Как определить число часов использования максимума нагрузки. Число часов использования установленной мощности

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:

Число часов использования заявленной мощности – это условный показатель, показывающий время, которое должен проработать потребитель с нагрузкой, соответствующей заявленной мощности, чтобы использовать то количество электрической энергии, которое фактически заявил на год.

Что представляет собой число часов использования заявленной мощности, как этот показатель рассчитывается и, главное, – зачем?

Потребление электрической энергии, а главное – мощности, в разные часы суток происходит неравномерно, имеются часы максимума и минимума потребления мощности.

Графически отображенный режим потребления любого предприятия будет представлять кривую, в которой четко просматриваются часы максимума и минимума нагрузки. Если этот график суточной нагрузки совместить с графиком потребления энергосистемы, то можно обнаружить закономерность, что часы максимума системы совпадают с максимумами большинства предприятий, что, в свою очередь, отражается на режиме работы и составе генерирующего оборудования (совмещенный график).

Чем больше неравномерность в нагрузке в часовом разрезе суток, тем дороже производство электроэнергии – больше тратится топлива, снижается эффективность использования генерирующего оборудования, что повышает стоимость электрической энергии.

Для эффективного использования генерирующего оборудования, снижения стоимости электрической энергии необходимо осуществлять мероприятия по выравниванию суточного часового графика потребления, для этого потребителю необходимо определить число часов использования (ЧЧИ) заявленной мощности в году, которое определяется, как производная от деления заявленного годового объема потребления на величину максимальной мощности. За величину максимальной мощности берется наибольшее значение потребления электрической мощности потребляемой потребителем в рабочий день в часы максимальной нагрузки энергосистемы (05:00ч. – 22:00ч.). Определение величины максимальной мощности для определения ЧЧИ, предпочтительно на основе интервальных приборов учета (наличие памяти). Эти приборы учета позволяют регистрировать значения потребляемой мощности, а значит, их использование приведёт к точному определению значения ЧЧИ, что позволит отнести потребителя к той или иной тарифной группе.

В отсутствие интервальных приборов учета, расчет ЧЧИ потребитель может определить на основе заявленного объема годового потребления и заявленной максимальной мощности собственного потребления, но для этого заявленная величина мощности должна быть подтверждена контрольным замером рабочего дня, при условии нормальной загрузки производства. А также расчет числа часов использования заявленной мощности может быть проведен на основе совмещенного графика нагрузки ГП (интервальный режим поставки электрической энергии за предшествующие периоды, с выявлением часов и величины максимума нагрузки, у ГП имеется) в отношении объема потребления в рассматриваемый период, с учетом коэффициента нелинейности.

На основе расчета, а так же учитывая характер работы оборудования и категорию надежности электроснабжения фабрики, выбираем два трансформатора ТМ –250/10, суммарной мощности 500 кВ·А.

13.6 Расчет компенсационного устройства

Для повышения коэффициента мощности предприятия следует проводить мероприятия: 1) естественные, связанные с улучшением использования установленного электрооборудования; 2) искусственные, требующие применения специальных компенсирующих устройств.

Необходимая компенсирующая реактивная мощность конденсаторной установки Qк.у., кВт для этого будет равна:

Qку = Рср ∙ (tgφ1 - tgφ2), (13.14)

W – потребление активной энергии за год, кВт×ч;

T – годовое число часов использования максимума активной нагрузки;

tg φ1 – соответствующий средневзвешенному cosφ, до компенсации на вводе потребителя;

tg φ2 – после компенсации до заданного значения cos φ2 = 0,92.

Рср = 988498 / 5600 = 176,52 кВт;

Qк.у.= 176,52 × (0,78 - 0,426) = 62,49 квар.

По расчету реактивной мощности выбираем косинусный конденсатор тип КС2 - 0,4 - 67 - ЗУЗ, мощностью 67 квар.

13.7 Определение годового расхода электрической энергии и ее

стоимости

Годовой расход электрической энергии для силовой и осветительной нагрузки рассчитывается по формуле:

, (13.16)

где Pmax – расчетная максимальная потребная активная мощность силовой

нагрузки, кВт;

Tc – годовое число часов использования максимума активной мощности, ч.

Wc=143,78 · 5600 = 832888 кВт·ч.

