоимости электроэнергии sg для разных групп потребителей в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки потребителя Гмакс и коэффициента участия в максимуме нагрузки энергосистемы /См
использование оборудования в течение года) и полупиковые
По характеру графика нагрузки различают электростанции базовые (несут равномерно высокую нагрузку и имеют большое число часов использования максимума нагрузки в течение года), пиковые (загружаются в течение суток неравномерно и имеют низкое использование оборудования в течение года) и полупиковые (имеют в течение года пониженное использование оборудования).
Рис. 10-3. а - зависимость площади провала в годовом графике нагрузки F eM от числа часов использования максимума нагрузки Ам б - зависимость необходимой ремонтной площади FpgM от удельного веса установленной мощности ТЭС Мтэс % / - процент блочных электростанций равен нулю // - Г""
Число часов использования максимума нагрузок Н мах так же является реперной точкой, но не только в теплофикации, а в целом во всей энергетике. Н мах - самый наглядных и самый эффективный показатель показывающих степень использования установленного энергетического оборудования ТЭЦ, ГРЭС, котельных, тепловых сетей, трансформаторов, электрических сетей и т.д.
Таблица 2 Число часов использования электрических и тепловых мощностей ТЭЦ
|
Число часов использования максимума электрической мощности НмахЭЭ |
Число часов использования максимума тепловой мощности НмахТЭ |
|||||||
|
норма по реперной точке |
неиспользуемый резерв электрической мощности |
норма по реперной точке |
неиспользуемый резерв тепловой мощности |
|||||
|
котельная ТЭЦ-2 |
||||||||
|
котельная ТЭЦ-6 |
||||||||
|
Итого по ОЭГК |
||||||||
|
* В качестве реперной точки для теплотрасс, принимается реальная пропускная способность трубопровода Ду=1000мм водяной сети взятого из справочника Николаева табл. 9.1 «Справочник проектировщика тепловых сетей» работающего по температурному графику 150-70°С с удельным потерей давления на трение 10 кгс/м 2 м Qмах=760Гкал/час |
Приняв в качестве реперной точки, число часов использования максимума нагрузок по выработке электроэнергии приято Н мах ЭЭ = 6500час сразу же видно что электрические мощности ТЭЦ используются крайне неэффективно. Резерв электрической мощности составляет не менее 2695 часов или 41,5%!
В соответствии с климатической характеристикой Омска значение реперной точки для теплового потребления составляет конкретную величину Н мах ТЭ =3726час. В таблице 2 также наглядно видно, что резерв неиспользованных тепловых мощностей по ОЭГК составляет порядка 1206часов или 32,4%!
По использованию тепловых сетей также можно сделать вывод, какие теплотрассы загружены эффективно, а какие не используют свой проектный потенциал. Так в приведенном примере видно, что потенциал теплотрассы «Октябрьская» не используется на 64,5%. Однако, как с теплотрассами, как и с линиями электропередач, пользоваться показателем Н мах надо не механически, а с умом, думать и дополнительно оценивать резерв экономии исходя из конкретного гидравлического и электрического режима работы сетей.
Недостатки, не решаемые «формой 6-тп»:
- ? Закладывают основы перекрестного субсидирования потребителей конденсационной электроэнергетики за счет потребителей комбинированной энергии от ТЭЦ.
- ? Не отражает климатические особенности региона по возможности комбинированного потребления и производства комбинированной энергии на ТЭЦ а именно, расчетное число и фактическое часов использования максимума отопительной нагрузки на предприятии, в городе, в регионе.
- ? Не выявляется и не определяется Потенциал Экономичности Топливоиспользования (ПЭТ) при потреблении и производстве и тепловой и электрической энергии на ТЭЦ и котельных предприятий, города, региона.
Что надо включить в «форму 6-тп»:
- ? Ввести в экономическую деятельность и в статистическую отчетность понятие третьего вида энергии «Комбинированная энергия».
- ? Ввести понятие Потенциал Экономичности Топливоиспользования (ПЭТ) в регионе.
- ? Расчетное число часов использования максимума электрической (6500час) и отопительной нагрузки (3726час) для конкретного региона, недоиспользование тепловых и электрических мощностей.
- ? Ввести понятие «Первая, вторая и третья реперная точка», относительно которой, оценивается потенциал экономичности топливоиспользования в городе, в регионе.
- ? Организовать нормирования экономичности топливоиспользования региона по следующим базовым показателям:
- ? удельное потребление комбинированной электроэнергии на предприятии, в городе, в регионе Wпотр [мВт/Гкал]
- ? удельной выработки электроэнергии на базе теплового потребления предприятие, город, регион Wвыр [мВт/Гкал]
- ? Коэффициент полезного использования топлива КПИТ при потреблении и при производстве комбинированной, электрической и тепловой энергии.
Социальная ответственность статистической отчетности по «форме 6-тп».
«…изменение отчетности!..»
При реконструкции жилого дома белорусская экспертиза потребовала предоставить годовое потребление электроэнергии жилым домом. Это не новое, всегда в пояснительной записке присутствует раздел с эксплуатационными характеристиками объекта.
У меня даже есть которая находится в сборнике программ и позволяет ускорить расчет.
В программе нет ничего сложного, если знать годовое число использования максимума нагрузки. Вот здесь, на мой взгляд, присутствует пробел в наших нормативных документах. Приходится по крупицам искать в различной литературе эти значения.
Я когда-то на блоге делал опрос, кто сколько потребляет электроэнергии в месяц. Результаты опроса показали, что среднее потребление в месяц – 150 кВт*час. Лично я в своей квартире потребляю 70-80 кВт*час.
Я не думаю, что с ростом бытовых приборов мы стали больше потреблять электроэнергии. Мы ведь и экономить начали, скажем, многие уже перешли на светодиодное освещение, используют энергосберегающие приборы.
Я считаю, что расход электроэнергии в среднем не меняется для жилых домов и теряется смысл его расчета.
Где взять годовое число часов использования максимума нагрузки? Давайте обратимся к: РД 34.20.178 (Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения). Другого документа по данной теме я не нашел.
Здесь все четко, в зависимости от мощности выбираем нужное значение.
Давайте проверим, что у нас получится. В одном из домов у меня было всего 8 квартир. Руд=3,3 кВт. Рр=8*3,3=26,4 кВт.
Годовое потребление электроэнергии жилым домом: W=26,4*1600=42240 кВт*час.
