Часов использования максимума электрической нагрузки. T – годовое число часов использования максимума активной нагрузки Число часов использования максимума нагрузки в год

Норма расхода на охранное освещение принимается равной: H° oxp =0,05 Н° осв, кВтч/м 2 .

В таблице 12 приведены численные значения средних норм расхода электроэнергии на изготовление некоторых энергоёмких изделий и продукции.

9.2. Мероприятий по экономии электроэнергии

9.2.7. Планирование работы по экономии электроэнергии.

Работа по обеспечению рационального и экономного использования электроэнергии должна вестись повседневно на основе планов организационно-технических мероприятий по экономии энергии, которые являются составной частью общей экономической работы на объектах и включают в себя мероприятия по совершенствованию эксплуатации электроустановок, разработку и соблюдение планов и норм расхода электроэнергии и сокращение её потерь.

Мероприятия по устранению потерь энергии, требующие капитальных затрат, включаются в план организационно- технических мероприятий лишь в том случае, если они оправдываются экономически. Нормативный срок окупаемости капиталовложений для энергетики принят Т о = 8,3 года.

Коэффициент эффективности капиталовложений K эф = 0,12.

Осуществление мероприятий по экономии электроэнергии, как правило, мало влияет на величину амортизационных отчислений и эксплутационных расходов. Поэтому коэффициент эффективности можно определять, исходя лишь из ожидаемой экономии электроэнергии:

Где С 1 - стоимость электроэнергии, потребляемой в год до осуществления мероприятий по её экономии, тыс. руб.;

С 2 - то же после осуществления мероприятий по её экономии, тыс. руб.;

ΔЭ - достигнутая экономия электроэнергии, тыс. кВт. ч/год;

С - стоимость единицы электроэнергии, руб./кВт.ч;

К - капиталовложения, необходимые для осуществления мероприятия, тыс. руб.

Коэффициент эффективности должен быть больше нормативного, тогда запланированные мероприятия экономически оправданы, и капитальные затраты окупятся получаемой экономией электроэнергии раньше нормативного срока. Если же расчёт покажет, что коэффициент эффективности меньше нормативного, то затраты не окупятся в нормативный срок, и намеченные мероприятия экономически не оправданы.

Ниже рассмотрены технические и организационные мероприятия по экономии электроэнергии.

9.2.2. Снижение потерь электроэнергии в сетях и линиях электропередачи.

9.2.2.1. Реконструкция сетей без изменения напряжения.

Для уменьшения потерь электроэнергии на перегруженных участках сетей заменяют провода, сокращают их длину путём спрямления и т.д. Экономия при такой реконструкции сетей может оказаться существенной.

9.2.2.2. Перевод сетей на более высокое номинальное напряжение. Такая реконструкция сетей ведёт к снижению потерь электроэнергии.

9.2.2.3. Включение под нагрузку резервных линий электропередачи.

Потери электроэнергии в сетях пропорциональны активному сопротивлению проводов. Поэтому, если длина, сечение проводов, нагрузки и схемы основной и резервной линии одинаковы, то при включении под нагрузку резервной линии потери электроэнергии снизятся в два раза.

9.2.3. Снижение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах.

9 2.3.1. Устранение потерь холостого хода трансформаторов.

Для устранения этих потерь необходимо исключить работу трансформаторов без нагрузки:

Отключать трансформаторы, питающие наружное освещение, на светлое время суток;

Отключать трансформаторы, питающие летние лагеря, полигоны и площадки на зимний период;

Уменьшать число работающих трансформаторов до необходимого минимума по мере сокращения потребления электроэнергии в ночное время, выходные и праздничные дни, в периоды между занятиями и др.

9.2.3.2. Устранение несимметрии нагрузки фаз трансформатора.

Для устранения несимметрии необходимо производить перераспределение нагрузок по фазам. Обычно такое перераспределение делают, когда несимметрия достигает 10%. Неравномерность нагрузки характерна для осветительной сети, а также при работе однофазных сварочных трансформаторов.

Для наблюдения за равномерным распределением нагрузок по фазам необходимо производить их замер в период максимума (январь) и минимума (июнь) электропотребления, а также при изменениях в электросетях, присоединении новых потребителей и т.п. При отсутствии стационарных измерительных приборов замер нагрузок производится токоизмерительными клещами.

9.2.3.3. Экономичный режим работы трансформаторов.

Сущность такого режима заключается в том, что число параллельно работающих трансформаторов определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности. При этом надо учитывать не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепи питания от генераторов электростанций до трансформаторов из-за потребления последними реактивной мощности. Эти потери называются приведёнными.

