| 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 (Кс)
| 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