А сейчас давайте посчитаем, сколько у нас потребляет одна квартира в месяц при таком расчете: 42240/(8*12)=440 кВт*час/месяц.
Вот так я рассчитывал в своем проекте, но мой расчет «зарубили» — сказали много. Пришлось манипулировать и подгонять под нужное значение.
А сейчас хочу вам продемонстрировать расчет, исходя из которого можно сделать некоторые выводы:
|
Руд. кВт |
Рр, кВт |
W, кВт*ч |
Р1кв, кВт*ч/месяц |
||
| 2,4 | 36 | 800 | 28800 | 160 | |
| 1,6 | 64 | 1200 | 76800 | ||
| 1,13 | 113 | 1700 | 192100 | ||
| 1,03 | 206 | 1900 | 391400 | ||
| 0,95 | 380 | 2000 | 760000 | ||
| 600 | 0,92 | 552 | 2100 | 1159200 | |
| 1000 | 0,89 | 890 | 2200 | 1958000 | 163 |
N – количество квартир;
Руд. – удельная нагрузка на одну квартиру в зависимости от количества квартир;
Т – годовое число использования максимума нагрузок. Взятое таким образом, чтобы потребление одной квартирой в месяц было около 150 кВт*час;
W – годовой расход электроэнергии жилым домом;
Р1кв – расход электроэнергии одной квартирой.
Разумеется, вы можете сказать, что здесь учтена не вся нагрузка, например, лифты. Согласен, есть небольшая погрешность, но и среднее потребление у меня получилось не 150, а 160 кВт*час.
Вывод: чтобы получилось правдоподобное значение, мне пришлось годовое число использования максимума нагрузки для жилого дома из 8 квартир взять 600, а не 1600.
Р.S. Обновил программу по расчету годового расхода электроэнергии, теперь она имеет такой вид:
Понятие времени использования максимальной нагрузки, его определение.
Суточный график активной нагрузки перестраивается в годовой график нагрузок по продолжительности (рис. 2.1), по которому определяется число часов использования максимума нагрузки .
 |
Рис. 2.1. Годовой график нагрузки по продолжительности
Площадь годового графика по продолжительности – это количество потребленной за год промышленным предприятием электрической энергии ().
Число часов использования максимальной нагрузки () – это такое время, в течение которого через электрическую сеть, работающую с максимальной нагрузкой, передавалось бы такое же количество электроэнергии, которое передается через нее в течение года по действительному графику нагрузки:
(ч). (2.7)
Время использования максимальной нагрузки определяется характером и сменностью работы потребителя.
Величиной пользуются при определении потерь электроэнергии. Для этого нужно знать величину – время максимальных потерь, т. е. время, в течение которого электрическая сеть, работая с неизменной максимальной нагрузкой, имеет потери электроэнергии, равные действительным годовым потерям.
Время максимальных потерь: 
(ч),
где – потери активной энергии, кВт×ч, или расход электроэнергии на покрытие потерь;
– наибольшие потери мощности, кВт.
Определение приведенных затрат на установку силового оборудования.
Суммарные приведенные затраты на установку силового оборудования определяются из выражения
где – капитальные затраты на установку одного трансформатора, тыс. у.е. .
Стоимость потерь электрической энергии в трансформаторе
где – каталожные данные, кВт ;
– коэффициент загрузки трансформатора;
=8760 – число часов работы трансформатора в течение года, ч.
Если на подстанции работают параллельно n однотипных трансформаторов, то их эквивалентные сопротивления в n раз меньше, а проводимости в n раз больше. С учетом этого формула (2.18) для двух трансформаторов примет вид
Потери мощности в трансформаторах складываются из потерь активной и реактивной мощности.
Потери активной мощности определяются потерями на нагрев обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и потерь на перемагничивание и вихревые токи (нагрев стали), не зависящих от тока нагрузки.
Потери реактивной мощности также складываются из двух составляющих: потерь реактивной мощности, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящих от квадрата тока нагрузки, и потерь на намагничивание трансформатора, не зависящих от тока нагрузки и определяемых током холостого хода.
Графики электрических нагрузок: их классификация, назначение, получение.
Режимы работы потребителей эл.эн не остаются постоянными, а непрерывно меняются в течение суток, недель, месяцев и года
Различают графики активных и реактивных нагрузок.
По продолжительности: сменные, суточные и годовые
Графики нагрузки подразделяются на индивидуальные - для отдельных ЭП и групповые - для группы ЭП.
Индивидуальные графики нагрузки обозначаются строчными буквами: p(t), q(t), i(t); групповые графики нагрузок обозначаются теми же, но прописными буквами: P(t), Q(t), I(t).
В условиях эксплуатации изменения нагрузки по активной и реактивной мощности во времени описывают в виде ступенчатой кривой по показаниям счетчиков активной и реактивной мощности, снятым через одинаковые определенные интервалы времени.
На рис. приведен график изменения нагрузки цеха в течение одной (максимально загруженной) смены длительностью 8 ч. Криволинейный график заменен ступенчатым с интервалом времени 30 мин. Для каждого 30-минутного интервала в течении всей смены найдены средние 30-ти минутные нагрузки Рср1-Рсрi, из которых одна является максимальной. Эта нагрузка обозначается Рр, называется расчетной, и по ее значению выбирают проводники и уставки защиты в определенных точках электрической сети, оценивать потери напряжения, выбирать мощности генераторов и решать технико-экономические вопросы.