, (13.17)

, (13.18)

где Po – максимальная мощность, потребляемая для освещения, кВт;

To – годовое число часов использования максимума осветительной нагрузки при двухсменной работе цеха, ч.

Wo=2250 · 69,16 = 155610 кВт·ч.

Годовой расход по всему предприятию будет равен:

W=Wс+Wо. (13.19)

W = 832888 + 155610 = 988498 кВт·ч.

Расчет стоимости электроэнергии ведется о тарифу за 1кВт·ч (n=1,3 руб/1кВт·ч):

Со = n · W , (13.20)

где n – стоимость 1кВт·ч.

Со=2,14 ·988498 = 2115385,72 руб/1 кВт∙ч.

13.8. Расчет технико-экономических показателей предприятия

Для оценки эффективности использования электрической энергии на промышленных предприятиях имеется ряд показателей:

Фактическая стоимость 1кВт·ч потребляемой энергии, в руб:

Со = 2115385,72 / 988498 = 2,14 руб.

Удельный расход электроэнергии на 1 т продукции выпущенной предприятием:

ωo=W/A, (13.22)

где A - количество выпущенной за год продукции (годовая производительность

предприятия), т.

ωo= 988498 /11500 = 86 кВт·ч/т.

Фактическая стоимость электроэнергии на 1 т выпущенной продукции по предприятию:

Сф=C·ωo. (13.23)

С = 2,14·86 = 184,04 руб.

Таблица 13.5 – Мероприятия по экономии электроэнергии на

предприятии

Мероприятия		Коэффициент экономии, кВт·ч/т	Объём внедрения, т				Год. экономия электроэн., кВт·ч/год
Организационные
Проведение технической учебы по изучению новых установок с целью своевременного и грамотного их обслуживания, повышение качества ремонта
Организация учета расхода электроэнергии по производственным участкам и операциям
Разработка технически обоснованных норм электропотребления и их внедрение по предприятию, цехам и участкам
Автоматизация включения и отключения наружного освещения. Применение для наружного освещения ртутных и ксеноновых ламп с повышенной светоотдачей.
Замена кабелей перегруженных линий на кабели больших сечений. Уменьшение длины питающих линий, переход на более высокое напряжение.
Своевременная чистка, лужение и подтяжка контактных соединений на шинах распределительных устройств и силовых агрегатах
Замена электродвигателей завышенной мощности двигателями меньшей мощности с повышенным пусковым моментом
Улучшение условий охлаждения трансформаторов, контроль и своевременное восстановление качества трансформаторного масла
Энергетические
Усиление контроля за качеством электроэнергии с помощью установки электроизмерительных приборов, позволяющих контролировать отклонение напряжения и частоты на зажимах электроприемников
Установка автоматики для контроля за режимами работы отдельного электропривода и взаимосвязанных звеньев технологического процесса
Отключение трансформаторов в нерабочие часы, смены, сутки и т.д.
Включение в работу резервных трансформаторов или вывода из работы части трансформаторов за счет использования существующей связи между трансформаторными подстанциями (ТП) по низкому напряжению
Установка автоматики на ТП, где имеется возможность для обеспечения автоматического контроля за числом параллельно работающих трансформаторов в зависимости от нагрузки
Установка дополнительных трансформаторов меньшей мощности от отдаленных ТП с целью оптимизации их загрузки в непроизводственный период
Понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой нагрузкой
Ограничение холостой работы двигателей, силовых и сварочных трансформаторов
Применение при электродвигателей и трансформаторов более совершенной конструкции, имеющих меньшие потери при той же полезной мощности
Автоматические регулирование подключения мощности компенсирующих устройств
Разделение управления освещения на группы из расчета 1-4 светильника на 1 выключатель
Периодическая проверка фактической освещенности рабочих мест и территории завода с целью приведения освещенности в соответствие с действующими нормами
Своевременная очистка от загрязнения ламп и светильников
Технологические
Улучшение загрузки насосов и совершенствование регулирования их работы
Сокращение сопротивления трубопроводов (улучшение конфигурации трубопроводов, очистка всасывающих устройств)
Замена устаревших вентиляторов и дымососов новыми, более экономичными
Внедрение рациональных способов регулирования производительности вентиляторов (применение многоскоростных электродвигателей вместо регулирования подачи воздуходувок шиберами на всосе вместо регулирования на нагнетании)
Блокировка вентиляторов тепловых завес с устройством открывания и закрывания ворот
Совершенствование газовоздушного тракта, ликвидация и скругление острых углов и поворотов, устранение подкосов и неплотностей
Внедрение автоматического управления вентиляционными установками
Отключение вентиляционных установок во время обеденных перерывов, пересмен и т.д.