Для примера на рис. 21 приведены кривые изменения приведённых потерь при работе одного (I) двух (2) и трёх (3) трансформаторов мощностью 1000 кВА каждый, построенные для различных значений нагрузки S. Из графика видно, что наиболее экономичным будет следующий режим работы:

При нагрузках от 0 до 620 кВА включен один трансформатор;

При увеличении нагрузки от 620 кВА до 1080 кВА параллельно работают два трансформатора;

При нагрузках, больших 1080 кВА, целесообразна параллельная работа трёх трансформаторов.

9.2.4. Снижение потерь электроэнергии в асинхронных электродвигателях.

9.2.4.1. Замена мало загруженных электродвигателей двигателями меньшей мощности.

Установлено, что если средняя нагрузка двигателя менее 45% номинальной мощности, то замена его менее мощным двигателем всегда целесообразна. При загрузке двигателя более 70% номинальной мощности его замена нецелесообразна. При загрузке в пределах 45-70% целесообразность замены двигателя должна быть обоснована расчётом, свидетельствующим об уменьшении суммарных потерь активной мощности как в энергосистеме, так и в двигателе.

9.2.4.2. Переключение обмотки статора незагруженного электродвигателя с треугольника на звезду.

Этот способ применяется для двигателей напряжением до 1000 В, систематически загруженных менее 35-40% от номинальной мощности. При таком переключении увеличивается загрузка двигателя, повышаются его коэффициент мощности (cos (φ) и К.П.Д. (табл. 13 и 14).

В таблице 13 и 14 обозначено:

η Δ - К.П.Д. двигателя при коэффициенте загрузки К 3 и соединении обмотки статора в треугольник;

φ γ - то же, после переключения обмотки с треугольника на звезду.

Из таблиц видно, что эффект от переключения обмоток статора с треугольника на звезду тем больше, чем меньше номинальная мощность двигателя (то есть меньше его cosφ ном ) и чем меньше он загружен. Так при К 3 ≥0,5 переключение обмоток не даёт повышения К.П.Д. двигателя.

9.2.5. Экономия электроэнергии за счёт повышения коэффициента мощности (cos φ).

Потребители электроэнергии (асинхронные двигатели, трансформаторы, воздушные линии, люминесцентные лампы и др.) для нормальной работы нуждаются как в активной, так и в реактивной мощности.

Известно, что потери активной мощности обратно пропорциональны квадрату коэффициента мощности. Этим подтверждается значение повышения cos (p для достижения экономии электроэнергии.

Потребляемая реактивная мощность распределяется между отдельными видами электроприёмников следующим образом: 65-70% приходится на асинхронные двигатели, 20-25% - на трансформаторы и около 10 % - на прочие потребители.

Для повышения cos φ применяется естественная или искусственная компенсация реактивной мощности.

К мероприятиям естественной компенсации относятся:

• 
  упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования;
• 
  замена мало загруженных электродвигателей менее мощными;
• 
  переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1000 В с треугольника на звезду, если их загрузка составляет менее 35-40%;
• 
  установка ограничителей холостого хода электродвигателей, когда продолжительность межоперационного периода превышает 10 с;
• 
  регулирование напряжения, подводимого к электродвигателю при тиристорном управлении;
• 
  повышение качества ремонта электродвигателей с целью сохранения их номинальных параметров;
• 
  замена, перестановка, отключение трансформаторов, загружаемых менее чем на 30%;
• 
  введение экономического режима трансформаторов.

9.2.6. Экономия электроэнергии в осветительных установках.

9.2.6.1. Применение эффективных источников света.

Одним из наиболее эффективных способов уменьшения установленной мощности освещения является использование источников света с высокой световой отдачей. В большинстве осветительных установок целесообразно применять газоразрядные источники света: люминесцентные лампы, ртутные, металлогалогенные и натриевые лампы.

Перевод внутреннего освещения с ламп накаливания на люминесцентные лампы, а наружного освещения на ртутные (ДРЛ), металлогалогенные (ДРИ) и натриевые (ДНаТ) лампы позволяет значительно повысить эффективность использования электроэнергии.

При замене ламп накаливания люминесцентными лампами освещённость в помещениях возрастает в два и более раз, в то же время удельная установленная мощность и расход электроэнергии снижаются. Например, при замене ламп накаливания люминесцентными лампами в спальных помещениях освещённость возрастает с 30 до 75 лк и при этом экономится 3,9 кВТ.ч электроэнергии в год на каждый квадратный метр площади. Это достигается за счёт более высокой световой отдачи люминесцентных ламп. Например, при одинаковой мощности 40 Вт лампа накаливания имеет световой поток 460 лм, а люминесцентная лампа ЛБ-40 - 3200 лм, т.е. почти в 7 раз больше. Кроме того, люминесцентные лампы имеют средний срок службы не менее 12000 ч, а лампы накаливания - лишь 1000 ч, т.е. в 12 раз меньше.