n1.doc
Средние значения продолжительности использования максимума нагрузки в промышленности T max| Потребители | T max , час/год |
|
| Топливная промышленность: | ||
| угледобыча: | ||
| закрытая | 3500-4200 |
|
| открытая | 4500-5000 |
|
| нефтедобыча | 7000-7500 |
|
| нефтепереработка | 6000-8000 |
|
| торфоразработка | 2000-2500 |
|
| Металлургия: | ||
| черная (в среднем) | 6500 |
|
| доменное производство | 5000 |
|
| мартеновское | 7000 |
|
| ферросплавное | 5800 |
|
| коксохимическое | 6500 |
|
| цветная | 7000-7500 |
|
| Горнорудная промышленность | 5000 |
|
| Химия (в среднем) | 6200-8000 |
|
| В том числе: | ||
| анилинокрасочный завод | 7000 |
|
| завод азотных удобрений | 7500-8000 |
|
| завод синтетических волокон | 7000-8000 |
|
| Машиностроение и металлообработка: | ||
| завод тяжелого машиностроения | 3800-4000 |
|
| станкостроительный завод | 4300-4500 |
|
| инструментальный завод | 4000-4200 |
|
| шарикоподшипниковый завод | 5000-5300 |
|
| автотракторный завод | 5000 |
|
| завод подъемно-транспортного оборудования | 3300-3500 |
|
| завод сельхозмашин | 5000-5300 |
|
| авторемонтный завод | 3500-4000 |
|
| паровозовагоноремонтный завод | 3500-4000 |
|
| приборостроительный завод | 3000-3200 |
|
| завод электротехнического оборудования | 4300-4500 |
|
| металлообрабатывающий завод | 4300-4400 |
|
| Целлюлозно-бумажная промышленность | 5500-6000 |
|
| Деревообрабатывающая и лесная промышленность | 2500-3000 |
|
| Легкая промышленность: | ||
| обувная | 3000 |
|
| текстильная | 4500 |
|
| Пищевая промышленность: | ||
| холодильник | 4000 |
|
| маслоконсервный завод | 7000 |
|
| молокозавод | 4800 |
|
| мясокомбинат | 3500-3800 |
|
| хлебозавод | 5000 |
|
| кондитерская фабрика | 4500 |
|
| Производство стройматериалов | 7000 |
|
Максимальная расчетная нагрузка электротяги электрифицируемого участка железной дороги определяется по формуле:
P р =1,3Р p .сим +З н.т. , (2.3)
Р p .сим – расчетная трехфазная среднесуточная тяговая нагрузка участка, определяемая в проекте электрификации на основе тяговых и электрических расчетов по заданным размерам движения месяца интенсивных перевозок на пятый год эксплуатации с учетом потерь энергии и расхода на СН, кВт;
1,3 – коэффициент суточной неравномерности нагрузки от группы тяговых подстанций;
Р н.т. – расчетная нагрузка нетяговых железнодорожных потребителей участка.
При отсутствии указанных данных, полученных от специализированной организации, максимальная расчетная нагрузка (P max) может быть определена по формуле:
P p . max =А год /T max (2.4)
где: А год – годовое электропотребление электрифицируемого участка железной дороги;
Т max – расчетная продолжительность использования максимума нагрузки электротяги. Значения T max могут быть приняты от 5700 до 6500 час/год.
Анализ отчетных данных ряда электрифицированных железных дорог позволил оценить средние значения удельных показателей электропотребления. Указанные показатели различают для:
скоростной линии – двухпутная железнодорожная линия, на которой обращаются поезда со скоростями 160–200 км/час, A уд = 3,0–4,2 млн. кВт·ч/км в год;
слабозагруженный участок – однопутный железнодорожный участок с объемом движения до 24 пар поездов в сутки, А уд = 1,0–1,5 млн. кВт·ч/км в год.
Меньшие значения соответствуют ровному профилю пути и низкой степени использования пропускной способности участка электрифицируемой железной дороги.
С ростом мощности локомотивов, которые предполагается в ближайшие годы использовать на скоростных железнодорожных магистралях, удельные показатели электрификации возрастут.
Разрабатываются:
электровозы серии ЭП (электровоз пассажирский), ЭП-1 (4700 кВт), ЭП-9 (5000 кВт), ЭП-10 (7200 кВт). Электровозы ЭП-9 и ЭП-10 рассчитаны на прохождение электрифицированных участков на переменном и постоянном токе;
электропоезда. В составе электропоезда 4–5 ведущих вагонов (по типу пригородных электричек). Так, например, запроектирован электропоезд «Сокол» (10 800 кВт), рассчитанный на скорости до 250 км/час.
Ориентировочные удельные показатели электропотребления на 1 км магистральных трубопроводов и на одну компрессорную станцию (КС) газопроводов или нефтеперекачивающую станцию (НПС) нефтепроводов приведены ниже:
Удельное электропотребление
млн. кВт·ч
млн. кВт·ч/км КС или НПС
Магистральные газопроводы:
С газотурбинным приводом 0,2 16
С электроприводом 5,0 400
Магистральные нефтепроводы 1,0 45
Число часов использования максимальной нагрузки магистральных трубопроводов составляет 7650-8400 час/год.
Расход электроэнергии на нужды сельскохозяйственного производства определяется на основе данных об удельных нормах расхода электроэнергии на единицу продукции. Основные потребители электроэнергии в сельскохозяйственном производстве – животноводческие и птицеводческие фермы и комплексы, а также парники, теплицы, оросительные установки и прочие потребители (мастерские, зерносушилки и др.).
Для ориентировочной оценки перспективного потребления электроэнергии на производственные нужды сельскохозяйственных потребителей можно пользоваться обобщенными показателями удельного потребления электроэнергии (табл. 2.5).
Таблица 2.5
Ориентировочные удельные нормы расхода электроэнергии на нужды сельскохозяйственного производства
| Наименование производства, вида продукции | Единица продукции | Удельный расход электроэнергии на единицу продукции, кВт·ч/год |
| Комплексы по выращивания и откорму свиней | Поголовье | 55-115 |
| Комплексы по выращиванию и откорму крупного рогатого скота | Тоже | 110-130 |
| Площадки по откорму крупного рогатого скота | Тоже | 25-50 |
| Комплексы по производству молока | Тоже | 550-700 |
| Комплексы по выращиванию нетелей | Тоже | 215-265 |
| Птицефабрика по производству яиц | Тоже | 20-25 |
| Птицефабрики мясного направления | Тоже | 15-20 |
| Фермы по выращиванию и откорму свиней | Тоже | 100-190 |
| Фермы по откорму свиней | Тоже | 60-85 |
| Свиноводческие репродуктивные фермы | Тоже | 95-100 |
| Фермы крупного рогатого скота | Тоже | 380-430 |
| Откормочный пункт крупного рогатого скота | Тоже | 75-175 |
| Ферма по производству молока | Тоже | 550-700 |
| Птицеферма по производству яиц | То же | 10 |
| Птицеферма мясного направления | Тоже | 2 |
| Парники | Рама в сезон | НО |
| Теплицы | 1м 2 | 50 |
Меньшие удельные расходы имеют место на крупных комплексах и фермах, большие – на мелких.
В табл. 2.6 приведены ориентировочные данные по удельным расходам электроэнергии на 1 га орошаемых земель по основным сельскохозяйственным культурам для различных зон страны при двухсменном поливе.