1. Общие положения

На основании ПРИКАЗА от 6 августа 2004 г. N 20-э/2 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ(в ред. Приказа ФСТ РФ от 30.01.2007 N 14-э/14) потребители самостоятельно выбирают один трех из указанных в п.7 раздела II тарифов:

1) одноставочный тариф , включающий в себя полную стоимость 1 киловатт-часа поставляемой электрической энергии (мощности);

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 21.10.2008 N 209-э/1)

2) двухставочный тариф, включающий в себя ставку за 1 киловатт-час электрической энергии и ставку за 1 киловатт электрической мощности;

3) одноставочный (двухставочный) тариф, дифференцированный по зонам (часам) суток.

Одноставочный тариф (цена) покупки электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям и покупателям - субъектам розничного рынка (кроме населения), рассчитывается исходя из ставок за электрическую энергию и мощность и дифференцируется в зависимости от числа часов использования заявленной мощности.

Дифференциация устанавливается для следующих диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности:

от 7001 и выше;

от 6001 до 7000 часов;

от 5001 до 6000 часов;

от 4001 до 5000 часов...

Число часов использования заявленной мощности определяется для каждого объекта и тариф устанавливается на каждый объект , каждое присоединение, а не в целом по договору.

На основании Раздела 1 ИНФОРМАЦИОННОГО ПИСЬМА от 12 августа 2005 г. N ДС-4928/14 РАЗЪЯСНЕНИЯ К МЕТОДИЧЕСКИМ УКАЗАНИЯМ (в ред. информационного письма ФСТ РФ от 31.08.2007 N СН-5083/12):

1) В договоре с потребителями, которые рассчитываются по одноставочному тарифу, «заявленная мощность» не указывается.

2) Максимум нагрузки энергоустановки рассматривается в соответствии с ГОСТом 19431-84, как наибольшее значение нагрузки энергоустановки потребителей за установленный интервал времени (сутки, неделя, месяц, год).

2. Термины

2.1.1 Период регулирования - период действия тарифов на
электрическую энергию (мощность), установленных государственным
регулирующим органом равный календарному году с января по декабрь
включительно.

2.1.2. Заявленная мощность - предельная величина потребляемой
Абонентом в соответствующем периоде регулирования мощности,
исчисляемая в киловаттах.

2.1.3. Максимальная мощность - величина мощности, обусловленная составом энергопринимающего оборудования и технологическим процессом потребителя, исчисляемая в киловаттах;

2.1.4. Число часов использования мощности (далее ЧЧМ) - критерий дифференциации регулируемых тарифов используемый
государственным регулирующим органом при их установлении для
тарифной группы Потребителя.

2.1.5. Присоединенная (установленная) мощность - совокупная
величина номинальной мощности присоединенных к электрической сети (в том числе опосредованно) трансформаторов и (или) энергопрннимающих устройств Потребителя, исчисляемая в киловаттах.

3. Определение ЧЧМ

3.1. Применение в расчетах с Потребителем соответствующего тарифа на
электрическую энергию (мощность) определяется в зависимости от его ЧЧМ.
3.2. ГП обязан рассчитать ЧЧМ Абонента на
соответствующий период регулирования по каждому объекту потребителя, заявленному в договоре энергоснабжения, для каждого уровня напряжения по следующей формуле:

ЧЧМ=Vгод/Pmax; где Vгод= Vфакт

Vгод= Vдог, если Vдог - для Потребителя, заключившего Договор в текущем периоде регулирования;

Vдог - договорной объем потребления электроэнергии по объекту в соответствующем периоде регулирования в кВт*ч;

Vфакт - фактический договорной объем потребления электроэнергии по объекту в предыдущем периоде регулирования в кВт*ч;

Pmax - максимальная мощность по объекту в предыдущем/последующем периоде регулирования в кВт.

Данный способ расчета ЧЧМ может быть использован при
наличии надлежащим образом оформленных документов о проведении
соответствующих замеров.