При выборе типа люминесцентных ламп следует отдавать предпочтение лампам типа ЛБ как наиболее экономичным, обладающим цветностью, близкой к естественному свету.

В установках наружного освещения наибольшее распространение получили ртутные лампы типа ДРЛ. Чаще всего используются лампы мощностью 250 и 400 Вт.

Дальнейшее повышение экономичности лампы ДРЛ достигнуто введением в её кварцевую горелку наряду с ртутью иодидов талия, натрия и индия. Такие лампы называются металлогалогенными, имеют обозначение ДРИ. Световая отдача этих ламп в 1,5-1,8 раз больше, чем ламп ДРЛ той же мощности.

Ещё более эффективными для установок наружного освещения являются натриевые лампы высокого давления. Они по экономичности в два раза превосходят лампы ДРЛ и более чем в шесть раз -лампы накаливания.

Для ориентировочной оценки экономии электроэнергии, получаемой при замене источников света на более эффективные, можно пользоваться таблицей 15.

Наличие завышенной мощности осветительной установки может быть выявлено путём сравнения фактических значений освещённости или удельной установленной мощности с их нормируемыми значениями.

Фактическая освещённость замеряется с помощью люксметра или определяется расчётом.

При выявлении освещённости, превышающей норму необходимо заменить лампы на менее мощные или уменьшить их количество и тем самым довести освещённость до нормы.

Если фактическая удельная установленная мощность превышает норму, то следует уменьшить мощность установки, сократив освещённость до уровня нормы (например, путём изменения высоты подвеса светильников).

Число часов использования максимума нагрузок Н мах так же является реперной точкой, но не только в теплофикации, а в целом во всей энергетике. Н мах - самый наглядных и самый эффективный показатель показывающих степень использования установленного энергетического оборудования ТЭЦ, ГРЭС, котельных, тепловых сетей, трансформаторов, электрических сетей и т.д.

Таблица 2 Число часов использования электрических и тепловых мощностей ТЭЦ

Приняв в качестве реперной точки, число часов использования максимума нагрузок по выработке электроэнергии приято Н мах ЭЭ = 6500час сразу же видно что электрические мощности ТЭЦ используются крайне неэффективно. Резерв электрической мощности составляет не менее 2695 часов или 41,5%!

В соответствии с климатической характеристикой Омска значение реперной точки для теплового потребления составляет конкретную величину Н мах ТЭ =3726час. В таблице 2 также наглядно видно, что резерв неиспользованных тепловых мощностей по ОЭГК составляет порядка 1206часов или 32,4%!

По использованию тепловых сетей также можно сделать вывод, какие теплотрассы загружены эффективно, а какие не используют свой проектный потенциал. Так в приведенном примере видно, что потенциал теплотрассы «Октябрьская» не используется на 64,5%. Однако, как с теплотрассами, как и с линиями электропередач, пользоваться показателем Н мах надо не механически, а с умом, думать и дополнительно оценивать резерв экономии исходя из конкретного гидравлического и электрического режима работы сетей.

Недостатки, не решаемые «формой 6-тп»:

• ? Закладывают основы перекрестного субсидирования потребителей конденсационной электроэнергетики за счет потребителей комбинированной энергии от ТЭЦ.
• ? Не отражает климатические особенности региона по возможности комбинированного потребления и производства комбинированной энергии на ТЭЦ а именно, расчетное число и фактическое часов использования максимума отопительной нагрузки на предприятии, в городе, в регионе.
• ? Не выявляется и не определяется Потенциал Экономичности Топливоиспользования (ПЭТ) при потреблении и производстве и тепловой и электрической энергии на ТЭЦ и котельных предприятий, города, региона.

Что надо включить в «форму 6-тп»:

• ? Ввести в экономическую деятельность и в статистическую отчетность понятие третьего вида энергии «Комбинированная энергия».
• ? Ввести понятие Потенциал Экономичности Топливоиспользования (ПЭТ) в регионе.
• ? Расчетное число часов использования максимума электрической (6500час) и отопительной нагрузки (3726час) для конкретного региона, недоиспользование тепловых и электрических мощностей.
• ? Ввести понятие «Первая, вторая и третья реперная точка», относительно которой, оценивается потенциал экономичности топливоиспользования в городе, в регионе.
• ? Организовать нормирования экономичности топливоиспользования региона по следующим базовым показателям:
• ? удельное потребление комбинированной электроэнергии на предприятии, в городе, в регионе Wпотр [мВт/Гкал]
• ? удельной выработки электроэнергии на базе теплового потребления предприятие, город, регион Wвыр [мВт/Гкал]
• ? Коэффициент полезного использования топлива КПИТ при потреблении и при производстве комбинированной, электрической и тепловой энергии.

Социальная ответственность статистической отчетности по «форме 6-тп».

