Перетин, отримане в результаті розрахунку, округляється до найближчого стандартного перетину.
Перевірці з економічної щільності струму не підлягають мережі напругою до 1 кВ при Тм до 4000-5000 ч / год, освітлювальні мережі, збірні шини підстанції.
4.5. Вибір низьковольтних кабелів по механічної
міцності
Для кожного типу електроприймача існує мінімально допустимий переріз кабелю, при якому забезпечується достатня механічна міцність, тому після вибору перетину кабелю вищеописаними способами проводиться перевірка, виходячи з умов механічної міцності. З умов зручності експлуатації кабель не повинен мати також надмірно великий перетин.
Інші кабелі по механічної міцності і зручності експлуатації не перевіряються.
механічної міцності і зручності експлуатації
5. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНОЇ МЕРЕЖІ
5.1. Перевірка кабельної мережі ділянки по допустимої
втрати напруги при нормальній роботі
електроприймачів
Мета перевірки полягає в тому, щоб відхилення напруги на затискачах електродвигунів при їх нормальній роботі не перевищувало допустимих норм (- 5 ÷ + 10%) Uн.
Перевіряються лише негативні відхилення, отже мінімальні допустимі напруги на затискачах електродвигунів 361, 627 і 1083 В відповідно при номінальних напругах 380, 660 і 1140 В.
Якщо за номінальну напругу на затискачах трансформаторів прийняти максимально допустимий 400, 690 і 1200 В, то допустиму втрату напруги (ΔU доп) в мережах можна визначити:
в мережах 380 В 400-361 \u003d 39 В;
в мережах 660 В 690-627 \u003d 63 В;
в мережах 1140 В 1200-1083 \u003d 117 В.
В правильно розрахованої мережі сумарна втрата напруги () від ПДПП до затискачів електродвигунів не повинна перевищувати допустимих значень 39, 6З і 117:
U доп.
Сумарні втрати напруги в мережі до затискачів двигуна:
де втрата напруги в трансформаторі, В; 
втрата напруги в окремих ланках низьковольтної кабельної мережі, яка живить двигун, В.
При перевірці мереж по допустимій втраті напруги рекомендується використовувати табл. 5.1, а позитивні результати внести в табл. 4.1 (графа 9).
Втрату напруги в трансформаторі в вольтах і відсотках визначають відповідно за формулами:
де I - струм навантаження трансформатора в півгодинний максимум, А; R Т, Х Т - активне і індуктивний опори трансформатора (Ом), значення яких беруть по табл. 3.3; cos φ - коефіцієнт потужності на затисках вторинної обмотки трансформатора; 
- коефіцієнт завантаження трансформатора; I, S - відповідно струм (А) і потужність (кВА) завантаження трансформатора; I H - номінальний струм трансформатора, А.
Таблиця 5.1
Перевірка мережі по допустимій втраті напруги
Втрати напруги в трансформаторах шахтних пересувних підстанцій при коефіцієнті завантаження β Т \u003d 1 і різних значеннях cosφ , підраховані за формулою (5.3), наведені в табл. 5.2. При інших значеннях коефіцієнта завантаження табличні значення втрати напруги множаться на фактичний коефіцієнт завантаження трансформатора:
.
Таблиця 5.2
Втрати напруги у вибухобезпечних,
пересувних підстанціях при β Т \u003d 1
| Тип підстанції | Номінальна потужність, кВА | Напруга на вторинній обмотці, кВ | Втрати напруги (%) 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 перекладу значення втрати напруги в трансформаторі, вираженою у відсотках, в вольти і навпаки, користуються формулою
В,
де k ВІД - коефіцієнт зміни напруги в трансформаторі (ПДПП), що дорівнює 0,95; 1,0 і 1,05 при отпайки відповідно +5, 0 і -5%, U х - напруга холостого ходу вторинної обмотки (400, 690, 1200 В).
Втрату напруги в будь-якому відрізку кабельної мережі можна визначити за формулою
де I рк - розрахунковий струм в кабелі, А; cos φ - коефіцієнт потужності, який можна приймати для гнучких кабелів рівним номінальному коефіцієнту потужності двигуна, а для фідерних - середньозваженому; 
- активний опір відрізка кабелю, Ом; 
- індуктивний опір відрізка кабелю, Ом; r 0, x 0 - питомий активний і індуктивний опір кабелю, Ом / км (приймають з табл. 5.3 при температурі +65 ° С); L k - довжина відрізка кабелю, км.
Таблиця 5.3
Активні і індуктивні опору проводів і кабелів,
при +65 ° С, Ом / км
При перетині кабелю 10 мм 2 і менше можна не враховувати індуктивний опір і використовувати спрощені формули, В:
(5.6)
(5.7)
(5.8)
де ρ – питомий опір, рівний при 20 ° С для міді 0,0184, для алюмінію - 0,0295 Ом ∙ мм 2 / м; S - перетин кабелю, мм 2; Р k - розрахункова потужність, що передається по кабелю, кВт; γ \u003d 1 / ρ - питома провідність.
Застосування спрощених формул (5.5) - (5.8) допустимо і для кабелів великого перерізу, якщо враховувати поправочний коефіцієнт на індуктивне опір К, який приймається згідно табл. 5.4. в залежності від перетину і коефіцієнта потужності.
Таблиця 5.4
Значення поправочного коефіцієнта К
| Перетин кабелю, 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 |
Формули (5.5-5.8) з урахуванням поправочного коефіцієнта К:
(5.10)
(5.11)
(5.12)
Якщо сумарна втрата напруги до будь-якого двигуна буде більше допустимого значення, то необхідно збільшити на один щабель перетин одного або декількох відрізків кабелів і знову провести перевірку.
5.2. Перевірка кабельної мережі по пусковому режиму
і режиму перекидання найбільш потужного
і віддаленого електродвигуна
Величина пускового і критичного моментів асинхронних двигунів визначається величиною напруги на їх затискачах.
При перекиданні або пуску асинхронного електродвигуна пусковий струм може досягати (5¸7) I H, при цьому втрата напруги в мережі досягає такої величини, при якій пусковий або критичний момент електродвигуна виявляється недостатнім для подолання моменту опору на його валу. У цих умовах двигун не розгортається або зупиняється і під дією великих струмів може вийти з ладу. Це викликає необхідність перевірки перетинів кабельної мережі на можливість пуску найбільш потужного і віддаленого двигуна і запобігає його перекидання при перевантаженні.
Вважається, що нормальний пуск і розгін двигуна відбудеться, якщо фактичне напруга на затискачах двигуна (U факт при пуску) буде дорівнює або більше мінімально необхідного (U мін.необх. При пуску). За мінімально необхідну напругу зазвичай приймають 0,8U н при запуску одного двигуна потужністю менше 160 кВт і 0,7U н при одночасному запуску двох двигунів потужністю до 160 кВт, або одного двигуна потужністю понад 160 кВт.
Отже, критерієм успішної перевірки мережі по пусковому режиму потужного і віддаленого двигуна є виполненіеусловій:
U факт. при пуску 0,8 U н, (5.13)
або U факт при пуску 0,7 U н. (5.14)
Мінімально необхідну напругу під час пуску одного двигуна можна визначити в кожному конкретному випадку по формулі
U хв необх. при пуску \u003d 1,1 U н 
, (5.15)
де l \u003d М пуск.дв., / М н.дв . - номінальна кратність пускового моменту, приймається з технічних даних перевіряється двигуна; К - мінімальна кратність пускового моменту електродвигуна, що забезпечує пуск з місця і розгін (досягнення номінальної швидкості) виконавчого або несучого органу робочої машини.