3.3. В случае непредставления или предоставления недостоверных данных по замерам рассчитать ЧЧМ по формуле, указанной в п. 3.2. настоящего Регламента с использованием вместо максимальной
мощности величины разрешенной или присоединенной (установленной) мощности Абонента.

3.4. Абонент обязан не потреблять мощность, фактически
превышающую мощность, использованную в расчетах ЧЧМ на
соответствующий период регулирования.

4. Контроль максимальной величины потребления мощности Потребителем

4.1. ГП имеет право контролировать фактическое потребление
Абонентом мощности путем определения ее максимальной величины

4.2. Определение максимальной величины фактически потребленной
Абонентом мощности производится представителем ГП/сетевой организации.

4.3. В каждом случае определения фактически потребленной
Абонентом максимальной величины мощности представителем ГП/сетевой организации составляется Акт к договору энергоснабжения.
При превышении фактически использованной Абонентом мощности над
принятой ГП при расчете ЧЧМ данный Акт является основанием для
произведения перерасчета ЧЧМ и стоимости электрической энергии.

5. Перерасчет ЧЧМ.

5.1. ГП имеет право произвести перерасчет ЧЧМ в следующих
случаях:

5.1.1. В случае превышения фактически использованной Абонентом
мощности над принятой ГП при расчете ЧЧМ;

5.1.2. В случае фактического снижения потребления электрической
энергии относительно договорной величины (приложение №1 к договору
энергоснабжения), приводящего к фактическому отнесению Абонента к
другой тарифной группе по ЧЧМ в текущем периоде регулирования.

5.2 В предусмотренном п. 5.1.1. случае перерасчет ЧЧМ производится
по следующей формуле:

ЧЧМ=(Vфакт т *12)/ n*Pmax замер

зафиксировано превышение фактически использованной Абонентом
мощности над использованной ГП при расчете ЧЧМ в кВт*ч;

Pmax замер - максимальная величина фактически использованной
Абонентом мощности по результатам проверки, в кВт;

n - количество месяцев с начала расчетного года до месяца (включительно), в котором было зафиксировано превышение фактически использованной Абонентоммощности над использованной ГП при расчете ЧЧМ в кВт*ч;

5.3. В предусмотренном п. 5.1.2. случае перерасчет ЧЧМ производится
по следующей формуле:

ЧЧМ=(Vфакт т + Vдог т) /Pmax прин

где Vфакт т- фактический объем потребления электроэнергии за период с
начала расчетного года до месяца (включительно), в котором было
обнаружено снижение Абонентом потребления электрической энергии
приводящее к фактическому его отнесению к другой тарифной группе по
ЧЧМ в текущем периоде регулирования в кВт*ч;

Vдог т- договорной объем электропотребления за период с месяца,
следующего за тем, в котором было обнаружено снижение Абонентом
потребления электрической энергии приводящее к фактическому его
отнесению к другой тарифной группе по ЧЧМ в текущем периоде
регулирования в кВт*ч;

Pmax прин - величина мощности, принятая ГП для расчета ЧЧМ
Абонента.

6. Перерасчет стоимости электрической энергии.

6.1. На основании расчета фактического ЧЧМ (ЧЧМ факт расч),
произведенного в соответствии с п. 5.2. или п. 5.3. настоящего
Регламента, определяется тариф на электрическую
энергию (мощность) в соответствии с прейскурантом, утвержденным
регулирующим органом.

6.2. По определенному в соответствии с п. 6.1. настоящего
Регламента тарифу ГП производит Потребителю перерасчет за потребленную с начала соответствующего периода регулирования электрическую энергию в части объема, оплачиваемого по регулируемым тарифам.

6.3. На основании тарифа, определенного в соответствии с п. 6.1.
настоящего регламента, в порядке, предусмотренном
действующим законодательством производится расчет нерегулируемой
цены. По данной цене ГП производит Абоненту перерасчет за
потребленную с начала соответствующего периода регулирования

электрическую энергию в части объема, оплачиваемого по нерегулируемым ценам.

6.4. На сумму перерасчета по регулируемым тарифам и
нерегулируемым ценам ГП выставляет Абоненту счет. Данный счет
оплачивается Абонентом в течение 10 рабочих дней с момента его
выставления.

6.5. Тариф, определенный в соответствии с п. 6.1. настоящего
Регламента используется в расчетах за электрическую
энергию (мощность) между ГП и Потребителем до окончания
соответствующего периода регулирования. Либо до результатов следующего замера.