Таблица 2.6
Ориентировочные удельные нормы годового расхода электроэнергии для орошения земель, кВт·ч/га
| Район России | Средневзвешенный расход по культурам | Групповая норма по зоне |
||||||
| Зерновые | Кукуруза | Рис | Сахарная свекла | Овощи | Сады, виноградники | Кормовые |
||
| Россия: | 1700 | 2900 | 2000 | 3100 | 3000 | 2000 | 3400 | 2600 |
| в том числе районы: | ||||||||
| Северо-Западный | 400 | - | - | - | 600 | - | 800 | 800 |
| Центральный | 600 | - | - | - | 1000 | 700 | 900 | 1000 |
| Волго-Вятский | 400 | - | - | - | 800 | - | 900 | 900 |
| Центрально-Черноземный | 400 | 2500 | – | 3000 | 2500 | 1800 | 2700 | 2600 |
| Поволжский | 2000 | 3500 | 2500 | 3500 | 3400 | 2000 | 3000 | 3600 |
| Северо-Кавказский | 1800 | 3200 | 2000 | 3200 | 3100 | 2000 | 3400 | 3000 |
| Уральский | 1100 | 1800 | - | - | 1500 | 1800 | 1800 | 1500 |
| Западно-Сибирский | 1300 | - | - | - | 2200 | - | 2400 | 2300 |
| Восточно-Сибирский | 1200 | - | - | - | 2000 | - | 2100 | 2100 |
| Дальневосточный | 800 | 1000 | 1000 | - | 1200 | - | 1300 | 1000 |
2.4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫЕ
НУЖДЫ И В СФЕРЕ ОБСЛУЖИВАНИЯ
Потребители электроэнергии на коммунально-бытовые нужды подразделяются на жилой и общественный секторы. Первая группа характеризуется распределенной нагрузкой, основная величина которой связана с внутриквартирным потреблением электроэнергии, вторая – распределенной (магазины, аптеки, кинотеатры и др.) и сосредоточенной нагрузкой (водопровод, канализация и др.).
В последние годы возникла необходимость корректировки действующих нормативов электрических нагрузок (РД 34.20.185–94) в связи с появлением у части населения возможности использования в быту широкого набора современных электробытовых приборов и машин, а также в связи со строительством в городах и сельской местности зданий по индивидуальным проектам с квартирами повышенной комфортности. Новые удельные нормативы электрических нагрузок определялись на основе данных по новой застройке городов, анализа рынка электробытовых приборов и машин и степени насыщения ими квартир, как в настоящее время, так и на перспективу. Расчетная номенклатура электробытовых приборов и машин при общей площади квартир от 70 до 150 м 2 приведена в табл. 2.7.
Таблица 2.7
Номенклатура электробытовых приборов и машин
| Наименование | Установленная мощность, Вт |
| Осветительные приборы | ! 800-3700 |
| Телевизоры | 120-140 |
| Радио и др. аппаратура | 70-100 |
| Холодильники | 165-300 |
| Морозильники | 140 |
| Стиральные машины | |
| без подогрева воды | 600 |
| с подогревом воды | 2000-2500 |
| Джакузи | 2000-2500 |
| Электропылесосы | 650-1400 |
| Электроутюги | 900-1700 |
| Электрочайники | 1850-2000 |
| Посудомоечная машина с подогревом воды | 2200-2500 |
| Электрокофеварки | 650-1000 |
| Электромясорубки | 1100 |
| Соковыжималки | 200-300 |
| Тостеры | 650-1050 |
| Миксеры | 250-400 |
| Электрофены | 400-1600 |
| свч | 900-1300 |
| Надплитные фильтры | 250 |
| Вентиляторы | 1000-2000 |
| Печи-гриль | 650-1350 |
| Стационарные электрические шиты | 8500-10 500 |
| Электрические сауны | 12 000 |
Исходные данные для расчетов электрических нагрузок жилых зданий (квартир) и коттеджей приведены ниже.
1. Средняя площадь квартиры (общая), м2
типовые здания массовой застройки………………………………………………..70
здания с квартирами повышенной комфортности
но индивидуальным проектам………………………………………………...........150
2. Площадь (общая) коттеджей, м 2 …………….................................................150-600
3. Средняя семья, чел.....................................................……………..........................3,1
4. Установленная мощность, кВт
квартир с газовыми плитами............................................................. ………………23,4
квартир с электрическими плитами в типовых зданиях..............……………….. 32,6
квартир с электрическими плитами в элитных зданиях................……………… 39,6
коттеджей с газовыми плитами......................................................……………….. 35,7
коттеджей с газовыми плитами и электрическими саунами.………………........ 48,7
коттеджей с электрическими плитами..........................................……………….. 48,9
коттеджей с электрическими плитами
и электрическими саунами.............................................................………………... 59,9
Для квартир с газовыми плитами удельная расчетная электрическая нагрузка определяется следующими приборами: стиральной машиной с подогревом воды, посудомоечной машиной с подогревом воды, электропылесосом, джакузи и прочими приборами небольшой мощности (освещение, телевизоры, холодильники) и др. Для квартир с электрическими плитами в типовых зданиях добавляется электрическая плита и электрический чайник.
Для квартир повышенной комфортности принимается электрическая плита большей мощности, добавляется вентилятор (кондиционер), СВЧ и большее количество других приборов небольшой мощности.
Для коттеджей помимо всех вышеперечисленных приборов и машин принимается большая нагрузка освещения и прочих приборов небольшой мощности и (вариантно) электрическая сауна.
Расчетная электрическая нагрузка линий 0,4 кВ и ТП 10/0,4 кВ, питающих жилые и общественные здания, определяется в соответствии со Сводом правил Госстроя РФ (Сп 31-110-2003).
Удельные электрические нагрузки и показатели расхода электроэнергии различают для отдельных по численности групп городов.
В группу малых городов включаются поселки городского типа.
Укрупненные показатели удельной расчетной электрической нагрузки и расхода электроэнергии приведены в табл. 2.8 и 2.9, где значения удельной нагрузки и расхода электроэнергии отражают уровень электрификации быта и сферы обслуживания населения городов в ближайшей перспективе.