Значення К приймають: для комбайнів під час пуску під навантаженням 1,0-1,2; для скребкових конвеєрів 1,2-1,5; для стрічкових конвеєрів 1,2 -1,4; для вентиляторів і насосів 0,5-0,6.
При одночасному пуску електродвигунів многопріводного забійного конвеєра або струговою установки мінімальна напруга на затискачах двигунів далекого приводу має бути:
для приводів без гідромуфт
U мін.необх. при пуску 1,1 U н 
; (5.16)
для приводів з гідромуфтами
U мін.необх. при пуску До М н.гідр, (5.17)
де М н.гідр - номінальний момент гідромуфти, Нм; К - мінімальна кратність пускового моменту, що забезпечує запуск з місця і розгін, тобто досягнення сталої швидкості виконавчого або несучого органу робочої машини (для забійних конвеєрів К \u003d 1,2-1,5; менше значення відноситься до нормального пуску, більше - до пуску під навантаженням; для стругових установок можна застосовувати К \u003d 1,2.
пуск \u003d U пуск. б / U пуск. д ,
де U пуск.б, U пуск.д - фактичне напруга на затискачах електродвигунів при пуску відповідно ближнього і далекого приводів, визначають за формулою (5.25), В; n б, n д - число електродвигунів конвеєра (струговою установки) відповідно в ближньому і далекому приводах.
Слід також особливо підкреслити, що перевірку кабельної мережі по пусковому режиму і режиму перекидання виробляють по найважчому режиму навантаження мережі. Вважається, що найбільш потужний і віддалений двигун запускається (перекидається) і при цьому споживає пусковий (критичний) струм, а двигуни меншої потужності включені в мережу і споживають номінальний струм. Отже, при визначенні фактичного напруги на затискачах двигуна в пускових або перекидних режимах необхідно враховувати втрати напруги в елементах мережі:
а) від номінальних струмів нормально працюючих двигунів меншої потужності;
б) від пускових струмів пускаємо або перекидних двигунів більшої потужності.
Світло / Підключення до електромереж
З 1 січня 2009 року споживачі, які оплачують електроенергію за одноставочному тарифами, розраховуються з постачальниками електричної енергії з урахуванням річного числа годин використання заявленої потужності (ЧЧІ).
Під заявленою потужністю (договірної), в методичних вказівках ФСТ Росії розглядає найбільшу півгодинну електричну потужність, яку споживач зобов'язується не перевищувати щодня в години максимального навантаження енергосистеми. Величина заявленої потужності (договірної), як правило, встановлюється на рік з розбивкою по місяцях.
Число годин використання заявленої потужності - це умовний показник, що показує час, який повинен пропрацювати споживач з навантаженням, що відповідає заявленій потужності, щоб використовувати ту кількість електричної енергії, яке фактично заявив на рік.
Що являє собою число годин використання заявленої потужності, як цей показник розраховується і, головне, - навіщо?
Споживання електричної енергії, а головне потужності, в різні години доби відбувається нерівномірно, є годинник максимуму і мінімуму споживання потужності.
Графічно відображений режим споживання будь-якого підприємства буде представляти криву, в якій чітко проглядаються години максимуму і мінімуму навантаження. Якщо цей графік добового навантаження поєднати з графіком споживання енергосистеми, то можна виявити закономірність, що годинник максимуму системи збігаються з максимумами більшості підприємств, що, в свою чергу, відбивається на режимі роботи та склад генеруючого обладнання (суміщений графік).
Чим більше нерівномірність у навантаженні в часовому розрізі доби, тим дорожче виробництво електроенергії - більше витрачається палива, знижується ефективність використання генеруючого обладнання, що підвищує вартість електричної енергії.
Для ефективного використання генеруючого обладнання, зниження вартості електричної енергії необхідно здійснювати заходи щодо вирівнювання добового годинного графіка споживання, для того споживачеві необхідно визначити число годин використання заявленої потужності в році, яке визначається, як похідна від ділення заявленого річного обсягу споживання на величину максимальної потужності. За величину максимальної потужності береться найбільше значення споживання електричної потужності споживаної споживачем в робочий день в години максимального навантаження енергосистеми (05: 00ч. - 22: 00ч.). Визначення величини максимальної потужності для визначення ЧЧІ, переважно на основі інтервальних приладів обліку (наявність пам'яті). Ці прилади обліку дозволяють реєструвати значення споживаної потужності, а значить, їх використання призведе до точного визначення значення ЧЧІ, що дозволить віднести споживача до тієї чи іншої тарифної групи.
За відсутності інтервальних приладів обліку, розрахунок ЧЧІ споживач може визначити на основі заявленого обсягу річного споживання і заявленої максимальної потужності власного споживання, але для цього заявлена \u200b\u200bвеличина потужності повинна бути підтверджена контрольним виміром робочого дня, за умови нормальної завантаження виробництва. А також розрахунок числа годин використання заявленої потужності може бути проведений на основі поєднаного графіка навантаження ДП (інтервальний режим поставки електричної енергії за попередні періоди, з виявленням годин і величини максимуму навантаження, у ДП є) щодо обсягу споживання в розглянутий період, з урахуванням коефіцієнта нелінійності.
Споживачеві, зацікавленому в мінімізації використання енергоресурсів, а тим самим і вартості електричної енергії для власного споживання, необхідно звернути увагу на раціональне побудова добового режиму роботи технологічного обладнання
Варіант 1
3.1 Що таке число годин використання максимуму і максимальних втрат? в чому відмінність між цими величинами?
Число годин використання максимального навантаження (T max) - це такий час, протягом якого через електричну мережу, яка працює з максимальним навантаженням, передавалося б така ж кількість електроенергії, яка передається через неї протягом року по дійсному графіком навантаження:
Час використання максимального навантаження T max визначається характером і змінність роботи споживача і становить на рік для деяких галузей промисловості:
для освітлювальних навантажень 1500 - 2000 год;
для однозмінних підприємств 1800 - 2500 год;
для двозмінних підприємств 3500 - 4500 год;
для тризмінна підприємств 5000 - 7000 год.
Величиною T max користуються при визначенні втрат електроенергії. Для цього потрібно знати величину τ max - час максимальних втрат, тобто час, протягом якого електрична мережа, працюючи з незмінною максимальним навантаженням, має втрати електроенергії, рівні дійсним річним втрат. Час максимальних втрат:
де ΔW a - втрати активної енергії, кВт ∙ г, або витрата електроенергії на покриття втрат;
ΔP max - найбільші втрати потужності, кВт.
Малюнок 3.1.1 - Залежність часу максимальних втрат від тривалості використання максимуму навантаження
На підставі статистичних даних про різні річних графіках навантаження промислових підприємств складена залежність часу максимальних втрат τ max від тривалості використання максимуму навантаження T max і коефіцієнта потужності (рисунок 3.1.1).
Залежність часу втрат від параметрів, що характеризують конфігурацію річного графіка переданої активної потужності T max і, встановлює також такий вираз:
3.2 У чому сутність методу накладення при розрахунку складно-замкнутих мереж?
Сложнозамкнутая мережу - мережу, що має вузлові точки. Вузлова точка - точка, яка має не менше трьох відгалужень, окрім навантаження. Ділянка мережі, між вузловими точками, або між вузловою точкою і годує пунктом - гілка.
