Обобщенные коэффициенты трансформации мощности, кВ·А/кВт

Годы	Напряжение электрической сети, кВ
110-150	220-330	500ивышз	Всего в сети
		СССР
	1,14	0,51	0,13	1,78
	1,20	0,76	0,26	2,22
	1,21	0,93	0,40	2,54
		Россия
	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 k_m
Осветительно-бытовая нагрузка	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.

Рекомендуется следующий алгоритм использования метода УУП.

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.

Раздел 3