«…изменение отчетности!..»

n1.doc

Максимальная расчетная нагрузка электротяги электрифицируемо­го участка железной дороги определяется по формуле:

P р =1,3Р p .сим +З н.т. , (2.3)

Р p .сим – расчетная трехфазная среднесуточная тяговая нагрузка уча­стка, определяемая в проекте электрификации на основе тяговых и электрических расчетов по заданным размерам движения месяца интенсивных перевозок на пятый год эк­сплуатации с учетом потерь энергии и расхода на СН, кВт;

1,3 – коэффициент суточной неравномерности нагрузки от группы тя­говых подстанций;

Р н.т. – расчетная нагрузка нетяговых железнодорожных потребителей уча­стка.

При отсутствии указанных данных, полученных от специализиро­ванной организации, максимальная расчетная нагрузка (P max) может быть определена по формуле:

P p . max =А год /T max (2.4)

где: А год – годовое электропотребление электрифицируемого участка железной дороги;

Т max – расчетная продолжительность использования максимума на­грузки электротяги. Значения T max могут быть приняты от 5700 до 6500 час/год.

Анализ отчетных данных ряда электрифицированных железных дорог позволил оценить средние значения удельных показателей элек­тропотребления. Указанные показатели различают для:

скоростной линии – двухпутная железнодорожная линия, на кото­рой обращаются поезда со скоростями 160–200 км/час, A уд = 3,0–4,2 млн. кВт·ч/км в год;

слабозагруженный участок – однопутный железнодорожный учас­ток с объемом движения до 24 пар поездов в сутки, А уд = 1,0–1,5 млн. кВт·ч/км в год.

Меньшие значения соответствуют ровному профилю пути и низ­кой степени использования пропускной способности участка электри­фицируемой железной дороги.

С ростом мощности локомотивов, которые предполагается в бли­жайшие годы использовать на скоростных железнодорожных магист­ралях, удельные показатели электрификации возрастут.

Разрабатываются:

электровозы серии ЭП (электровоз пассажирский), ЭП-1 (4700 кВт), ЭП-9 (5000 кВт), ЭП-10 (7200 кВт). Электровозы ЭП-9 и ЭП-10 рас­считаны на прохождение электрифицированных участков на перемен­ном и постоянном токе;

электропоезда. В составе электропоезда 4–5 ведущих вагонов (по типу пригородных электричек). Так, например, запроектиро­ван электропоезд «Сокол» (10 800 кВт), рассчитанный на скорости до 250 км/час.

Ориентировочные удельные показатели электропотребления на 1 км магистральных трубопроводов и на одну компрессорную станцию (КС) газопроводов или нефтеперекачивающую станцию (НПС) нефте­проводов приведены ниже:

Удельное электропотребление

млн. кВт·ч

млн. кВт·ч/км КС или НПС

Магистральные газопроводы:

С газотурбинным приводом 0,2 16

С электроприводом 5,0 400

Магистральные нефтепроводы 1,0 45
Число часов использования максимальной нагрузки магистральных трубопроводов составляет 7650-8400 час/год.

Расход электроэнергии на нужды сельскохозяйственного производ­ства определяется на основе данных об удельных нормах расхода элек­троэнергии на единицу продукции. Основные потребители электро­энергии в сельскохозяйственном производстве – животноводческие и птицеводческие фермы и комплексы, а также парники, теплицы, оро­сительные установки и прочие потребители (мастерские, зерносушил­ки и др.).

Для ориентировочной оценки перспективного потребления элект­роэнергии на производственные нужды сельскохозяйственных потре­бителей можно пользоваться обобщенными показателями удельного потребления электроэнергии (табл. 2.5).

Таблица 2.5

Ориентировочные удельные нормы расхода электроэнергии на нужды сельскохозяйственного производства

В табл. 2.6 приведены ориентировочные данные по удельным рас­ходам электроэнергии на 1 га орошаемых земель по основным сельско­хозяйственным культурам для различных зон страны при двухсменном поливе.

Таблица 2.6

Ориентировочные удельные нормы годового расхода электроэнергии для орошения земель, кВт·ч/га

2.4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫЕ

НУЖДЫ И В СФЕРЕ ОБСЛУЖИВАНИЯ
Потребители электроэнергии на коммунально-бытовые нужды под­разделяются на жилой и общественный секторы. Первая группа харак­теризуется распределенной нагрузкой, основная величина которой свя­зана с внутриквартирным потреблением электроэнергии, вторая – рас­пределенной (магазины, аптеки, кинотеатры и др.) и сосредоточенной нагрузкой (водопровод, канализация и др.).