Розрахунок мережі з двостороннім живленням при різній напрузі на кінцях передачі заснований на використанні методу накладення. Відповідно до цього методу, струми у всіх гілках можна розглядати як результат підсумовування струмів різних режимів, причому струми різних режимів визначаються незалежно один від одного. Отже, струми в гілках мережі двостороннього харчування при різній напрузі на кінцях можна розглядати як суму двох струмів: струмів в гілках при рівних напружених; струмів, що протікають в схемі під дією ЕРС, що дорівнює різниці напруг
Малюнок 3.2.1 Мережа з двостороннім харчуванням при різній напрузі на кінцях передачі:
а - Токораспределение в вихідної мережі; б - струми в мережі при рівності напруг вузлів А і В; в - зрівняльний струм
Струм в мережі (див. Рисунок 3.2.1, в) Назвемо зрівняльним струмом і визначимо як
Таким чином, містить розрахунок зрівняльного струму по співвідношенню (1.1) і коригування струмів всіх гілок на цей струм:
(3.2.2)
висновок
При максимальному навантаженні дійсне напруга на НН трансформатора значно відрізняється від бажаної. Рекомендується кілька методів оптимізації. Подати більше напруги на ЛЕП, зменшити навантаження тим самим зменшити втрати на трансформаторі, або замінити трансформатор з коефіцієнтом трансформації менше доступною.
При мінімальних навантаження дійсне напруга значно відрізняється від бажаної. практично не відрізняється від бажаної. Для точності можна застосувати деякі пристрої оптимізації напруги.
Список використаної літератури
Неклепаев Б.Н., Крючков І.П. Електрична частина електростанції та підстанції: Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування: Навчальний посібник для вузів. - М .: Вища школа, 1989.
Генбач Н.А., Сажин В.Н., Оржакова Ж.К. Електроенергетика. Електричні мережі та системи: Методичні вказівки до виконання РГР. - Алмати: АУЕС, 2013.
Рожкова Л.Д., Козулін В.С. Електрообладнання станцій підстанцій: Для учнів технікумів. - Москва: Вища школа, 1987.
4) Ракатян С.С., Шапіро І.М. Довідник з проектування електричних систем. Москва: Вища школа 1985
n1.doc
Середні значення тривалості використання максимуму навантаження в промисловості T max| споживачі | T max, год / рік |
|
| Паливна промисловість: | ||
| вуглевидобуток: | ||
| закрита | 3500-4200 |
|
| відкрита | 4500-5000 |
|
| нафтовидобуток | 7000-7500 |
|
| нафтопереробка | 6000-8000 |
|
| торфорозробками | 2000-2500 |
|
| металургія: | ||
| чорна (в середньому) | 6500 |
|
| доменне виробництво | 5000 |
|
| мартенівське | 7000 |
|
| феросплавну | 5800 |
|
| коксохімічне | 6500 |
|
| кольорова | 7000-7500 |
|
| Гірничорудна промисловість | 5000 |
|
| Хімія (в середньому) | 6200-8000 |
|
| В тому числі: | ||
| анілінофарбовий завод | 7000 |
|
| завод азотних добрив | 7500-8000 |
|
| завод синтетичних волокон | 7000-8000 |
|
| Машинобудування і металообробка: | ||
| завод важкого машинобудування | 3800-4000 |
|
| верстатобудівний завод | 4300-4500 |
|
| інструментальний завод | 4000-4200 |
|
| шарикопідшипниковий завод | 5000-5300 |
|
| автотракторний завод | 5000 |
|
| завод підйомно-транспортного устаткування | 3300-3500 |
|
| завод сільгоспмашин | 5000-5300 |
|
| авторемонтний завод | 3500-4000 |
|
| паровозовагоноремонтний завод | 3500-4000 |
|
| приладобудівний завод | 3000-3200 |
|
| завод електротехнічного обладнання | 4300-4500 |
|
| металообробний завод | 4300-4400 |
|
| Целюлозно-паперова промисловість | 5500-6000 |
|
| Деревообробна і лісова промисловість | 2500-3000 |
|
| Легка промисловість: | ||
| взуттєва | 3000 |
|
| текстильна | 4500 |
|
| Харчова промисловість: | ||
| холодильник | 4000 |
|
| маслоконсервний завод | 7000 |
|
| молокозавод | 4800 |
|
| м'ясокомбінат | 3500-3800 |
|
| хлібозавод | 5000 |
|
| кондитерська фабрика | 4500 |
|
| виробництво будматеріалів | 7000 |
|
Максимальне розрахункове навантаження електротяги, де проводиться електрифікація ділянки залізниці визначається за формулою:
P р \u003d 1,3Р p .сім + З н.т. , (2.3)
Р p .сім - розрахункова трифазна середньодобова тягове навантаження ділянки, яка визначається в проекті електрифікації на основі тягових і електричних розрахунків по заданих розмірах руху місяця інтенсивних перевезень на п'ятий рік експлуатації з урахуванням втрат енергії і витрати на СН, кВт;
1,3 - коефіцієнт добової нерівномірності навантаження від групи тягових підстанцій;
Р н.т. - розрахункове навантаження нетягових залізничних споживачів ділянки.
При відсутності зазначених даних, отриманих від спеціалізованої організації, максимальне розрахункове навантаження (P max) може бути визначена за формулою:
P p. max \u003d А рік / T max (2.4)
де: А рік - річне електроспоживання, де проводиться електрифікація ділянки залізниці;
Т max - розрахункова тривалість використання максимуму навантаження електротяги. Значення T max можуть бути прийняті від 5700 до 6500 год / рік.
Аналіз звітних даних ряду електрифікованих залізниць дозволив оцінити середні значення питомих показників електроспоживання. Зазначені показники розрізняють для:
швидкісної лінії - двухпутная залізнична лінія, на якій звертаються поїзда зі швидкостями 160-200 км / год, A уд \u003d 3,0-4,2 млн. кВт · год / км на рік;
слабозагруженний ділянку - одноколійний залізничний ділянку з об'ємом руху до 24 пар поїздів на добу, А уд \u003d 1,0-1,5 млн. кВт · год / км на рік.
Менші значення відповідають рівному профілем шляху і низького ступеня використання пропускної здатності ділянки, де проводиться електрифікація залізниці.
З ростом потужності локомотивів, які передбачається в найближчі роки використовувати на швидкісних залізничних магістралях, питомі показники електрифікації зростуть.
розробляються:
електровози серії ЕП (електровоз пасажирський), ЕП-1 (4700 кВт), ЕП-9 (5000 кВт), ЕП-10 (7200 кВт). Електровози ЕП-9 і ЕП-10 розраховані на проходження електрифікованих ділянок на змінному і постійному струмі;
електропоїзди. У складі електропоїзда 4-5 провідних вагонів (по типу приміських електричок). Так, наприклад, запроектований електропоїзд «Сокіл» (10 800 кВт), розрахований на швидкості до 250 км / год.
Орієнтовні питомі показники електроспоживання на 1 км магістральних трубопроводів і на одну компресорну станцію (КС) газопроводів або нафтоперегонну станцію (НПС) нафтопроводів наведені нижче:
питоме електроспоживання
млн. кВт · год
млн. кВт · год / км КС або НПС
Магістральні газопроводи:
З газотурбінним приводом 0,2 16
З електроприводом 5,0 400
Магістральні нафтопроводи 1,0 45
Число годин використання максимального навантаження магістральних трубопроводів становить 7650-8400 год / рік.
Витрата електроенергії на потреби сільськогосподарського виробництва визначається на основі даних про питомі норми витрати електроенергії на одиницю продукції. Основні споживачі електроенергії в сільськогосподарському виробництві - тваринницькі і птахівницькі ферми і комплекси, а також парники, теплиці, зрошувальні установки та інші споживачі (майстерні, зерносушарки і ін.).
