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 (
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. 2.20.
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 (%):
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.
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.
С 1994 по 2004 гг. абсолютные потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем России увеличились на 37,64 %, относительные — на 24,40 % при росте отпуска электроэнергии в сеть всего на 7,19 %. Это означает, что ростом нагрузки электрических сетей такой существенный скачок потерь объяснить нельзя. Главная причина сложившейся ситуации — увеличение доли коммерческих потерь, которые достигли почти 30 ТВтч в год и составляют около 30 % общего значения фактических потерь электроэнергии. Коммерческие потери, определяемые как разность между фактическими и технологическими потерями, — это прямые убытки энергоснабжающих организаций, обусловленные погрешностями системы учета, бездоговорным и несанкционированным потреблением электроэнергии, низкой платежеспособностью потребителей, недостаточной мотивацией персонала к снижению потерь электроэнергии в сетях и другими причинами.
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. 2.21.
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. 2.22).
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
