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 km
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