В последние годы возникла необходимость корректировки действу­ющих нормативов электрических нагрузок (РД 34.20.185–94) в связи с появлением у части населения возможности использования в быту ши­рокого набора современных электробытовых приборов и машин, а так­же в связи со строительством в городах и сельской местности зданий по индивидуальным проектам с квартирами повышенной комфортности. Новые удельные нормативы электрических нагрузок определялись на основе данных по новой застройке городов, анализа рынка электробы­товых приборов и машин и степени насыщения ими квартир, как в на­стоящее время, так и на перспективу. Расчетная номенклатура элект­робытовых приборов и машин при общей площади квартир от 70 до 150 м 2 приведена в табл. 2.7.

Таблица 2.7

Номенклатура электробытовых приборов и машин

1. Средняя площадь квартиры (общая), м2

типовые здания массовой застройки………………………………………………..70

здания с квартирами повышенной комфортности

но индивидуальным проектам………………………………………………...........150

2. Площадь (общая) коттеджей, м 2 …………….................................................150-600

3. Средняя семья, чел.....................................................……………..........................3,1

4. Установленная мощность, кВт

квартир с газовыми плитами............................................................. ………………23,4

квартир с электрическими плитами в типовых зданиях..............……………….. 32,6

квартир с электрическими плитами в элитных зданиях................……………… 39,6

коттеджей с газовыми плитами......................................................……………….. 35,7

коттеджей с газовыми плитами и электрическими саунами.………………........ 48,7

коттеджей с электрическими плитами..........................................……………….. 48,9

коттеджей с электрическими плитами

и электрическими саунами.............................................................………………... 59,9

Для квартир с газовыми плитами удельная расчетная электриче­ская нагрузка определяется следующими приборами: стиральной маши­ной с подогревом воды, посудомоечной машиной с подогревом воды, электропылесосом, джакузи и прочими приборами небольшой мощно­сти (освещение, телевизоры, холодильники) и др. Для квартир с элект­рическими плитами в типовых зданиях добавляется электрическая плита и электрический чайник.

Для квартир повышенной комфортности принимается электрическая плита большей мощности, добавляется вентилятор (кондиционер), СВЧ и большее количество других приборов небольшой мощности.

Для коттеджей помимо всех вышеперечисленных приборов и ма­шин принимается большая нагрузка освещения и прочих приборов не­большой мощности и (вариантно) электрическая сауна.

Расчетная электрическая нагрузка линий 0,4 кВ и ТП 10/0,4 кВ, питающих жилые и общественные здания, определяется в соответствии со Сводом правил Госстроя РФ (Сп 31-110-2003).

Удельные электрические нагрузки и показатели расхода электро­энергии различают для отдельных по численности групп городов.

В группу малых городов включаются поселки городского типа.

Укрупненные показатели удельной расчетной электрической на­грузки и расхода электроэнергии приведены в табл. 2.8 и 2.9, где значе­ния удельной нагрузки и расхода электроэнергии отражают уровень электрификации быта и сферы обслуживания населения городов в бли­жайшей перспективе.

Таблица 2.8

Укрупненные показатели удельной расчетной

коммунально-бытовой нагрузки

1. Значения удельных электрических нагрузок приведены к шинам 10 (6) кВ центра питания (ЦП).

2. При наличии в жилом фонде города (района) газовых и электрических плит удельные нагрузки определяются интерполяцией пропорционально их соот­ношению.

3. В случаях, когда фактическая обеспеченность общей площадью в городе (районе) отличается от расчетной, приведенные в таблице значения следует умно­жить на отношение фактической обеспеченности к расчетной.

4. Приведенные в таблице показатели учитывают нагрузки: жилых и обществен­ных зданий (административных, учебных, научных, лечебных, торговых, зрелищных, спортивных), коммунальных предприятий, объектов транспортного обслуживания (гаражей и открытых площадок для хранения автомобилей), на­ружного освещения.

5. В таблице не учтены различные мелкопромыпшенные потребители (кроме перечисленных в п. 4), питающиеся, как правило, по городским распредели­тельным сетям.

Для учета этих потребителей по экспертным оценкам к показателям таблицы следует вводить следующие коэффициенты:

для районов города с газовыми плитами – 1,2–1,6;

для районов города с электроплитами – 1,1–1,5.

Большие значения коэффициентов относятся к центральным районам города, меньшие – к микрорайонам (кварталам) жилой застройки.

6. К центральным районам города относятся сложившиеся районы со значительным сосредоточением различных административных учреждений, учебных, научных, проектных организаций, банков, фирм, предприятий торговли и сер­виса, общественного питания, зрелищных предприятий и пр.

Таблица 2.9

Укрупненные показатели расхода электроэнергии

коммунально-бытовых потребителей и годовое число часов

использования максимума электрической нагрузки

1. Приведенные укрупненные показатели предусматривают электропотребле­ние жилыми и общественными зданиями, предприятиями коммунально-бы­тового обслуживания, объектами транспортного обслуживания, наружным ос­вещением.

