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.
С 1994 по 2004 гг. абсолютные потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем России увеличились на 37,64 %, относительные — на 24,40 % при росте отпуска электроэнергии в сеть всего на 7,19 %. Это означает, что ростом нагрузки электрических сетей такой существенный скачок потерь объяснить нельзя. Главная причина сложившейся ситуации — увеличение доли коммерческих потерь, которые достигли почти 30 ТВтч в год и составляют около 30 % общего значения фактических потерь электроэнергии. Коммерческие потери, определяемые как разность между фактическими и технологическими потерями, — это прямые убытки энергоснабжающих организаций, обусловленные погрешностями системы учета, бездоговорным и несанкционированным потреблением электроэнергии, низкой платежеспособностью потребителей, недостаточной мотивацией персонала к снижению потерь электроэнергии в сетях и другими причинами.
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. 2.21.
Таблица 2.21
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. 2.22).
Таблица 2.22
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.