Для орієнтовної оцінки перспективного споживання електроенергії на виробничі потреби сільськогосподарських споживачів можна користуватися узагальненими показниками питомого споживання електроенергії (табл. 2.5).
Таблиця 2.5
Орієнтовні питомі норми витрат електроенергії на потреби сільськогосподарського виробництва
| Найменування виробництва, виду продукції | одиниця продукції | Питома витрата електроенергії на одиницю продукції, кВт · год / рік |
| Комплекси по вирощування і відгодівлі свиней | поголів'я | 55-115 |
| Комплекси по вирощуванню і відгодівлі великої рогатої худоби | теж | 110-130 |
| Майданчики по відгодівлі великої рогатої худоби | теж | 25-50 |
| Комплекси по виробництву молока | теж | 550-700 |
| Комплекси по вирощуванню нетелей | теж | 215-265 |
| Птахофабрика з виробництва яєць | теж | 20-25 |
| Птахофабрики м'ясного напряму | теж | 15-20 |
| Ферми з вирощування і відгодівлі свиней | теж | 100-190 |
| Ферми з відгодівлі свиней | теж | 60-85 |
| Свинарські репродуктивні ферми | теж | 95-100 |
| Ферми великої рогатої худоби | теж | 380-430 |
| Відгодівельний пункт великої рогатої худоби | теж | 75-175 |
| Ферма по виробництву молока | теж | 550-700 |
| Птахоферма з виробництва яєць | те ж | 10 |
| Птахоферма м'ясного напряму | теж | 2 |
| парники | Рама в сезон | АЛЕ |
| теплиці | 1м 2 | 50 |
Менші питомі витрати мають місце на великих комплексах і фермах, великі - на дрібних.
У табл. 2.6 наведені орієнтовні дані за питомими витратами електроенергії на 1 га зрошуваних земель по основних сільськогосподарських культур для різних зон країни при двозмінному поливі.
Таблиця 2.6
Орієнтовні питомі норми річного витрати електроенергії для зрошення земель, кВт · год / га
| район Росії | Середньозважений витрата по культурам | Групова норма щодо зони |
||||||
| зернові | Кукурудза | Мал | Цукровий буряк | Овочі | Сади, виноградники | кормові |
||
| Росія: | 1700 | 2900 | 2000 | 3100 | 3000 | 2000 | 3400 | 2600 |
| в тому числі райони: | ||||||||
| Північно-Західний | 400 | - | - | - | 600 | - | 800 | 800 |
| центральний | 600 | - | - | - | 1000 | 700 | 900 | 1000 |
| Волго-Вятський | 400 | - | - | - | 800 | - | 900 | 900 |
| Центрально-Чорноземний | 400 | 2500 | – | 3000 | 2500 | 1800 | 2700 | 2600 |
| Поволзький | 2000 | 3500 | 2500 | 3500 | 3400 | 2000 | 3000 | 3600 |
| Північно-Кавказький | 1800 | 3200 | 2000 | 3200 | 3100 | 2000 | 3400 | 3000 |
| Уральський | 1100 | 1800 | - | - | 1500 | 1800 | 1800 | 1500 |
| Західно-Сибірський | 1300 | - | - | - | 2200 | - | 2400 | 2300 |
| Східно-Сибірський | 1200 | - | - | - | 2000 | - | 2100 | 2100 |
| Далекосхідний | 800 | 1000 | 1000 | - | 1200 | - | 1300 | 1000 |
2.4. ЕЛЕКТРИЧНІ НАВАНТАЖЕННЯ І СПОЖИВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА КОМУНАЛЬНО-ПОБУТОВІ
ПОТРЕБИ І В СФЕРІ ОБСЛУГОВУВАННЯ
Споживачі електроенергії на комунально-побутові потреби поділяються на житлової та громадський сектори. Перша група характеризується розподіленим навантаженням, основна величина якої пов'язана з внутрішньоквартирних споживанням електроенергії, друга - розподіленої (магазини, аптеки, кінотеатри та ін.) І зосередженим навантаженням (водопровід, каналізація та ін.).
В останні роки виникла необхідність коригування діючих нормативів електричних навантажень (РД 34.20.185-94) у зв'язку з появою у частини населення можливості використання в побуті широкого набору сучасних електропобутових приладів і машин, а також у зв'язку з будівництвом у містах і сільській місцевості будівель по індивідуальними проектами з квартирами підвищеної комфортності. Нові питомі нормативи електричних навантажень визначалися на основі даних по новій забудові міст, аналізу ринку електропобутових приладів і машин і ступеня насичення ними квартир, як в даний час, так і на перспективу. Розрахункова номенклатура електропобутових приладів і машин при загальній площі квартир від 70 до 150 м 2 приведена в табл. 2.7.
Таблиця 2.7
Номенклатура електропобутових приладів і машин
| Найменування | Встановлена \u200b\u200bпотужність, Вт |
| Освітлювальні прилади | ! 800-3700 |
| Телевізори | 120-140 |
| Радіо і ін. Апаратура | 70-100 |
| Холодильники | 165-300 |
| морозильники | 140 |
| Пральні машини | |
| без підігріву води | 600 |
| з підігрівом води | 2000-2500 |
| джакузі | 2000-2500 |
| електропилесоси | 650-1400 |
| електропраски | 900-1700 |
| електрочайники | 1850-2000 |
| Посудомийна машина з підігрівом води | 2200-2500 |
| електрокавоварки | 650-1000 |
| електром'ясорубки | 1100 |
| соковижималки | 200-300 |
| тостери | 650-1050 |
| міксери | 250-400 |
| електрофени | 400-1600 |
| свч | 900-1300 |
| надплитні фільтри | 250 |
| Вентилятори | 1000-2000 |
| Печі-гриль | 650-1350 |
| Стаціонарні електричні шиті | 8500-10 500 |
| електричні сауни | 12 000 |
Вихідні дані для розрахунків електричних навантажень житлових будинків (квартир) та котеджів наведені нижче.
1. Середня площа квартири (загальна), м2
типові будівлі масової забудови ...................................................... ..70
будинки з квартирами підвищеної комфортності
але індивідуальними проектами ...................................................... ........... 150
2. Площа (загальна) котеджів, м 2 ............... ................................... .............. 150-600
3. Середня сім'я, чол ............................................ ......... ............... .......................... 3,1
4. Встановлена \u200b\u200bпотужність, кВт
квартир з газовими плитами............................................................. ………………23,4
квартир з електричними плитами в типових будівлях .............. .................. .. 32,6
квартир з електричними плитами в елітних будинках ................ .................. 39,6
котеджів з газовими плитами .............................................. ........ .................. .. 35,7
котеджів з газовими плитами і електричними саунами. .................. ........ 48,7
котеджів з електричними плитами .......................................... ............ ...... .. 48,9
котеджів з електричними плитами
і електричними саунами ............................................... .............. .................. ... 59,9
Для квартир з газовими плитами питома розрахункове електричне навантаження визначається наступними приладами: пральною машиною з підігрівом води, посудомийної машиною з підігрівом води, електропилесоси, джакузі та іншими приладами невеликої потужності (освітлення, телевізори, холодильники) і ін. Для квартир з електричними плитами в типових будівлях додається електрична плита і електричний чайник.
Для квартир підвищеної комфортності приймається електрична плита більшої потужності, додається вентилятор (кондиціонер), СВЧ і більшу кількість інших приладів невеликої потужності.
