T – годовое число часов использования максимума активной нагрузки. Расчет годового потребления электроэнергии жилым домом Таблица часов использования максимума нагрузки

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

1. Общие положения

На основании ПРИКАЗА от 6 августа 2004 г. N 20-э/2 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ(в ред. Приказа ФСТ РФ от 30.01.2007 N 14-э/14) потребители самостоятельно выбирают один трех из указанных в п.7 раздела II тарифов:

1) одноставочный тариф , включающий в себя полную стоимость 1 киловатт-часа поставляемой электрической энергии (мощности);

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 21.10.2008 N 209-э/1)

2) двухставочный тариф, включающий в себя ставку за 1 киловатт-час электрической энергии и ставку за 1 киловатт электрической мощности;

3) одноставочный (двухставочный) тариф, дифференцированный по зонам (часам) суток.

Одноставочный тариф (цена) покупки электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям и покупателям - субъектам розничного рынка (кроме населения), рассчитывается исходя из ставок за электрическую энергию и мощность и дифференцируется в зависимости от числа часов использования заявленной мощности.

Дифференциация устанавливается для следующих диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности:

от 7001 и выше;

от 6001 до 7000 часов;

от 5001 до 6000 часов;

от 4001 до 5000 часов...

Число часов использования заявленной мощности определяется для каждого объекта и тариф устанавливается на каждый объект , каждое присоединение, а не в целом по договору.

На основании Раздела 1 ИНФОРМАЦИОННОГО ПИСЬМА от 12 августа 2005 г. N ДС-4928/14 РАЗЪЯСНЕНИЯ К МЕТОДИЧЕСКИМ УКАЗАНИЯМ (в ред. информационного письма ФСТ РФ от 31.08.2007 N СН-5083/12):

1) В договоре с потребителями, которые рассчитываются по одноставочному тарифу, «заявленная мощность» не указывается.

2) Максимум нагрузки энергоустановки рассматривается в соответствии с ГОСТом 19431-84, как наибольшее значение нагрузки энергоустановки потребителей за установленный интервал времени (сутки, неделя, месяц, год).

2. Термины

2.1.1 Период регулирования - период действия тарифов на
электрическую энергию (мощность), установленных государственным
регулирующим органом равный календарному году с января по декабрь
включительно.

2.1.2. Заявленная мощность - предельная величина потребляемой
Абонентом в соответствующем периоде регулирования мощности,
исчисляемая в киловаттах.

2.1.3. Максимальная мощность - величина мощности, обусловленная составом энергопринимающего оборудования и технологическим процессом потребителя, исчисляемая в киловаттах;

2.1.4. Число часов использования мощности (далее ЧЧМ) - критерий дифференциации регулируемых тарифов используемый
государственным регулирующим органом при их установлении для
тарифной группы Потребителя.

2.1.5. Присоединенная (установленная) мощность - совокупная
величина номинальной мощности присоединенных к электрической сети (в том числе опосредованно) трансформаторов и (или) энергопрннимающих устройств Потребителя, исчисляемая в киловаттах.

3. Определение ЧЧМ

3.1. Применение в расчетах с Потребителем соответствующего тарифа на
электрическую энергию (мощность) определяется в зависимости от его ЧЧМ.
3.2. ГП обязан рассчитать ЧЧМ Абонента на
соответствующий период регулирования по каждому объекту потребителя, заявленному в договоре энергоснабжения, для каждого уровня напряжения по следующей формуле:

ЧЧМ=Vгод/Pmax; где Vгод= Vфакт

Vгод= Vдог, если Vдог - для Потребителя, заключившего Договор в текущем периоде регулирования;

Vдог - договорной объем потребления электроэнергии по объекту в соответствующем периоде регулирования в кВт*ч;

Vфакт - фактический договорной объем потребления электроэнергии по объекту в предыдущем периоде регулирования в кВт*ч;

Pmax - максимальная мощность по объекту в предыдущем/последующем периоде регулирования в кВт.

Данный способ расчета ЧЧМ может быть использован при
наличии надлежащим образом оформленных документов о проведении
соответствующих замеров.

3.3. В случае непредставления или предоставления недостоверных данных по замерам рассчитать ЧЧМ по формуле, указанной в п. 3.2. настоящего Регламента с использованием вместо максимальной
мощности величины разрешенной или присоединенной (установленной) мощности Абонента.

3.4. Абонент обязан не потреблять мощность, фактически
превышающую мощность, использованную в расчетах ЧЧМ на
соответствующий период регулирования.

4. Контроль максимальной величины потребления мощности Потребителем

4.1. ГП имеет право контролировать фактическое потребление
Абонентом мощности путем определения ее максимальной величины

4.2. Определение максимальной величины фактически потребленной
Абонентом мощности производится представителем ГП/сетевой организации.

4.3. В каждом случае определения фактически потребленной
Абонентом максимальной величины мощности представителем ГП/сетевой организации составляется Акт к договору энергоснабжения.
При превышении фактически использованной Абонентом мощности над
принятой ГП при расчете ЧЧМ данный Акт является основанием для
произведения перерасчета ЧЧМ и стоимости электрической энергии.

5. Перерасчет ЧЧМ.

5.1. ГП имеет право произвести перерасчет ЧЧМ в следующих
случаях:

5.1.1. В случае превышения фактически использованной Абонентом
мощности над принятой ГП при расчете ЧЧМ;

5.1.2. В случае фактического снижения потребления электрической
энергии относительно договорной величины (приложение №1 к договору
энергоснабжения), приводящего к фактическому отнесению Абонента к
другой тарифной группе по ЧЧМ в текущем периоде регулирования.