Таблица 2.8
Укрупненные показатели удельной расчетной
коммунально-бытовой нагрузки
| Категория (группа города) | Расчетная удельная обеспеченность общей площадью м 2 /чел. | Город (район) |
|||||
| с плитами на природном газе, кВт/чел. | со стационарными электрическими плитами, кВт/чел. |
||||||
| В целом по городу (району) | в том числе | В целом по городу (району) | в том числе |
||||
| центр | микрорайон застройки | центр | микрорайон застройки |
||||
| Крупнейший | 26,7 | 0,51 | 0,77 | 0,43 | 0,60 | 0,85 | 0,53 |
| Крупный | 27,4 | 0,48 | 0,70 | 0,42 | 0,57 | 0,79 | 0,52 |
| Большой | 27,8 | 0,46 | 0,62 | 0,41 | 0,55 | 0,72 | 0,51 |
| Средний | 29,0 | 0,43 | 0,55 | 0,40 | 0,52 | 0,65 | 0,50 |
| Малый | 30,1 | 0,41 | 0,51 | 0,39 | 0,50 | 0,62 | 0,49 |
Примечания.
1. Значения удельных электрических нагрузок приведены к шинам 10 (6) кВ центра питания (ЦП).
2. При наличии в жилом фонде города (района) газовых и электрических плит удельные нагрузки определяются интерполяцией пропорционально их соотношению.
3. В случаях, когда фактическая обеспеченность общей площадью в городе (районе) отличается от расчетной, приведенные в таблице значения следует умножить на отношение фактической обеспеченности к расчетной.
4. Приведенные в таблице показатели учитывают нагрузки: жилых и общественных зданий (административных, учебных, научных, лечебных, торговых, зрелищных, спортивных), коммунальных предприятий, объектов транспортного обслуживания (гаражей и открытых площадок для хранения автомобилей), наружного освещения.
5. В таблице не учтены различные мелкопромыпшенные потребители (кроме перечисленных в п. 4), питающиеся, как правило, по городским распределительным сетям.
Для учета этих потребителей по экспертным оценкам к показателям таблицы следует вводить следующие коэффициенты:
для районов города с газовыми плитами – 1,2–1,6;
для районов города с электроплитами – 1,1–1,5.
Большие значения коэффициентов относятся к центральным районам города, меньшие – к микрорайонам (кварталам) жилой застройки.
6. К центральным районам города относятся сложившиеся районы со значительным сосредоточением различных административных учреждений, учебных, научных, проектных организаций, банков, фирм, предприятий торговли и сервиса, общественного питания, зрелищных предприятий и пр.
Таблица 2.9
Укрупненные показатели расхода электроэнергии
коммунально-бытовых потребителей и годовое число часов
использования максимума электрической нагрузки
| Категория (группа) города | Города |
|||
| без стационарных электроплит | со стационарными электроплитами |
|||
| Удельный расход электроэнергии в год, кВт·ч/чел, | Годовое число часов использования: максимума электрической нагрузки, час/год | Удельный расход электроэнергии в год, кВт·ч/чел. | Годовое число часов использования максимума электрической нагрузки, час/год |
|
| Крупнейший | 2880 | 5650 | 3460 | 5750 |
| Крупный | 2620 | 5450 | 3200 | 5650 |
| Большой | 2480 | 5400 | 3060 | 5600 |
| Средний | 2300 | 5350 | 2880 | 5550 |
| Малый | 2170 | 5300 | 2750 | 5500 |
Примечания.
1. Приведенные укрупненные показатели предусматривают электропотребление жилыми и общественными зданиями, предприятиями коммунально-бытового обслуживания, объектами транспортного обслуживания, наружным освещением.
2. Приведенные данные не учитывают применения в жилых зданиях кондиционирования, электроотопления и электроводонагрева.
3. Годовое число часов использования максимума электрической нагрузки приведено к шинам 10 (6) кВ ЦП.
Среднее значение продолжительности использования максимума нагрузки водопровода и канализации составляет 5000 ч/год.
В сельской местности нагрузки коммунально-бытовых потребителей определяются характером застройки, использованием электроотопления и электроводонагрева. Удельная электрическая нагрузка сельских домиков на участках садоводческих товариществ может быть принята на шинах ЦП по табл. 2.10.
Таблица 2.10
Удельные расчетные электрические нагрузки домиков на участках садоводческих товариществ
| Количество домиков, ют. | | Количество домиков, шт. | Нагрузка одного домика на шинах ЦП, кВт |
| 1-5 | 4 | 40 | 0,76 |
| 6 | 2,3 | 60 | 0,69 |
| 9 | 1,7 | 100 | 0,61 |
| 12 | 1,4 | 200 | 0,51 |
| 15 | 1,2 | 400 | 0,54 |
| 18 | 1Д | 600 | 0,51 |
| 24 | 0,9 | 1000 | 0,46 |
Средние значения удельного расхода электроэнергии в быту и сфере обслуживания в сельских населенных пунктах могут быть приняты с учетом данных табл. 2.11.
Таблица 2.11
Средние значения удельного расхода электроэнергии в быту и сфере обслуживания сельских населенных пунктов, кВт·ч/чел. в год
| Регион | Жилой сектор | Общественный центр | |||||||
| Освещение домов | Бытовые приборы | Итого | Коммунальные и общественные предприятия | Водопровод и канализация | Итого | Всего |
|||
| Россия в т. ч. районы | 125 | 85 | 40 | 250 | 30 | 120 | 20 | 170 | 420 |
| Северо-Западный | 165 | 85 | 40 | 290 | 45 | 160 | 25 | 230 | 520 |
| Центральный | 110 | 70 | 30 | 210 | 30 | 105 | 15 | 150 | 360 |
| Волго-Вятский | 130 | 75 | 35 | 240 | 35 | 120 | 15 | 170 | 410 |
| Центрально-черноземный | 115 | 70 | 35 | 220 | 35 | 120 | 15 | 170 | 390 |
| Поволжский | 105 | 80 | 35 | 220 | 30 | 100 | 15 | 145 | 365 |
| Северо-Кавказский | 125 | 100 | 45 | 270 | 35 | 125 | 20 | 180 | 450 |
| Уральский | 150 | 95 | 45 | 290 | 40 | 140 | 20 | 200 | 490 |
| Западно-Сибирский | 140 | 110 | 50 | 300 | 35 | 140 | 25 | 200 | 500 |
| Восточно-Сибирский | 110 | 90 | 40 | 240 | 30 | 110 | 20 | 160 | 400 |
| Дальневосточный | 90 | 70 | 35 | 195 | 25 | 95 | 15 | 135 | 330 |
Данные о продолжительности использования максимума нагрузки быта и сферы обслуживания в сельской местности приведены ниже.
