Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.
Проверке по экономической плотности тока не подлежат сети напряжением до 1 кВ при Тм до 4000–5000 ч/год, осветительные сети, сборные шины подстанции.
4.5. Выбор низковольтных кабелей по механической
прочности
Для каждого типа электроприемника существует минимально допустимое сечение кабеля, при котором обеспечивается достаточная механическая прочность, поэтому после выбора сечения кабеля вышеописанными способами производится проверка, исходя из условий механической прочности. Из условий удобства эксплуатации кабель не должен иметь также чрезмерно большое сечение.
Другие кабели по механической прочности и удобству эксплуатации не проверяются.
механической прочности и удобства эксплуатации
5. ПРОВЕРКА КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ
5.1. Проверка кабельной сети участка по допустимой
потере напряжения при нормальной работе
электроприемников
Цель проверки заключается в том, чтобы отклонение напряжения на зажимах электродвигателей при их нормальной работе не превышало допустимых норм (- 5 ÷ +10 %)Uн.
Проверяются только отрицательные отклонения, следовательно минимальные допустимые напряжения на зажимах электродвигателей 361, 627 и 1083 В соответственно при номинальных напряжениях 380, 660 и 1140 В.
Если за номинальное напряжение на зажимах трансформаторов принять максимально допустимое 400, 690 и 1200 В, то допустимую потерю напряжения (ΔU доп) в сетях можно определить:
в сетях 380 В 400–361 = 39 В;
в сетях 660 В 690–627 = 63 В;
в сетях 1140 В 1200–1083 = 117 В.
В правильно рассчитанной сети суммарная потеря напряжения () от ПУПП до зажимов электродвигателей не должна превосходить допустимых значений 39, 6З и 117:
U доп.
Суммарные потери напряжения в сети до зажимов двигателя:
где потеря напряжения в трансформаторе, В; потеря напряжения в отдельных звеньях низковольтной кабельной сети, питающей двигатель, В.
При проверке сетей по допустимой потере напряжения рекомендуется использовать табл. 5.1, а положительные результаты внести в табл. 4.1 (графа 9).
Потерю напряжения в трансформаторе в вольтах и процентах определяют соответственно по формулам:
где I – ток нагрузки трансформатора в получасовой максимум, А; R Т,Х Т – активное и индуктивное сопротивления трансформатора (Ом), значения которых принимают по табл. 3.3; cos φ – коэффициент мощности на зажимах вторичной обмотки трансформатора; - коэффициент загрузки трансформатора; I, S – соответственно ток (А) и мощность (кВА) загрузки трансформатора; I H – номинальный ток трансформатора, А.
Таблица 5.1
Проверка сети по допустимой потере напряжения
Потери напряжения в трансформаторах шахтных передвижных подстанций при коэффициенте загрузки β Т = 1 и различных значениях cosφ, подсчитанные по формуле (5.3), приведены в табл. 5.2. При других значениях коэффициента загрузки табличные значения потери напряжения умножаются на фактический коэффициент загрузки трансформатора:
.
Таблица 5.2
Потери напряжения во взрывобезопасных,
передвижных подстанциях при β Т = 1
Тип подстанции | Номинальная мощность, кВА | Напряжение на вторичной обмотке, кВ | Потери напряжения (%) при cosj | |||
0,7 | 0,75 | 0,8 | 0,85 | |||
ТСВП | 0,4; 0,69 | 3,2 | 3,1 | 2,97 | 2,78 | |
0,4; 0,69 | 3,17 | 3,06 | 2,92 | 2,73 | ||
0,4; 0,69 | 3,08 | 2,96 | 2,81 | 2,6 | ||
0,4; 0,69 | 3,03 | 2,91 | 2,75 | 2,53 | ||
0,69; 1,2 | 2,95 | 2,82 | 2,65 | 2,42 | ||
0,69; 1,2 | 3,84 | 3,67 | 3,46 | 3,18 |
Для перевода значения потери напряжения в трансформаторе, выраженной в процентах, в вольты и наоборот, пользуются формулой
В,
где k ОТ – коэффициент изменения напряжения в трансформаторе (ПУПП), равный 0,95; 1,0 и 1,05 при отпайке соответственно +5, 0 и –5 %, U х – напряжение холостого хода вторичной обмотки (400, 690, 1200 В).
Потерю напряжения в любом отрезке кабельной сети можно определить по формуле
где I рк – расчетный ток в кабеле, А;cos φ – коэффициент мощности, который можно принимать для гибких кабелей равным номинальному коэффициенту мощности двигателя, а для фидерных – средневзвешенному; - активное сопротивление отрезка кабеля, Ом; - индуктивное сопротивление отрезка кабеля, Ом; r 0 ,x 0 – удельное активное и индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км (принимают из табл. 5.3 при температуре +65 °С); L k – длина отрезка кабеля, км.