Для котеджів крім всіх перерахованих вище приладів і машин приймається велике навантаження освітлення та інших приладів невеликої потужності і (вариантно) електрична сауна.
Розрахункове електричне навантаження ліній 0,4 кВ та ТП 10 / 0,4 кВ, що живлять житлові і громадські будівлі, визначається відповідно до Зводом правил Держбуду РФ (Сп 31-110-2003).
Питомі електричні навантаження і показники витрати електроенергії розрізняють для окремих за чисельністю груп міст.
До групи малих міст входять селища міського типу.
Укрупнені показники питомої розрахункової електричного навантаження і витрати електроенергії наведені в табл. 2.8 і 2.9, де значення питомого навантаження і витрати електроенергії відображають рівень електрифікації побуту і сфери обслуговування населення міст в найближчій перспективі.
Таблиця 2.8
Укрупнені показники питомої розрахункової
комунально-побутового навантаження
| Категорія (Група міста) | Розрахункова питома забезпеченість загальною площею м 2 / чол. | Місто (район) |
|||||
| з плитами на природному газі, кВт / чол. | зі стаціонарними електричними плитами, кВт / чол. |
||||||
| В цілому по місту (району) | в тому числі | В цілому по місту (району) | в тому числі |
||||
| центр | мікрорайон забудови | центр | мікрорайон забудови |
||||
| найбільший | 26,7 | 0,51 | 0,77 | 0,43 | 0,60 | 0,85 | 0,53 |
| великий | 27,4 | 0,48 | 0,70 | 0,42 | 0,57 | 0,79 | 0,52 |
| великий | 27,8 | 0,46 | 0,62 | 0,41 | 0,55 | 0,72 | 0,51 |
| середній | 29,0 | 0,43 | 0,55 | 0,40 | 0,52 | 0,65 | 0,50 |
| малий | 30,1 | 0,41 | 0,51 | 0,39 | 0,50 | 0,62 | 0,49 |
Примітки.
1. Значення питомих електричних навантажень наведені до шин 10 (6) кВ центру харчування (ЦП).
2. При наявності в житловому фонді міста (району) газових і електричних плит питомі навантаження визначаються інтерполяцією пропорційно їх співвідношенням.
3. У випадках, коли фактична забезпеченість загальною площею в місті (районі) відрізняється від розрахункової, наведені в таблиці значення слід помножити на відношення фактичної забезпеченості до розрахункової.
4. Наведені в таблиці показники враховують навантаження: житлових і громадських будівель (адміністративних, навчальних, наукових, лікувальних, торговельних, видовищних, спортивних), комунальних підприємств, об'єктів транспортного обслуговування (гаражів та відкритих майданчиків для зберігання автомобілів), зовнішнього освітлення.
5. У таблиці не враховані різні мелкопромипшенние споживачі (крім перерахованих в п. 4), що харчуються, як правило, по міських розподільчих мереж.
Для обліку цих споживачів за експертними оцінками до показників таблиці слід вводити такі коефіцієнти:
для районів міста з газовими плитами - 1,2-1,6;
для районів міста з електроплитами - 1,1-1,5.
Великі значення коефіцієнтів відносяться до центральних районів міста, менші - до мікрорайонах (кварталах) житлової забудови.
6. До центральних районах міста відносяться склалися райони зі значним зосередженням різних адміністративних установ, навчальних, наукових, проектних організацій, банків, фірм, підприємств торгівлі і сервісу, громадського харчування, Видовищних підприємств тощо.
Таблиця 2.9
Укрупнені показники витрат електроенергії
комунально-побутових споживачів і річне число годин
використання максимуму електричного навантаження
| Категорія (група) міста | міста |
|||
| без стаціонарних електроплит | зі стаціонарними електроплитами |
|||
| Питома витрата електроенергії на рік, кВт · год / чол, | Річне число годин використання: максимуму електричного навантаження, год / рік | Питома витрата електроенергії на рік, кВт · год / чол. | Річне число годин використання максимуму електричного навантаження, год / рік |
|
| найбільший | 2880 | 5650 | 3460 | 5750 |
| великий | 2620 | 5450 | 3200 | 5650 |
| великий | 2480 | 5400 | 3060 | 5600 |
| середній | 2300 | 5350 | 2880 | 5550 |
| малий | 2170 | 5300 | 2750 | 5500 |
Примітки.
1. Наведені укрупнені показники передбачають електроспоживання житловими і громадськими будівлями, підприємствами комунально-побутового обслуговування, об'єктами транспортного обслуговування, зовнішнім освітленням.
2. Наведені дані не враховують застосування в житлових будинках кондиціонування, електроопалення та електроводонагрева.
3. Річне число годин використання максимуму електричного навантаження приведено до шинам 10 (6) кВ ЦП.
Середнє значення тривалості використання максимуму навантаження водопроводу і каналізації становить 5000 год / рік.
У сільській місцевості навантаження комунально-побутових споживачів визначаються характером забудови, використанням електроопалення і електроводонагрева. Питома електричне навантаження сільських будиночків на ділянках садівничих товариств може бути прийнята на шинах ЦП по табл. 2.10.
Таблиця 2.10
Питомі розрахункові електричні навантаження будиночків на ділянках садівничих товариств
| Кількість будиночків, ють. | | Кількість будиночків, шт. | Навантаження одного будиночка 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 |
Середні значення питомої витрати електроенергії в побуті і сфері обслуговування в сільських населених пунктах можуть бути прийняті з урахуванням даних табл. 2.11.
Таблиця 2.11
Середні значення питомої витрати електроенергії в побуті і сфері обслуговування сільських населених пунктів, кВт · год / чол. на рік
| регіон | житловий сектор | громадський центр | |||||||
| освітлення будинків | Побутові прилади | Разом | Комунальні та громадські підприємства | Водопровід і каналізація | Разом | всього |
|||
| Росія в т. ч. райони | 125 | 85 | 40 | 250 | 30 | 120 | 20 | 170 | 420 |
| Північно-Західний | 165 | 85 | 40 | 290 | 45 | 160 | 25 | 230 | 520 |
| центральний | 110 | 70 | 30 | 210 | 30 | 105 | 15 | 150 | 360 |
| Волго-Вятський | 130 | 75 | 35 | 240 | 35 | 120 | 15 | 170 | 410 |
| Центрально-чорноземний | 115 | 70 | 35 | 220 | 35 | 120 | 15 | 170 | 390 |
| Поволзький | 105 | 80 | 35 | 220 | 30 | 100 | 15 | 145 | 365 |
| Північно-Кавказький | 125 | 100 | 45 | 270 | 35 | 125 | 20 | 180 | 450 |
| Уральський | 150 | 95 | 45 | 290 | 40 | 140 | 20 | 200 | 490 |
| Західно-Сибірський | 140 | 110 | 50 | 300 | 35 | 140 | 25 | 200 | 500 |
| Східно-Сибірський | 110 | 90 | 40 | 240 | 30 | 110 | 20 | 160 | 400 |
| Далекосхідний | 90 | 70 | 35 | 195 | 25 | 95 | 15 | 135 | 330 |
Дані про тривалість використання максимуму навантаження побуту і сфери обслуговування в сільській місцевості наведені нижче.
Питоме споживання електроенергії,
КВт · год / жителя 7 ^, ч / рік
2.5. ВИТРАТИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА ВЛАСНІ ПОТРЕБИ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І підстанцій
Витрата електроенергії на СН теплових електростанцій залежить від типу і одиничної потужності агрегатів, встановлених на електростанції, а також від виду палива і способу його спалювання.