Удельное потребление электроэнергии,
КВт·ч/жителя 7^, ч/год
2.5. РАСХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
Расход электроэнергии на СН тепловых электростанций зависит от типа и единичной мощности агрегатов, установленных на электростанции, а также от вида топлива и способа его сжигания.
Максимальная нагрузка СН электростанций может приближенно оцениваться в процентах установленной мощности:
| Электростанция |
|
| СН, % |
|
| ТЭЦ | |
| пылеугольная | 8-14 |
| газомазутная | 5-7 |
| Кэс | |
| пыле угольная | 6-8 |
| газомазутная | 3-5 |
| АЭС | 5-8 |
| ГЭС | |
| мощностью до 200 МВт | 3-2 |
| свыше 200 МВт | 1-0.5 |
Большие значения соответствуют меньшим единичным мощностям энергоблоков.
В табл. 2.12–2.14 приведены средние значения расхода электроэнергии на СН электростанций в процентах от суммарной выработки электроэнергии. Данными можно пользоваться при составлении баланса электроэнергии по энергосистеме в случае отсутствия отчетных или проектных данных по каждой конкретной станции.
Таблица 2.12
Расход электроэнергии на собственные нужды конденсационных тепловых электростанций, %
| Тип турбины | Топливо |
|||||
| Каменный уголь | Бурый уголь | Газ | Мазут |
|||
| марки АШ | других марок |
|||||
| К-160-130 | 100 70 | 6,8 7,3 | 6,5 7,1 | 6,6 | 4,9 | 5,2 5,6 |
| К-200-130 | 100 70 | 6,8 | 6,1 6,7 | 6,8 | 4,6 | 5,7 6,1 |
| К-300-240 | 100 70 | 4,4 4,9 | 3,7 4,1 | 4,2 4,7 | 2,4 2,8 | 2,6 3,0 |
| К-500-240 | 100 70 | – | 4,4 4,9 | 3,7 4,1 | – | – |
| К-800-240 | 100 70 | 4,2 4,6 | 3,7 4,1 | 3,9 | 2,3 | 2,5 |
Таблица 2.13
Расход электроэнергии на собственные нужды теплоэлектроцентралей,
%
Таблица 2.14
Расход электроэнергии на собственные нужны атомных, газотурбинных и гидравлических электростанций, %
| Мощность, МВт | Электростанция |
||
| Атомная | Газотурбинная | Гидравлическая |
|
| До 200 | - | 1,7-0,6 | 2,0-0,5 |
| Свыше 200 | 7-5 | - | 0,5-0,3* |
* Большие значения соответствуют меньшим единичным мощностям агрегатов.
Расход электроэнергии на заряд ГАЭС в 1,3–1,4 раза превышает выработку при разряде. Соотношение мощностей заряда и разряда зависит от режима работы ГАЭС.
Электроприемниками СН ПС переменного тока являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, электродвигатели компрессоров, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шкафов, устанавливаемых на открытом воздухе, связь, сигнализация и т. д.
Определение суммарной расчетной мощности приемников СН производится с учетом коэффициента спроса (KJ, учитывающего использование установленной мощности и одновременность их работы (табл. 2.15).
Таблица 2.15
Коэффициенты спроса приемников собственных нужд (К с)
| Наименование приемника | Коэффициент спроса |
| Освещение ОРУ: при одном ОРУ при нескольких ОРУ | |
| Освещение помещений | 0,6-0,7 |
| Охлаждение трансформаторов | 0,8-0,85 |
| Компрессоры | 0,4 |
| Зарядно-подзарядные устройства | 0,12 |
| Электроподогрев выключателей и электроотопление | 1,0 |
Расчетная максимальная нагрузка СН ПС определяется суммированием установленной мощности отдельных приемников, умноженной на коэффициенты спроса.
Усредненные значения и максимальная нагрузка СН ПС отдельных номинальных напряжений приведены в табл. 2.16.
Таблица 2.16
Максимальные нагрузки и расход электроэнергии
собственных нужд подстанций
| Наименование | Высшее напряжение, кВ |
||||
| 110 | 220 | 330 | 500 | 750 |
|
| 25-65 | 120– | 175-460 | 550-620 | 1150-1270 |
|
| Потребление электроэнергии, тыс. кВгч/год | 125-325 | 600-2050 | 880-2300 | 2750-3100 | 5700-6300 |
Примечание.
Меньшие значения относятся к ПС с простыми схемами электрических соединений, большие – к узловым ПС, имеющим несколько РУ ВН с установленными синхронными компенсаторами.
2.6. РАСХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ЕЕ ТРАНСПОРТ
Потери электроэнергии учитываются при проектировании развития электрических сетей как составная часть сопоставительных затрат при оценке вариантных решений, а потери мощности – для оценки максимума нагрузки.
Появление в последние 10–12 лет вынужденных неоптимальных режимов работы электростанций, сокращение отпуска электроэнергии в сеть, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям и ряд других причин привели к увеличению относительных (от отпуска электроэнергии в сеть) и абсолютных потерь электроэнергии. Так, если в 1991 г. относительные потери электроэнергии в сетях общего пользования России составляли 8,35 %, то в последующие годы они возросли и составили (%):
| 1998 г. | 1999 г. | 2000 г. | 2001 г. | 2002 г. | 2003 г. |
|
| 12,3 | 12,7 | 12,75 | 13,1 | 13,0 | 13,15 |
|
В отдельных энергосистемах эта величина колеблется в значительных пределах (от 6–7 до 14–15 %) в зависимости от территории обслуживания энергосистемы (сетевого района), плотности нагрузки, построения сети, количества ступеней трансформации, режимов работы электростанций и других факторов.
Ориентировочные значения потерь в сетях различных напряжений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в сети приведены ниже.
| Напряжение, кВ | 750-500 | 330-220 | 150-110 | 35-20 | 10-6 | 0,4 |
| Потери, % | 0,5-1,0 | 2,5-3,5 | 3,5-4,5 | 0,5-1,0 | 2,5-3,5 | 0,5-1,5 |
Указанными значениями можно пользоваться при составлении предварительного баланса электроэнергии по системе. При составлении предварительного баланса мощности потери мощности могут быть определены делением потерь электроэнергии на время потерь, которое для современных систем с достаточной степенью точности можно принимать в пределах 3500-4500 ч.
