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
Северо-Западный
Центральный
Волго-Вятский
Центрально-черноземный
Поволжский
Северо-Кавказский
Уральский
Западно-Сибирский
Восточно-Сибирский
Дальневосточный

Данные о продолжительности использования максимума нагрузки быта и сферы обслуживания в сельской местности приведены ниже.

Удельное потребление электроэнергии,

КВт·ч/жителя 7^, ч/год

300 2300-2400

450 2500-2600

600 2700-2800

750 2900-3000

900 3050-3200

1050 3200-3400

 

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	Максимальная нагрузка,
	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	Загрузка блока, %	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 7,1	4,9 5,3	5,2 5,6
К-200-130	100 70	6,8 7,3	6,1 6,7	6,8 7,3	4,6 5Д	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 4,3	2,3	2,5

Таблица 2.13

Расход электроэнергии на собственные нужды теплоэлектроцентралей, %

 

 

 

Топливо	Тип турбины
с противодавлением, МПа	с отбором и конденсацией
0,08	0,12
Уголь	13,1	9,6	8,0
Газ, мазут	10,8	7,8	6,6

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	0,5 0,35
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
Электрическая нагрузка, кВт	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
Подстанции
В том числе: трансформаторы другие элементы
Итого

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