Максимальне навантаження СН електростанцій може наближено оцінюватися у відсотках встановленої потужності:
| електростанція |
|
| СН,% |
|
| ТЕЦ | |
| пиловугільного | 8-14 |
| газомазутних | 5-7 |
| Кес | |
| пило вугільна | 6-8 |
| газомазутних | 3-5 |
| АЕС | 5-8 |
| ГЕС | |
| потужністю до 200 МВт | 3-2 |
| понад 200 МВт | 1-0.5 |
Великі значення відповідають меншим одиничним потужностям енергоблоків.
У табл. 2.12-2.14 наведені середні значення витрати електроенергії на СН електростанцій у відсотках від сумарної вироблення електроенергії. Даними можна користуватися при складанні балансу електроенергії по енергосистемі в разі відсутності звітних або проектних даних по кожній конкретній станції.
Таблиця 2.12
Витрата електроенергії на власні потреби конденсаційних теплових електростанцій,%
| Тип турбіни | паливо |
|||||
| Кам'яне вугілля | Буре вугілля | газ | мазут |
|||
| марки АШ | інших 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 |
Таблиця 2.13
Витрата електроенергії на власні потреби теплоелектроцентралей,%
Таблиця 2.14
Витрата електроенергії на власні потрібні атомних, газотурбінних і гідравлічних електростанцій,%
| Потужність, МВт | електростанція |
||
| атомна | газотурбінна | гідравлічна |
|
| до 200 | - | 1,7-0,6 | 2,0-0,5 |
| понад 200 | 7-5 | - | 0,5-0,3* |
* Великі значення відповідають меншим одиничним потужностям агрегатів.
Витрата електроенергії на заряд ГАЕС в 1,3-1,4 рази перевищує вироблення при розряді. Співвідношення потужностей заряду і розряду залежить від режиму роботи ГАЕС.
Електроприймачами СН ПС змінного струму є оперативні ланцюга, електродвигуни систем охолодження трансформаторів, електродвигуни компресорів, освітлення, електроопалення приміщень, електропідігрів комутаційної апаратури високої напруги і шаф, що встановлюються на відкритому повітрі, зв'язок, сигналізація і т. Д.
Визначення сумарної розрахункової потужності приймачів СН проводиться з урахуванням коефіцієнта попиту (KJ, що враховує використання встановленої потужності і одночасність їх роботи (табл. 2.15).
Таблиця 2.15
Коефіцієнти попиту приймачів власних потреб (К с)
| Найменування приймача | коефіцієнт попиту |
| Освітлення ОРУ: при одному ОРУ при декількох ОРУ | |
| освітлення приміщень | 0,6-0,7 |
| охолодження трансформаторів | 0,8-0,85 |
| Компресори | 0,4 |
| Зарядно-підзарядні пристрої | 0,12 |
| Електропідігрів вимикачів і електроопалення | 1,0 |
Розрахункова максимальне навантаження СН ПС визначається підсумовуванням встановленої потужності окремих приймачів, помноженої на коефіцієнти попиту.
Усереднені значення і максимальне навантаження СН ПС окремих номінальних напруг наведені в табл. 2.16.
Таблиця 2.16
Максимальні навантаження і витрата електроенергії
власних потреб підстанцій
| Найменування | Вища напруга, кВ |
||||
| 110 | 220 | 330 | 500 | 750 |
|
| 25-65 | 120– | 175-460 | 550-620 | 1150-1270 |
|
| Споживання електроенергії, тис. КВгч / рік | 125-325 | 600-2050 | 880-2300 | 2750-3100 | 5700-6300 |
Примітка.
Менші значення відносяться до ПС з простими схемами електричних з'єднань, великі - до вузловим ПС, які мають кілька РУ ВН до встановлених синхронними компенсаторами.
2.6. ВИТРАТИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА ЇЇ ТРАНСПОРТ
Втрати електроенергії враховуються при проектуванні розвитку електричних мереж як складова частина порівняльних витрат при оцінці варіантних рішень, а втрати потужності - для оцінки максимуму навантаження.
Поява в останні 10-12 років вимушених неоптимальні режимів роботи електростанцій, скорочення відпуску електроенергії в мережу, збільшення реверсивних перетікань потужності по електричних мережах і ряд інших причин привели до збільшення відносних (від відпуску електроенергії в мережу) і абсолютних втрат електроенергії. Так, якщо в 1991 р відносні втрати електроенергії в мережах загального користування Росії становили 8,35%, то в наступні роки вони зросли і склали (%):
| 1998 р | 1999 р | 2000 р | 2001 р | 2002 р | 2003 р |
|
| 12,3 | 12,7 | 12,75 | 13,1 | 13,0 | 13,15 |
|
В окремих енергосистемах ця величина коливається в значних межах (від 6-7 до 14-15%) в залежності від території обслуговування енергосистеми (мережевого району), щільності навантаження, побудови мережі, кількості ступенів трансформації, режимів роботи електростанцій та інших факторів.
Орієнтовні значення втрат в мережах різних напруг у відсотках від сумарного надходження електроенергії в мережі наведені нижче.
| Напруга, кВ | 750-500 | 330-220 | 150-110 | 35-20 | 10-6 | 0,4 |
| Втрати,% | 0,5-1,0 | 2,5-3,5 | 3,5-4,5 | 0,5-1,0 | 2,5-3,5 | 0,5-1,5 |
Зазначеними значеннями можна користуватися при складанні попереднього балансу електроенергії за системою. При складанні попереднього балансу потужності втрати потужності можуть бути визначені розподілом втрат електроенергії на час втрат, яке для сучасних систем з достатнім ступенем точності можна приймати в межах 3500-4500 год.
Втрати електроенергії поділяються на умовно-змінні (навантажувальні) і умовно-постійні (холостого ходу). У складі змінних враховуються втрати в активному опорі проводів ліній електропередачі та обмоток трансформаторів, в складі постійних - втрати в сталі трансформаторів, в шунтових конденсаторних батареях, синхронних компенсатори, реакторах. Орієнтовна структура втрат за елементами показана в табл. 2.17.
Таблиця 2.17
Структура втрат електроенергії,%
| елементи мережі | втрати |
||
| змінні | постійні | всього |
|
| Лінії електропередач | 55 | 10 | 65 |
| підстанції | 15 | 20 | 35 |
| В тому числі: трансформатори інші елементи | 15 | 12 | 27 |
| Разом | 70 | 30 | 100 |
Проведення активної енерго- і паливозберігаючих політики ставить в якості однієї з найважливіших завдання зниження технологічних витрат електроенергії на її транспорт. Найбільш суттєві результати досягаються за рахунок раціонального побудови мережі з скороченням кількості ступенів трансформації при передачі і розподілі електроенергії від джерел до споживачів.
Зазначене може характеризуватися узагальненим коефіцієнтом трансформації потужності, т. Е. Встановленою потужністю трансформаторів, що припадає на один кВт потужності генераторів електростанцій. Цей коефіцієнт виражає кількість ступенів трансформації потужності в електричній мережі. За останні 30 років узагальнений коефіцієнт трансформації безперервно зростав, що свідчить про переважання тенденції освоєння нових номінальних напруг над тенденцією використання глибоких вводів (табл. 2.18).