2. Приведенные данные не учитывают применения в жилых зданиях кондиционирования, электроотопления и электроводонагрева.

3. Годовое число часов использования максимума электрической нагрузки при­ведено к шинам 10 (6) кВ ЦП.

Среднее значение продолжительности использования максимума нагрузки водопровода и канализации составляет 5000 ч/год.

В сельской местности нагрузки коммунально-бытовых потребите­лей определяются характером застройки, использованием электроотоп­ления и электроводонагрева. Удельная электрическая нагрузка сель­ских домиков на участках садоводческих товариществ может быть при­нята на шинах ЦП по табл. 2.10.

Таблица 2.10

Удельные расчетные электрические нагрузки домиков на участках садоводческих товариществ

Средние значения удельного расхода электроэнергии в быту и сфере обслуживания сельских населенных пунктов, кВт·ч/чел. в год

Удельное потребление электроэнергии,

КВт·ч/жителя 7^, ч/год

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:

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, %

Расход электроэнергии на собственные нужды теплоэлектроцентралей, %

Таблица 2.14

Расход электроэнергии на собственные нужны атомных, газотурбинных и гидравлических электростанций, %

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)

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

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 (%):

Ориентировочные значения потерь в сетях различных напряжений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в сети приве­дены ниже.

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, %

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

Обобщенные коэффициенты трансформации мощности, кВ·А/кВт

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.

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.

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.

Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.

Проверке по экономической плотности тока не подлежат сети напряжением до 1 кВ при Тм до 4000–5000 ч/год, осветительные сети, сборные шины подстанции.

4.5. Выбор низковольтных кабелей по механической

прочности

Для каждого типа электроприемника существует минимально допустимое сечение кабеля, при котором обеспечивается достаточ­ная механическая прочность, поэтому после выбора сечения кабеля вышеописанными способами производится проверка, исходя из условий механической прочности. Из условий удобства эксплуатации кабель не должен иметь также чрезмерно большое сечение.

Другие кабели по механической прочности и удобству эксплуатации не проверяются.

механической прочности и удобства эксплуатации

5. ПРОВЕРКА КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ

5.1. Проверка кабельной сети участка по допустимой

потере напряжения при нормальной работе

электроприемников

Цель проверки заключается в том, чтобы отклонение напряжения на зажимах электродвигателей при их нормальной работе не превышало допустимых норм (- 5 ÷ +10 %)Uн.

Проверяются только отрицательные отклонения, следовательно минимальные допустимые напряжения на зажимах электродвигателей 361, 627 и 1083 В соответственно при номинальных напряжениях 380, 660 и 1140 В.

Если за номинальное напряжение на зажимах трансформаторов принять максимально допустимое 400, 690 и 1200 В, то допустимую потерю напряжения (ΔU доп) в сетях можно определить:

в сетях 380 В 400–361 = 39 В;

в сетях 660 В 690–627 = 63 В;

в сетях 1140 В 1200–1083 = 117 В.

В правильно рассчитанной сети суммарная потеря напряжения () от ПУПП до зажимов электродвигателей не должна превосходить допустимых значений 39, 6З и 117:

U доп.

Суммарные потери напряжения в сети до зажимов двигателя:

где потеря напряжения в трансформаторе, В; потеря напряжения в отдельных звеньях низковольтной кабельной сети, питающей двигатель, В.

При проверке сетей по допустимой потере напряжения рекомендуется использовать табл. 5.1, а положительные результаты внести в табл. 4.1 (графа 9).

Потерю напряжения в трансформаторе в вольтах и процентах определяют соответственно по формулам:

где I – ток нагрузки трансформатора в получасовой максимум, А; R Т,Х Т – активное и индуктивное сопротивления трансформатора (Ом), значения которых принимают по табл. 3.3; cos φ – коэффициент мощности на зажимах вторичной обмотки трансформатора; - коэффициент загрузки трансформатора; I, S – соответственно ток (А) и мощность (кВА) загрузки трансформатора; I H – номинальный ток трансформатора, А.

Таблица 5.1

Проверка сети по допустимой потере напряжения

Потери напряжения в трансформаторах шахтных передвижных подстанций при коэффициенте загрузки β Т = 1 и различных значениях cosφ, подсчитанные по формуле (5.3), приведены в табл. 5.2. При других значениях коэффициента загрузки табличные значения потери напряжения умножаются на фактический коэффициент загрузки трансформатора:

.

Таблица 5.2

Потери напряжения во взрывобезопасных,

передвижных подстанциях при β Т = 1

Для перевода значения потери напряжения в трансформаторе, выраженной в процентах, в вольты и наоборот, пользуются формулой

В,

где k ОТ – коэффициент изменения напряжения в трансформаторе (ПУПП), равный 0,95; 1,0 и 1,05 при отпайке соответственно +5, 0 и –5 %, U х – напряжение холостого хода вторичной обмотки (400, 690, 1200 В).