7. Корректировка мощности, использованной для расчета ЧЧМ.

7.1. Абонент в период с первого мая года, предшествующего периоду
регулирования и до окончания указанного периода регулирования имеет
право произвести корректировку мощности, использованной ГП для
расчета ЧЧМ:

7.1.1. в сторону ее уменьшения не более одного раза;

7.1.2. в сторону ее увеличения неограниченное число раз.

7.2. Для проведения корректировки указанной мощности Абонент
направляет в ГП заявку, оформленную по произвольной форме и документы, обосновывающие изменение потребляемой мощности (протоколы замеров нагрузок, технологические карты при изменении технологического процесса, паспорт при подключении нового энергопринимающего оборудования и др.). Заявка на корректировку мощности в сторону ее уменьшения должна быть
представлена Абонентом в ГП не позднее, чем за 20 календарных дней до
начала очередного расчетного периода по договору энергоснабжения.

7.3. В каждом случае корректировки Абонентом указанной мощности,
ГП производит перерасчет ЧЧМ. Если изменение ЧЧМ приводит к смене
тарифа, расчет с применением вновь определенного тарифа производится с начала следующего расчетного периода по договору энергоснабжения.

7.4. В случае изменения тарифа, произошедшего вследствие
корректировки Абонентом мощности, использованной для расчета его ЧЧМ после начала соответствующего периода регулирования, перерасчет
стоимости электрической энергии за предыдущие расчетные периоды по
договору энергоснабжения не производится.

Порядок контроля и определения
максимальной величины потребления электрической мощности

1. Настоящий Порядок устанавливает правила определения максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом:

• при наличии автоматизированной системы учета, принятой для расчетов:
• при наличии приборов учета, обеспечивающих хранение значений почасовых объемов потребления электрической энергии;
• при наличии приборов учета, не обладающих возможностью хранения почасовых объемов потребления электрической энергии.

2. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом, а также контроль за ее потреблением производятся в контрольные или отчетные часы потребления мощности расчетного периода, утверждаемые на каждый календарный год органами, осуществляющими государственное регулирование тарифов.

3. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии автоматизированной системы учета, принятой для расчетов, производится по максимальной величине активной мощности, выбранной из всех суток текущего месяца и зафиксированной автоматизированной системой учета в одни из суток текущего месяца в контрольные или отчетные часы потребления мощности.

4. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии приборов учета, обеспечивающих хранение почасовых объемов потребления электрической энергии производится в следующей последовательности

4.1. Определяется величина потребления электрической мощности суммированием значении каждого прибора учета в каждый контрольный и отчетный час расчетного периода.

4.2. Выбирается максимальная величина потребленной Абонентом электрической мощности из всех значений, определенных в соответствии с п. 4.1. Порядка.

5. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии приборов учета, не обладающих возможностью хранения почасовых объемов потребления электрической энергии производится в следующей последовательности:

5.1. Фиксируются показания и определяется величина потребленной Абонентом электрической мощности по каждому в отдельности прибору учета за каждые 60 (шестьдесят) минут в течение всех контрольных и отчетных часов расчетного периода и рассчитывается почасовое потребление как разница между последующим и предыдущим показанием.

5.2. Суммируются (по каждому 60-минутному интервалу в отдельности) величины потребленной Абонентом электрической мощности всех приборов учета на объекте.

5.3. Выбирается максимальное значение потребленной Абонентом электрической мощности из всех значений 60-минутных интервалов, определенных в соответствии с п. 5.2. Порядка. Установленная в соответствии с настоящим пунктом величина является максимальной
величиной потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде.

Не применяется для приборов учета подключенных через трансформаторы тока.

6. Представитель ГП/сетевой организации имеет право контролировать соблюдение Абонентом режима потребления электрической мощности. Контроль осуществляется путем проверки показаний средств измерения, снятия их контрольных показаний и проверки записей в журнале первичной записи показаний средств измерений.

РУМ 2010 - Руководящие материалы по проектированию распределительных электрических сетей 2010 г (Документ)

Королёв О.П., Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н. Учебно-методическое пособие по курсовому и дипломному проектированию (Документ)

Барыбин Ю.Г. и др. (ред) Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования (Документ)

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.