Таблиця 2.18
Узагальнені коефіцієнти трансформації потужності, кВ · А / кВт
| роки | Напруга електричної мережі, кВ |
|||
| 110-150 | 220-330 | 500івишз | Всього в мережі |
|
| СРСР | ||||
| 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 |
| Росія | ||||
| 2000 | 1,21 | 1,04 | 0,53 | 2,78 |
2.7. РОЗРАХУНКОВІ ЕЛЕКТРИЧНІ НАВАНТАЖЕННЯ підстанцій
При проектуванні схем розвитку розподільчих мереж енергосистем визначаються перспективні електричні навантаження ПС. При цьому важливим фактором, Аналізованих останнім часом, є платоспроможність окремих груп споживачів, а також еластичність платоспроможного попиту по відношенню до динаміки зростання тарифів на електроенергію.
Розрахунок перспективних електричних навантажень ПС рекомендується вести:
для концентрованих промислових споживачів - з урахуванням даних відповідних проектних інститутів, а при їх відсутності - шляхом прямого рахунку або з використанням об'єктів-аналогів;
для розподіленого навантаження (комунально-побутові, сільськогосподарська та ін.) - на основі статистичного підходу, а при наявності окремих концентрованих споживачів - з урахуванням коефіцієнта одночасності.
Для вибору потужності трансформаторів підраховується максимальна електричне навантаження ПС. Для виконання розрахунків потокорозподілу струмів (потужностей) в мережах розраховується навантаження кожної підстанції в період проходження максимуму навантаження енергосистеми або мережевого району.
Для розрахунку навантажень ПС енергосистеми або мережевого району всі споживачі поділяються на дві групи: концентровані, перспективна навантаження яких не нижче певного мінімуму, і інші споживачі, які розглядаються як розподілене навантаження. До концентрованих споживачам відносяться великі промислові і сільськогосподарські підприємства (комплекси на промисловій основі та ін.), Тягові ПС електрифікованих залізниць, насосні і компресорні станції нафто- і газопроводів і ін. До розподіленої навантаженні відносяться інші промислові підприємства і сільськогосподарське виробництво, комунально-побутові навантаження міст і сільських населених пунктів. Граничну мінімальне навантаження для віднесення споживача до концентрованого приймають такий, щоб в групу розподіленої навантаження не потрапили споживачі, які суттєво впливають на сумарну навантаження ПС. У містах і промвузла до концентрованих можуть бути віднесені споживачі з навантаженням 3-5 МВт і більше, в сільській місцевості - 1 - 2 МВт і більше.
Методика розрахунку навантажень ПС заснована на поєднанні двох способів: прямого рахунку для концентрованих споживачів і статистичного підходу при визначенні розподіленого навантаження. Концентровані споживачі, за якими може бути отримана і проаналізована конкретна інформація про їх попередньому розвитку і існуючому стані (для діючих споживачів), а також про плановане зростання (за даними планових органів, відомчих проектних інститутів і ін.), Враховуються індивідуально і розподіляються по відповідним ПС. Для розподіленого навантаження визначається коефіцієнт зростання за попередній період по системі в цілому (за звітними даними). Цей коефіцієнт коригується на проектний період пропорційно зміні темпів зростання електроспоживання по енергосистемі на відповідні етапи. Екстрапольована з урахуванням цього коефіцієнта розподілене навантаження кожної ПС підсумовується з концентрованою (із застосуванням режимних коефіцієнтів), і сумарне навантаження всіх ПС зіставляється з раніше оціненої очікуваної максимальним навантаженням системи (контрольний рівень). Що стосується розбіжності проводиться відповідне коригування (в першу чергу - концентрованих споживачів).
Отримані таким чином попередні перспективні навантаження існуючих ПС перерозподіляються з урахуванням появи до розрахункового етапу знову споруджуються ПС.
На основі описаного алгоритму розроблені програми розрахунків навантажень ПС з використанням ЕОМ.
Для вибору параметрів самої ПС (встановлена \u200b\u200bпотужність трансформаторів і ін.) В якості розрахункової приймається її власна максимальне навантаження.
Для визначення максимальної електричного навантаження ПС застосовується коефіцієнт різночасності максимумів до м (іменований також коефіцієнтом розбіжності максимумів навантаження споживачів або коефіцієнтом одночасності). Для визначення навантаження ПС в період проходження максимуму навантаження енергосистеми застосовуються коефіцієнти попадання в максимум енергосистеми k m. Орієнтовні значення режимних коефіцієнтів наведені нижче.
| Шини: | |
| 6-10 кВ | 0,6-0,8 |
| 35 кВ | 0,8-0,85 |
| 110кВ | 0,9-0,95 |
| 1,0 |
|
| Промпредіріятія: | |
| тризмінної | 0,85 |
| двозмінні | 0,7-0,75 |
| однозмінний | 0,1-0,15 |
| електрифікований транспорт | 1,0 |
| Сільськогосподарське виробництво | 0,7-0,75 |
2.8. ВИЗНАЧЕННЯ ПОТРЕБИ В електричної енергії І ПОТУЖНОСТІ РАЙОННИХ
ІОБ'ЕДІНЕННИХ ЕНЕРГОСИСТЕМ
Розрахунок потреби в електричній енергії і потужності виконується для визначення обсягу вводів і структури генеруючих потужностей, виявлення ступеня збалансованості енергосистеми по потужності і енергії, вибору схеми і параметрів електричних мереж, що забезпечують видачу потужності енергоджерел і режими їх роботи.
При проектуванні енергосистем загальний прогноз попиту на електроенергію по суб'єктах РФ рекомендується обґрунтовувати з урахуванням виділення із загального прогнозу попиту великих споживачів електричної енергії - суб'єктів ФОРЕМ, а також споживачів, які використовують енергію ізольованих джерел.
Окремо прогнозується попит на корисну (т. Е. Отриману споживачами) електроенергію; додатково визначається потреба в електроенергії на СН електростанцій, а також на її транспорт (втрати електроенергії) по ЕНЕС і розподільних мереж регіональних енергосистем.
Споживачів електроенергії рекомендується поділяти на наступні структурні групи: промисловість з виділенням трьох п'яти галузей, які зосереджують 70-80% всього споживання електроенергії в промисловості, будівництво, сільськогосподарське виробництво, транспорт, сфера обслуговування, житловий сектор (побутове споживання).
При формуванні загального рівня попиту на електроенергію враховується можливість і ефективність здійснення в перспективі енергозберігаючих заходів та впровадження нових технологій. З цією метою враховують матеріали програм енергозбереження керівних органів суб'єктів РФ, дані місцевих органів енергонагляду, агентств і фондів енергозбереження, а також матеріали обстеження споживачів. З ростом тарифів на електроенергію ефективність і масштаби енергозбереження будуть зростати, а ефективність і масштаби електрифікації щодо знижуватися.
Для формування платоспроможного попиту, що забезпечує повне покриття витрат на поставку споживачам електроенергії та отримання прибутку, аналізується платоспроможність окремих груп споживачів, досліджується еластичність платоспроможного попиту по відношенню до динаміки зміни тарифів, обгрунтовуються межі і можливі економічні наслідки зростання тарифів.
Прогноз попиту на електроенергію слід здійснювати за допомогою розрахунку потреби в енергії, заснованому на аналізі укрупнених питомих показників (УУП) споживання електроенергії в поєднанні з аналізом впливу основних факторів, що визначають динаміку УУП і формують попит.
1. Збираються і аналізуються звітні та прогнозні дані щодо розвитку економіки суб'єкта РФ і її секторів. До цих даних відносяться: регіональний внутрішній продукт (РВП), товарна продукція промисловості та її основних галузей, товарна продукція сільського господарства, показники вантажообігу транспорту або обсяг його роботи як частина РВП, показники розвитку сфери послуг у вигляді площ громадських будівель або вартості послуг як частини ВВП, чисельність населення і його забезпеченість житлом. Динаміка всіх цінових показників повинна оцінюватися в незмінних цінах (базових або поточних). З метою подальшого аналізу доцільно залучати звітний і перспективний матеріал, що характеризує випуск основних видів продукції в натуральному вираженні, а також дані про зростання використання населенням основних видів побутової техніки.