Потерю напряжения в любом отрезке кабельной сети можно определить по формуле

где I рк – расчетный ток в кабеле, А;cos φ – коэффициент мощности, который можно принимать для гибких кабелей равным номинальному коэффициенту мощности двигателя, а для фидерных – средневзвешенному; - активное сопротивление отрезка кабеля, Ом; - индуктивное сопротивление отрезка кабеля, Ом; r 0 ,x 0 – удельное активное и индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км (принимают из табл. 5.3 при температуре +65 °С); L k – длина отрезка кабеля, км.

Таблица 5.3

Активные и индуктивные сопротивления проводов и кабелей,

при +65 °С, Ом/км

При сечении кабеля 10 мм 2 и менее можно не учитывать индуктивное сопротивление и использовать упрощенные формулы, В:

(5.6)

(5.7)

(5.8)

где ρ – удельное сопротивление, равное при 20 °С для меди 0,0184, для алюминия - 0,0295 Ом∙мм 2 /м; S – сечение кабеля, мм 2 ; Р k – расчетная мощность, передаваемая по кабелю, кВт;γ = 1/ρ – удельная проводимость.

Применение упрощенных формул (5.5)–(5.8) допустимо и для кабелей больших сечений, если учитывать поправочный коэффициент на индуктивное сопротивление К, принимаемый согласно табл. 5.4. в зависимости от сечения и коэффициента мощности.

Таблица 5.4

Значение поправочного коэффициента К

Формулы (5.5–5.8) с учетом поправочного коэффициента К:

(5.10)

(5.11)

(5.12)

Если суммарная потеря напряжения до какого-либо двигателя будет больше допустимого значения, то необходимо увеличить на одну ступень сечение одного или нескольких отрезков кабелей и снова произвести проверку.

5.2. Проверка кабельной сети по пусковому режиму

и режиму опрокидывания наиболее мощного

и удаленного электродвигателя

Величина пускового и критического моментов асинхронных двигателей определяется величиной напряжения на их зажимах.

При опрокидывании или пуске асинхронного электродвигателя пусковой ток может достигать (5¸7) I H , при этом потеря напряжения в сети достигает такой величины, при которой пусковой или критический момент электродвигателя оказывается недостаточным для преодоления момента сопротивления на его валу. В этих условиях двигатель не разворачивается или останавливается и под действием больших токов может выйти из строя. Это вызывает необходимость проверки сечений кабельной сети на возможность пуска наиболее мощного и удаленного двигателя и предотвращает его опрокидывание при перегрузке.

Считается, что нормальный пуск и разгон двигателя произойдет, если фактическое напряжение на зажимах двигателя (U факт при пуске) будет равно или больше минимально необходимого (U мин.необх. при пуске). За минимально необходимое напряжение обычно принимают 0,8U н при запуске одного двигателя мощностью менее 160 кВт и 0,7U н при одновременном запуске двух двигателей мощностью до 160 кВт, или одного двигателя мощностью более 160 кВт.

Следовательно, критерием успешной проверки сети по пусковому режиму мощного и удаленного двигателя является выполнениеусловий:

U факт. при пуске 0,8 U н, (5.13)

или U факт при пуске 0,7 U н. (5.14)

Минимально необходимое напряжение при пуске одного двигателя можно определить в каждом конкретном случае по формуле

U мин необх. при пуске = 1,1 U н , (5.15)

где l= М пуск.дв., /М н.дв. – номинальная кратность пускового момента, принимается из технических данных проверяемого двигателя; К - минимальная кратность пускового момента электродвигателя, обеспечивающая пуск с места и разгон (достижение номинальной скорости) исполнительного или несущего органа рабочей машины.

Значения К принимают: для комбайнов при пуске под нагрузкой 1,0–1,2; для скребковых конвейеров 1,2–1,5; для ленточных конвейеров 1,2 –1,4; для вентиляторов и насосов 0,5–0,6.

При одновременном пуске электродвигателей многоприводного забойного конвейера или струговой установки минимальное напряжение на зажимах двигателей дальнего привода должно быть:

для приводов без гидромуфт

U мин.необх. при пуске 1,1 U н ; (5.16)

для приводов с гидромуфтами

U мин.необх. при пуске К М н.гидр, (5.17)

где М н.гидр - номинальный момент гидромуфты, Нм; К - минимальная кратность пускового момента, обеспечивающего запуск с места и разгон, т.е. достижение установившейся скорости исполнительного или несущего органа рабочей машины (для забойных конвейеров К = 1,2–1,5; меньшее значение относится к нормальному пуску, большее - к пуску под нагрузкой; для струговых установок можно применять К = 1,2.