Потери электроэнергии подразделяются на условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные (холостого хода). В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении проводов линий электропередачи и обмоток трансформаторов, в составе постоянных – потери в стали трансформаторов, в шунтовых конденсаторных батареях, синхронных компенсаторах, реакторах. Ориентировочная структура потерь по элементам показана в табл. 2.17.
Таблица 2.17
Структура потерь электроэнергии, %
| Элементы сети | Потери |
||
| Переменные | Постоянные | Всего |
|
| Линии электропередачи | 55 | 10 | 65 |
| Подстанции | 15 | 20 | 35 |
| В том числе: трансформаторы другие элементы | 15 | 12 | 27 |
| Итого | 70 | 30 | 100 |
Проведение активной энерго- и топливосберегающей политики ставит в качестве одной из важнейших задачу снижения технологического расхода электроэнергии на ее транспорт. Наиболее существенные результаты достигаются за счет рационального построения сети с сокращением количества ступеней трансформации при передаче и распределении электроэнергии от источников к потребителям.
Указанное может характеризоваться обобщенным коэффициентом трансформации мощности, т. е. установленной мощностью трансформаторов, приходящейся на один кВт мощности генераторов электростанций. Этот коэффициент выражает количество ступеней трансформации мощности в электрической сети. За последние 30 лет обобщенный коэффициент трансформации непрерывно возрастал, что свидетельствует о преобладании тенденции освоения новых номинальных напряжений над тенденцией использования глубоких вводов (табл. 2.18).
Таблица 2.18
Обобщенные коэффициенты трансформации мощности, кВ·А/кВт
| Годы | Напряжение электрической сети, кВ |
|||
| 110-150 | 220-330 | 500ивышз | Всего в сети |
|
| СССР | ||||
| 1970 | 1,14 | 0,51 | 0,13 | 1,78 |
| 1980 | 1,20 | 0,76 | 0,26 | 2,22 |
| 1990 | 1,21 | 0,93 | 0,40 | 2,54 |
| Россия | ||||
| 2000 | 1,21 | 1,04 | 0,53 | 2,78 |
2.7. РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИЙ
При проектировании схем развития распределительных сетей энергосистем определяются перспективные электрические нагрузки ПС. При этом важным фактором, анализируемым в последнее время, является платежеспособность отдельных групп потребителей, а также эластичность платежеспособного спроса по отношению к динамике роста тарифов на электроэнергию.
Расчет перспективных электрических нагрузок ПС рекомендуется вести:
для концентрированных промышленных потребителей – с учетом данных соответствующих проектных институтов, а при их отсутствии – методом прямого счета или с использованием объектов-аналогов;
для распределенной нагрузки (коммунально-бытовая, сельскохозяйственная и др.) – на основе статистического подхода, а при наличии отдельных концентрированных потребителей – с учетом коэффициента одновременности.
Для выбора мощности трансформаторов подсчитывается максимальная электрическая нагрузка ПС. Для выполнения расчетов потокораспределения токов (мощностей) в сетях рассчитывается нагрузка каждой подстанции в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы или сетевого района.
Для расчета нагрузок ПС энергосистемы или сетевого района все потребители подразделяются на две группы: концентрированные, перспективная нагрузка которых не ниже определенного минимума, и остальные потребители, которые рассматриваются как распределенная нагрузка. К концентрированным потребителям относятся крупные промышленные и сельскохозяйственные предприятия (комплексы на промышленной основе и др.), тяговые ПС электрифицированных железных дорог, насосные и компрессорные станции нефте- и газопроводов и др. К распределенной нагрузке относятся остальные промышленные предприятия и сельскохозяйственное производство, коммунально-бытовая нагрузка городов и сельских населенных пунктов. Граничную минимальную нагрузку для отнесения потребителя к концентрированному принимают такой, чтобы в группу распределенной нагрузки не попали потребители, существенно влияющие на суммарную нагрузку ПС. В городах и промузлах к концентрированным могут быть отнесены потребители с нагрузкой 3-5 МВт и более, в сельской местности – 1 – 2 МВт и более.
Методика расчета нагрузок ПС основана на сочетании двух способов: прямого счета для концентрированных потребителей и статистического подхода при определении распределенной нагрузки. Концентрированные потребители, по которым может быть получена и проанализирована конкретная информация об их предшествующем развитии и существующем состоянии (для действующих потребителей), а также о планируемом росте (по данным плановых органов, ведомственных проектных институтов и др.), учитываются индивидуально и распределяются по соответствующим ПС. Для распределенной нагрузки определяется коэффициент роста за предшествующий период по системе в целом (по отчетным данным). Этот коэффициент корректируется на проектный период пропорционально изменению темпов роста электропотребления по энергосистеме на соответствующие этапы. Экстраполированная с учетом этого коэффициента распределенная нагрузка каждой ПС суммируется с концентрированной (с применением режимных коэффициентов), и суммарная нагрузка всех ПС сопоставляется с ранее оцененной ожидаемой максимальной нагрузкой системы (контрольный уровень). В случае несовпадения проводится соответствующая корректировка (в первую очередь – концентрированных потребителей).
Полученные таким образом предварительные перспективные нагрузки существующих ПС перераспределяются с учетом появления к расчетному этапу вновь сооружаемых ПС.
На основе описанного алгоритма разработаны программы расчетов нагрузок ПС с использованием ЭВМ.
Для выбора параметров самой ПС (установленная мощность трансформаторов и др.) в качестве расчетной принимается ее собственная максимальная нагрузка.
Для определения максимальной электрической нагрузки ПС применяется коэффициент разновременности максимумов к м (именуемый также коэффициентом несовпадения максимумов нагрузки потребителей или коэффициентом одновременности). Для определения нагрузки ПС в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы применяются коэффициенты попадания в максимум энергосистемы k m . Ориентировочные значения режимных коэффициентов приведены ниже.
| Шины: | |
| 6-10 кВ | 0,6-0,8 |
| 35 кВ | 0,8-0,85 |
| 110кВ | 0,9-0,95 |
| 1,0 |
|
| Промпредириятия: | |
| трехсменные | 0,85 |
| двухсменные | 0,7-0,75 |
| односменные | 0,1-0,15 |
| Электрифицированный транспорт | 1,0 |
| Сельскохозяйственное производство | 0,7-0,75 |
2.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ РАЙОННЫХ
ИОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Расчет потребности в электрической энергии и мощности выполняется для определения объема вводов и структуры генерирующих мощностей, выявления степени сбалансированности энергосистемы по мощности и энергии, выбора схемы и параметров электрических сетей, обеспечивающих выдачу мощности энергоисточников и режимы их работы.