Звітні дані, як правило, запрошуються в територіальних органах Держкомстату Росії, прогнозні дані - в економічних відділах територіальних органів виконавчої влади суб'єктів РФ, в Мінекономрозвитку Росії, галузевих проектних і наукових організаціях. Інформацію можуть доповнити матеріали обстеження (анкетування) великих споживачів електроенергії.
2. Збираються і аналізуються дані по звітному споживання електричної енергії відповідно до основною структурою споживання. Ці дані, як правило, отримують в територіальних органах Держкомстату Росії.
3. Показники споживання електричної енергії за звітний рік в цілому по регіо1гу, за секторами економіки і галузям промисловості діляться на відповідні економічні показники (в побутовому секторі - на душу населення). В результаті за звітний рік отримують показники електроємна РВП, секторів економіки та галузей промисловості. Показники електроємна є УУП.
4. Звітні показники УУП пролонгируются на роки перспективного періоду. Отримані стабільні показники УУП множаться на відповідні річні прогнозні економічні показники, що дозволяє сформувати умовний базовий прогноз споживання електричної енергії.
5. Для отримання остаточного прогнозу в базовий прогноз вносяться наступні корективи:
шляхом експертних оцінок враховується вплив внутрішніх зрушень в галузях господарства і промисловості (наприклад, випереджаюче зростання виробництва сталі в загальному виробництві, зростання використання населенням різної побутової електротехніки і т. п.) на УУП і споживання енергії;
оцінюється понижувальний вплив зменшення матеріалоємності в галузях матеріального виробництва на технологічне споживання енергії;
враховується можливість і ефективність здійснення в перспективі енергозберігаючих технологій, а також платоспроможність споживачів, будівництво нових, реконструкція та демонтаж діючих підприємств, вдосконалення сфери послуг, міграція населення та інші фактори.
окремим самостійним методом прогнозування є визначення перспективної потреби в електричній енергії і потужності на основі прогнозних заявок, адміністрацій суб'єктів РФ, збутових компаній і великих споживачів, виведених на ФОРЕМ.
З огляду на неоднозначність перспективи економічного розвитку Росії та її регіонів, появи нових і реконструкцію (модернізацію) існуючих споживачів, а також невизначеність вихідної інформації, результати розрахунків електроспоживання в схемах розвитку енергосистем рекомендується представляти у вигляді декількох різних рівнів (сценаріїв). Цим сценаріями може бути надана експертна імовірнісна оцінка. В якості основного (розрахункового) сценарію приймається найбільш ймовірний.
При проектуванні енергосистем використовуються: характерні добові графіки навантаження робочого і вихідного дня для зими і літа, річні графіки місячних максимумів, тривалість використання максимального навантаження.
При визначенні перспективних графіків навантаження енергосистем рекомендується розглядати проведення ефективних заходів по їх вирівнюванню (наприклад, за допомогою тарифів, диференційованих за часом доби і року).
Як розрахунковий максимального графіка навантаження приймається графік середнього робочого дня найбільш завантаженого періоду року (як правило, за декаду зимових діб).
Максимальне навантаження об'єднаних і регіональних енергосистем визначається підсумовуванням навантажень окремих ПС (з урахуванням коефіцієнта участі в максимумі навантаження) і втрат потужності в електричній мережі. Зазначена величина повинна відповідати максимуму річного графіка навантаження енергосистеми або відношенню електроспоживання до часу тривалості використання максимального навантаження.
При неможливості отримання даних, необхідних для побудови графіків електричних навантажень, значення максимумів навантаження визначаються шляхом експертного прогнозування числа годин їх використання.
Поняття часу використання максимального навантаження, його визначення.
Добовий графік активної навантаження перебудовується в річний графік навантажень за тривалістю (рис. 2.1), за яким визначається число годин використання максимуму навантаження .
 |
Мал. 2.1. Річний графік навантаження за тривалістю
Площа річного графіка за тривалістю - це кількість спожитої за рік промисловим підприємством електричної енергії ().
Число годин використання максимального навантаження () - це такий час, протягом якого через електричну мережу, яка працює з максимальним навантаженням, передавалося б така ж кількість електроенергії, яка передається через неї протягом року по дійсному графіком навантаження:
(Ч). (2.7)
Час використання максимального навантаження визначається характером і змінність роботи споживача.
Величиною користуються при визначенні втрат електроенергії. Для цього потрібно знати величину - час максимальних втрат, т. Е. Час, протягом якого електрична мережа, працюючи з незмінною максимальним навантаженням, має втрати електроенергії, рівні дійсним річним втрат.
Час максимальних втрат: 
(Ч),
де - втрати активної енергії, кВт × год, або витрата електроенергії на покриття втрат;
- найбільші втрати потужності, кВт.
Визначення наведених витрат на установку силового обладнання.
Сумарні наведені витрати на установку силового обладнання визначаються з виразу
де - капітальні витрати на установку одного трансформатора, тис. у.о. .
Вартість втрат електричної енергії в трансформаторі
де - каталожні дані, кВт;
- коефіцієнт завантаження трансформатора;
\u003d 8760 - число годин роботи трансформатора протягом року, ч.
Якщо на підстанції працюють паралельно n однотипних трансформаторів, то їх еквівалентні опори в n разів менше, а провідності в n раз більше. З урахуванням цього формула (2.18) для двох трансформаторів набуде вигляду
Втрати потужності в трансформаторах складаються з втрат активної та реактивної потужності.
Втрати активної потужності визначаються втратами на нагрівання обмоток трансформатора, що залежать від струму навантаження, і втрат на перемагнічування і вихрові струми (нагрів сталі), що не залежать від струму навантаження.
Втрати реактивної потужності також складаються з двох складових: втрат реактивної потужності, викликаних розсіюванням магнітного потоку в трансформаторі і залежних від квадрата струму навантаження, і втрат на намагнічування трансформатора, що не залежать від струму навантаження і визначаються струмом холостого ходу.
Графіки електричних навантажень: їх класифікація, призначення, отримання.
Режими роботи споживачів ел.ен не залишаються постійними, а безперервно змінюються протягом доби, тижнів, місяців і року
Розрізняють графіки активних і реактивних навантажень.
За тривалістю: змінні, добові і річні
Графіки навантаження поділяються на індивідуальні - для окремих ЕП і групові - для групи ЕП.
Індивідуальні графіки навантаження позначаються малими буквами: p (t), q (t), i (t); групові графіки навантажень позначаються тими ж, але прописними буквами: P (t), Q (t), I (t).
В умовах експлуатації зміни навантаження по активної та реактивної потужності в часі описують у вигляді ступінчастою кривої за показниками лічильників активної та реактивної потужності, знятим через однакові певні інтервали часу.
На рис. наведено графік зміни навантаження цеху протягом однієї (максимально завантаженій) зміни тривалістю 8 год. Криволінійний графік замінений ступінчастим з інтервалом часу 30 хв. Для кожного 30-хвилинного інтервалу в перебігу всієї зміни знайдені середні 30-ти хвилинні навантаження Рср1-Рсрi, з яких одна є максимальною. Це навантаження позначається Рр, називається розрахунковою, і по її значенню вибирають провідники і уставки захисту в певних точках електричної мережі, оцінювати втрати напруги, вибирати потужності генераторів і вирішувати техніко-економічні питання.