пуск = U пуск. б / U пуск. д ,

где U пуск.б, U пуск.д - фактическое напряжение на зажимах электродвигателей при пуске соответственно ближнего и дальнего приводов, определяют по формуле (5.25), В; n б, n д – число электродвигателей конвейера (струговой установки) соответственно в ближнем и дальнем приводах.

Следует также особо подчеркнуть, что проверку кабельной сети по пусковому режиму и режиму опрокидывания производят по самому тяжелому режиму нагрузки сети. Считается, что наиболее мощный и удаленный двигатель запускается (опрокидывается) и при этом потребляет пусковой (критический) ток, а двигатели меньшей мощности включены в сеть и потребляют номинальный ток. Следовательно, при определении фактического напряжения на зажимах двигателя в пусковых или опрокидных режимах необходимо учитывать потери напряжения в элементах сети:

а) от номинальных токов нормально работающих двигателей меньшей мощности;

б) от пусковых токов пускаемых или опрокидывающихся двигателей большей мощности.

Вариант 1

3.1 Что такое число часов использования максимума и максимальных потерь? в чем различие между этими величинами?

Число часов использования максимальной нагрузки (T max) – это такое время, в течение которого через электрическую сеть, работающую с максимальной нагрузкой, передавалось бы такое же количество электроэнергии, которое передается через нее в течение года по действительному графику нагрузки:

Время использования максимальной нагрузки T max определяется характером и сменностью работы потребителя и составляет в год для некоторых отраслей промышленности:

для осветительных нагрузок 1500 – 2000 ч;

для односменных предприятий 1800 – 2500 ч;

для двухсменных предприятий 3500 – 4500 ч;

для трехсменных предприятий 5000 – 7000 ч.

Величиной T max пользуются при определении потерь электроэнергии. Для этого нужно знать величину τ max – время максимальных потерь, т.е. время, в течение которого электрическая сеть, работая с неизменной максимальной нагрузкой, имеет потери электроэнергии, равные действительным годовым потерям. Время максимальных потерь:

где ∆W a – потери активной энергии, кВт∙ч, или расход электроэнергии на покрытие потерь;

∆P max – наибольшие потери мощности, кВт.

Рисунок 3.1.1 – Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки

На основании статистических данных о различных годовых графиках нагрузки промышленных предприятий составлена зависимость времени максимальных потерь τ max от продолжительности использования максимума нагрузки T max и коэффициента мощности (рисунок 3.1.1).

Зависимость времени потерь от параметров, характеризующих конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности T max и , устанавливает также следующее выражение:

3.2 В чем сущность метода наложения при расчете сложно-замкнутых сетей?

Сложнозамкнутая сеть – сеть, имеющая узловые точки. Узловая точка – точка, которая имеет не менее трех ответвлений, не считая нагрузку. Участок сети, между узловыми точками, или между узловой точкой и питающим пунктом – ветвь.

Расчет сети с двусторонним питанием при различных напряжениях по концам передачи основан на использовании метода наложения. Согласно этому методу, токи во всех ветвях можно рассматривать как результат суммирования токов различных режимов, причем токи различных режимов определяются независимо друг от друга. Следовательно, токи в ветвях сети двустороннего питания при различных напряжениях по концам можно рассматривать как сумму двух токов: токов в ветвях при равных напряжениях; токов, протекающих в схеме под действием ЭДС, равной разнице напряжений

Рисунок 3.2.1 Сеть с двусторонним питанием при различных напряжениях по концам передачи:

а – токораспределение в исходной сети; б – токи в сети при равенстве напряжений узлов А и В ; в – уравнительный ток

Ток в сети (см. рисунок 3.2.1, в ) назовем уравнительным током и определим как

Таким образом, содержащий расчет уравнительного тока по соотношению (1.1) и корректировку токов всех ветвей на этот ток:

(3.2.2)

Заключение

При максимальной нагрузке действительное напряжение на НН трансформатора значительно отличается от желаемой. Рекомендуется несколько методов оптимизации. Подать больше напряжения на ЛЭП, уменьшить нагрузку тем самым уменьшить потери на трансформаторе, или заменить трансформатор с коэффициентом трансформации меньше доступной.

При минимальных нагрузка действительное напряжение значительно отличается от желаемой. практически не отличается от желаемой. Для точности можно применить некоторые устройства оптимизации напряжения.

Список используемой литературы

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанции и подстанции: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

Генбач Н.А., Сажин В.Н., Оржакова Ж.К. Электроэнергетика. Электрические сети и системы: Методические указания к выполнению РГР. – Алматы: АУЭС, 2013.

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций подстанций: Для учащихся техникумов. – Москва: Энергоатомиздат, 1987.

4) Ракатян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических систем. Москва: Энергоатомиздат 1985