Таблица 5.3
Активные и индуктивные сопротивления проводов и кабелей,
при +65 °С, Ом/км
При сечении кабеля 10 мм 2 и менее можно не учитывать индуктивное сопротивление и использовать упрощенные формулы, В:
(5.6)
(5.7)
(5.8)
где ρ – удельное сопротивление, равное при 20 °С для меди 0,0184, для алюминия - 0,0295 Ом∙мм 2 /м; S – сечение кабеля, мм 2 ; Р k – расчетная мощность, передаваемая по кабелю, кВт;γ = 1/ρ – удельная проводимость.
Применение упрощенных формул (5.5)–(5.8) допустимо и для кабелей больших сечений, если учитывать поправочный коэффициент на индуктивное сопротивление К, принимаемый согласно табл. 5.4. в зависимости от сечения и коэффициента мощности.
Таблица 5.4
Значение поправочного коэффициента К
Сечение кабеля, мм 2 | ||||||||
0,60 | 1,076 | 1,116 | 1,157 | 1,223 | 1,302 | 1,399 | 1,508 | 1,638 |
0,65 | 1,067 | 1,102 | 1,138 | 1,197 | 1,266 | 1,351 | 1,447 | 1,529 |
0,70 | 1,058 | 1,089 | 1,120 | 1,171 | 1,232 | 1,306 | 1,390 | 1,486 |
0,75 | 1,050 | 1,077 | 1,104 | 1,148 | 1,200 | 1,264 | 1,336 | 1,419 |
0,80 | 1,043 | 1,065 | 1,088 | 1,126 | 1,170 | 1,225 | 1,287 | 1,357 |
0,85 | 1,035 | 1,054 | 1,073 | 1,103 | 1,141 | 1,186 | 1,237 | 1,295 |
Формулы (5.5–5.8) с учетом поправочного коэффициента К:
(5.10)
(5.11)
(5.12)
Если суммарная потеря напряжения до какого-либо двигателя будет больше допустимого значения, то необходимо увеличить на одну ступень сечение одного или нескольких отрезков кабелей и снова произвести проверку.
5.2. Проверка кабельной сети по пусковому режиму
и режиму опрокидывания наиболее мощного
и удаленного электродвигателя
Величина пускового и критического моментов асинхронных двигателей определяется величиной напряжения на их зажимах.
При опрокидывании или пуске асинхронного электродвигателя пусковой ток может достигать (5¸7) I H , при этом потеря напряжения в сети достигает такой величины, при которой пусковой или критический момент электродвигателя оказывается недостаточным для преодоления момента сопротивления на его валу. В этих условиях двигатель не разворачивается или останавливается и под действием больших токов может выйти из строя. Это вызывает необходимость проверки сечений кабельной сети на возможность пуска наиболее мощного и удаленного двигателя и предотвращает его опрокидывание при перегрузке.
Считается, что нормальный пуск и разгон двигателя произойдет, если фактическое напряжение на зажимах двигателя (U факт при пуске) будет равно или больше минимально необходимого (U мин.необх. при пуске). За минимально необходимое напряжение обычно принимают 0,8U н при запуске одного двигателя мощностью менее 160 кВт и 0,7U н при одновременном запуске двух двигателей мощностью до 160 кВт, или одного двигателя мощностью более 160 кВт.
Следовательно, критерием успешной проверки сети по пусковому режиму мощного и удаленного двигателя является выполнениеусловий:
U факт. при пуске 0,8 U н, (5.13)
или U факт при пуске 0,7 U н. (5.14)
Минимально необходимое напряжение при пуске одного двигателя можно определить в каждом конкретном случае по формуле
U мин необх. при пуске = 1,1 U н , (5.15)
где l= М пуск.дв., /М н.дв. – номинальная кратность пускового момента, принимается из технических данных проверяемого двигателя; К - минимальная кратность пускового момента электродвигателя, обеспечивающая пуск с места и разгон (достижение номинальной скорости) исполнительного или несущего органа рабочей машины.
Значения К принимают: для комбайнов при пуске под нагрузкой 1,0–1,2; для скребковых конвейеров 1,2–1,5; для ленточных конвейеров 1,2 –1,4; для вентиляторов и насосов 0,5–0,6.
При одновременном пуске электродвигателей многоприводного забойного конвейера или струговой установки минимальное напряжение на зажимах двигателей дальнего привода должно быть:
для приводов без гидромуфт
U мин.необх. при пуске 1,1 U н ; (5.16)
для приводов с гидромуфтами
U мин.необх. при пуске К М н.гидр, (5.17)
где М н.гидр - номинальный момент гидромуфты, Нм; К - минимальная кратность пускового момента, обеспечивающего запуск с места и разгон, т.е. достижение установившейся скорости исполнительного или несущего органа рабочей машины (для забойных конвейеров К = 1,2–1,5; меньшее значение относится к нормальному пуску, большее - к пуску под нагрузкой; для струговых установок можно применять К = 1,2.
пуск = U пуск. б / U пуск. д ,
где U пуск.б, U пуск.д - фактическое напряжение на зажимах электродвигателей при пуске соответственно ближнего и дальнего приводов, определяют по формуле (5.25), В; n б, n д – число электродвигателей конвейера (струговой установки) соответственно в ближнем и дальнем приводах.