При проектировании энергосистем общий прогноз спроса на электроэнергию по субъектам РФ рекомендуется обосновывать с учетом выделения из общего прогноза спроса крупных потребителей электрической энергии – субъектов ФОРЭМ, а также потребителей, использующих энергию изолированных источников.
Отдельно прогнозируется спрос на полезную (т. е. полученную потребителями) электроэнергию; дополнительно определяется потребность в электроэнергии на СН электростанций, а также на ее транспорт (потери электроэнергии) по ЕНЭС и распределительным сетям региональных энергосистем.
Потребителей электроэнергии рекомендуется подразделять на следующие структурные группы: промышленность с выделением трех– пяти отраслей, сосредотачивающих 70–80 % всего потребления электроэнергии в промышленности, строительство, сельскохозяйственное производство, транспорт, сфера обслуживания, жилой сектор (бытовое потребление).
При формировании общего уровня спроса на электроэнергию учитывается возможность и эффективность осуществления в перспективе энергосберегающих мероприятий и внедрения новых технологий. В этих целях учитывают материалы программ энергосбережения руководящих органов субъектов РФ, данные местных органов энергонадзора, агентств и фондов энергосбережения, а также материалы обследования потребителей. С ростом тарифов на электроэнергию эффективность и масштабы энергосбережения будут возрастать, а эффективность и масштабы электрификации относительно снижаться.
Для формирования платежеспособного спроса, обеспечивающего полное покрытие затрат на поставку потребителям электроэнергии и получение прибыли, анализируется платежеспособность отдельных групп потребителей, исследуется эластичность платежеспособного спроса по отношению к динамике изменения тарифов, обосновываются пределы и возможные экономические последствия роста тарифов.
Прогноз спроса на электроэнергию следует осуществлять с помощью расчета потребности в энергии, основанном на анализе укрупненных удельных показателей (УУП) потребления электроэнергии в сочетании с анализом влияния основных факторов, определяющих динамику УУП и формирующих спрос.
1. Собираются и анализируются отчетные и прогнозные данные по развитию экономики субъекта РФ и ее секторов. К этим данным относятся: региональный внутренний продукт (РВП), товарная продукция промышленности и ее основных отраслей, товарная продукция сельского хозяйства, показатели грузооборота транспорта или объем его работы как часть РВП, показатели развития сферы услуг в виде площадей общественных зданий или стоимости услуг как части ВВП, численность населения и его обеспеченность жильем. Динамика всех ценовых показателей должна оцениваться в неизменных ценах (базовых или текущих). В целях дальнейшего анализа целесообразно привлекать отчетный и перспективный материал, характеризующий выпуск основных видов продукции в натуральном выражении, а также данные о росте использования населением основных видов бытовой техники.
Отчетные данные, как правило, запрашиваются в территориальных органах Госкомстата России, прогнозные данные – в экономических отделах территориальных органов исполнительной власти субъектов РФ, в Минэкономразвития России, отраслевых проектных и научных организациях. Информацию могут дополнить материалы обследования (анкетирования) крупных потребителей электроэнергии.
2. Собираются и анализируются данные по отчетному потреблению электрической энергии в соответствии с основной структурой потребления. Эти данные, как правило, получают в территориальных органах Госкомстата России.
3. Показатели потребления электрической энергии за отчетный год в целом по регио1гу, по секторам экономики и отраслям промышленности делятся на соответствующие экономические показатели (в бытовом секторе – на душу населения). В результате за отчетный год получают показатели электроемкости РВП, секторов экономики и отраслей промышленности. Показатели электроемкости представляют собой УУП.
4. Отчетные показатели УУП пролонгируются на годы перспективного периода. Полученные стабильные показатели УУП умножаются на соответствующие годовые прогнозные экономические показатели, что позволяет сформировать условный базовый прогноз потребления электрической энергии.
5. Для получения окончательного прогноза в базовый прогноз вносятся следующие коррективы:
путем экспертных оценок учитывается влияние внутренних сдвигов в отраслях хозяйства и промышленности (например, опережающий рост производства стали в общем производстве, рост использования населением различной бытовой электротехники и т. п.) на УУП и потребление энергии;
оценивается понижающее влияние уменьшения материалоемкости в отраслях материального производства на технологическое потребление энергии;
учитывается возможность и эффективность осуществления в перспективе энергосберегающих технологий, а также платежеспособность потребителей, строительство новых, реконструкция и демонтаж действующих предприятий, совершенствование сферы услуг, миграция населения и другие факторы.
Отдельным самостоятельным методом прогнозирования является определение перспективной потребности в электрической энергии и мощности на основе прогнозных заявок, администраций субъектов РФ, сбытовых компаний и крупных потребителей, выведенных на ФОРЭМ.
Учитывая неоднозначность перспективы экономического развития России и ее регионов, появления новых и реконструкцию (модернизацию) существующих потребителей, а также неопределенность исходной информации, результаты расчетов электропотребления в схемах развития энергосистем рекомендуется представлять в виде нескольких различных уровней (сценариев). Этим сценариям может быть придана экспертная вероятностная оценка. В качестве основного (расчетного) сценария принимается наиболее вероятный.
При проектировании энергосистем используются: характерные суточные графики нагрузки рабочего и выходного дня для зимы и лета, годовые графики месячных максимумов, продолжительность использования максимальной нагрузки.
При определении перспективных графиков нагрузки энергосистем рекомендуется рассматривать проведение эффективных мероприятий по их выравниванию (например, с помощью тарифов, дифференцированных по времени суток и года).
В качестве расчетного максимального графика нагрузки принимается график среднего рабочего дня наиболее загруженного периода года (как правило, за декаду зимних суток).
Максимальная нагрузка объединенных и региональных энергосистем определяется суммированием нагрузок отдельных ПС (с учетом коэффициента участия в максимуме нагрузки) и потерь мощности в электрической сети. Указанная величина должна соответствовать максимуму годового графика нагрузки энергосистемы или отношению электропотребления ко времени продолжительности использования максимальной нагрузки.
При невозможности получения данных, необходимых для построения графиков электрических нагрузок, значения максимумов нагрузки определяются путем экспертного прогнозирования числа часов их использования.