Следует также особо подчеркнуть, что проверку кабельной сети по пусковому режиму и режиму опрокидывания производят по самому тяжелому режиму нагрузки сети. Считается, что наиболее мощный и удаленный двигатель запускается (опрокидывается) и при этом потребляет пусковой (критический) ток, а двигатели меньшей мощности включены в сеть и потребляют номинальный ток. Следовательно, при определении фактического напряжения на зажимах двигателя в пусковых или опрокидных режимах необходимо учитывать потери напряжения в элементах сети:
а) от номинальных токов нормально работающих двигателей меньшей мощности;
б) от пусковых токов пускаемых или опрокидывающихся двигателей большей мощности.
Свет / Подключение к электросетям
С 1 января 2009 года потребители, оплачивающие электроэнергию по одноставочным тарифам, рассчитываются с поставщиками электрической энергии с учётом годового числа часов использования заявленной мощности (ЧЧИ).
Под заявленной мощностью (договорной), в методических указаниях ФСТ России рассматривает наибольшую получасовую электрическую мощность, которую потребитель обязуется не превышать ежедневно в часы максимальной нагрузки энергосистемы. Величина заявленной мощности (договорной), как правило, устанавливается на год с разбивкой по месяцам.
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 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.
Потребителю, заинтересованному в минимизации использования энергоресурсов, а тем самым и стоимости электрической энергии для собственного потребления, необходимо обратить внимание на рациональное построение суточного режима работы технологического оборудования
Вариант 1
3.1 Что такое число часов использования максимума и максимальных потерь? в чем различие между этими величинами?
Число часов использования максимальной нагрузки (T max) – 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:
Время использования максимальной нагрузки T max определяется характером и сменностью работы потребителя и составляет в год для некоторых отраслей промышленности:
для осветительных нагрузок 1500 – 2000 ч;
для односменных предприятий 1800 – 2500 ч;
для двухсменных предприятий 3500 – 4500 ч;
для трехсменных предприятий 5000 – 7000 ч.
Величиной T max пользуются при определении потерь электроэнергии. Для этого нужно знать величину τ max – 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:
где ∆W a – потери активной энергии, кВт∙ч, или расход электроэнергии на покрытие потерь;
∆P max – наибольшие потери мощности, кВт.
Рисунок 3.1.1 – Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки
На основании статистических данных о различных годовых графиках нагрузки промышленных предприятий составлена зависимость времени максимальных потерь τ max от продолжительности использования максимума нагрузки T max и коэффициента мощности (рисунок 3.1.1).
Зависимость времени потерь от параметров, характеризующих конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности T max и , устанавливает также следующее выражение:
3.2 В чем сущность метода наложения при расчете сложно-замкнутых сетей?
Сложнозамкнутая сеть – сеть, имеющая узловые точки. Узловая точка – точка, которая имеет не менее трех ответвлений, не считая нагрузку. Участок сети, между узловыми точками, или между узловой точкой и питающим пунктом – ветвь.
Расчет сети с двусторонним питанием при различных напряжениях по концам передачи основан на использовании метода наложения. Согласно этому методу, токи во всех ветвях можно рассматривать как результат суммирования токов различных режимов, причем токи различных режимов определяются независимо друг от друга. Следовательно, токи в ветвях сети двустороннего питания при различных напряжениях по концам можно рассматривать как сумму двух токов: токов в ветвях при равных напряжениях; токов, протекающих в схеме под действием ЭДС, равной разнице напряжений
Рисунок 3.2.1 Сеть с двусторонним питанием при различных напряжениях по концам передачи:
а – токораспределение в исходной сети; б – токи в сети при равенстве напряжений узлов А и В ; в – уравнительный ток
Ток в сети (см. рисунок 3.2.1, в ) назовем уравнительным током и определим как
Таким образом, содержащий расчет уравнительного тока по соотношению (1.1) и корректировку токов всех ветвей на этот ток:
(3.2.2)
Заключение
При максимальной нагрузке действительное напряжение на НН трансформатора значительно отличается от желаемой. Рекомендуется несколько методов оптимизации. Подать больше напряжения на ЛЭП, уменьшить нагрузку тем самым уменьшить потери на трансформаторе, или заменить трансформатор с коэффициентом трансформации меньше доступной.
При минимальных нагрузка действительное напряжение значительно отличается от желаемой. практически не отличается от желаемой. Для точности можно применить некоторые устройства оптимизации напряжения.
Список используемой литературы
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанции и подстанции: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
Генбач Н.А., Сажин В.Н., Оржакова Ж.К. Электроэнергетика. Электрические сети и системы: Методические указания к выполнению РГР. – Алматы: АУЭС, 2013.
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций подстанций: Для учащихся техникумов. – Москва: Энергоатомиздат, 1987.
4) Ракатян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических систем. Москва: Энергоатомиздат 1985
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.
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.