5.2 В предусмотренном п. 5.1.1. случае перерасчет ЧЧМ производится
по следующей формуле:

ЧЧМ=(Vфакт т *12)/ n*Pmax замер

зафиксировано превышение фактически использованной Абонентом
мощности над использованной ГП при расчете ЧЧМ в кВт*ч;

Pmax замер - максимальная величина фактически использованной
Абонентом мощности по результатам проверки, в кВт;

n - количество месяцев с начала расчетного года до месяца (включительно), в котором было зафиксировано превышение фактически использованной Абонентоммощности над использованной ГП при расчете ЧЧМ в кВт*ч;

5.3. В предусмотренном п. 5.1.2. случае перерасчет ЧЧМ производится
по следующей формуле:

ЧЧМ=(Vфакт т + Vдог т) /Pmax прин

где Vфакт т- фактический объем потребления электроэнергии за период с
начала расчетного года до месяца (включительно), в котором было
обнаружено снижение Абонентом потребления электрической энергии
приводящее к фактическому его отнесению к другой тарифной группе по
ЧЧМ в текущем периоде регулирования в кВт*ч;

Vдог т- договорной объем электропотребления за период с месяца,
следующего за тем, в котором было обнаружено снижение Абонентом
потребления электрической энергии приводящее к фактическому его
отнесению к другой тарифной группе по ЧЧМ в текущем периоде
регулирования в кВт*ч;

Pmax прин - величина мощности, принятая ГП для расчета ЧЧМ
Абонента.

6. Перерасчет стоимости электрической энергии.

6.1. На основании расчета фактического ЧЧМ (ЧЧМ факт расч),
произведенного в соответствии с п. 5.2. или п. 5.3. настоящего
Регламента, определяется тариф на электрическую
энергию (мощность) в соответствии с прейскурантом, утвержденным
регулирующим органом.

6.2. По определенному в соответствии с п. 6.1. настоящего
Регламента тарифу ГП производит Потребителю перерасчет за потребленную с начала соответствующего периода регулирования электрическую энергию в части объема, оплачиваемого по регулируемым тарифам.

6.3. На основании тарифа, определенного в соответствии с п. 6.1.
настоящего регламента, в порядке, предусмотренном
действующим законодательством производится расчет нерегулируемой
цены. По данной цене ГП производит Абоненту перерасчет за
потребленную с начала соответствующего периода регулирования

электрическую энергию в части объема, оплачиваемого по нерегулируемым ценам.

6.4. На сумму перерасчета по регулируемым тарифам и
нерегулируемым ценам ГП выставляет Абоненту счет. Данный счет
оплачивается Абонентом в течение 10 рабочих дней с момента его
выставления.

6.5. Тариф, определенный в соответствии с п. 6.1. настоящего
Регламента используется в расчетах за электрическую
энергию (мощность) между ГП и Потребителем до окончания
соответствующего периода регулирования. Либо до результатов следующего замера.

7. Корректировка мощности, использованной для расчета ЧЧМ.

7.1. Абонент в период с первого мая года, предшествующего периоду
регулирования и до окончания указанного периода регулирования имеет
право произвести корректировку мощности, использованной ГП для
расчета ЧЧМ:

7.1.1. в сторону ее уменьшения не более одного раза;

7.1.2. в сторону ее увеличения неограниченное число раз.

7.2. Для проведения корректировки указанной мощности Абонент
направляет в ГП заявку, оформленную по произвольной форме и документы, обосновывающие изменение потребляемой мощности (протоколы замеров нагрузок, технологические карты при изменении технологического процесса, паспорт при подключении нового энергопринимающего оборудования и др.). Заявка на корректировку мощности в сторону ее уменьшения должна быть
представлена Абонентом в ГП не позднее, чем за 20 календарных дней до
начала очередного расчетного периода по договору энергоснабжения.

7.3. В каждом случае корректировки Абонентом указанной мощности,
ГП производит перерасчет ЧЧМ. Если изменение ЧЧМ приводит к смене
тарифа, расчет с применением вновь определенного тарифа производится с начала следующего расчетного периода по договору энергоснабжения.

7.4. В случае изменения тарифа, произошедшего вследствие
корректировки Абонентом мощности, использованной для расчета его ЧЧМ после начала соответствующего периода регулирования, перерасчет
стоимости электрической энергии за предыдущие расчетные периоды по
договору энергоснабжения не производится.

Порядок контроля и определения
максимальной величины потребления электрической мощности

1. Настоящий Порядок устанавливает правила определения максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом:

• при наличии автоматизированной системы учета, принятой для расчетов:
• при наличии приборов учета, обеспечивающих хранение значений почасовых объемов потребления электрической энергии;
• при наличии приборов учета, не обладающих возможностью хранения почасовых объемов потребления электрической энергии.

2. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом, а также контроль за ее потреблением производятся в контрольные или отчетные часы потребления мощности расчетного периода, утверждаемые на каждый календарный год органами, осуществляющими государственное регулирование тарифов.

3. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии автоматизированной системы учета, принятой для расчетов, производится по максимальной величине активной мощности, выбранной из всех суток текущего месяца и зафиксированной автоматизированной системой учета в одни из суток текущего месяца в контрольные или отчетные часы потребления мощности.

4. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии приборов учета, обеспечивающих хранение почасовых объемов потребления электрической энергии производится в следующей последовательности

4.1. Определяется величина потребления электрической мощности суммированием значении каждого прибора учета в каждый контрольный и отчетный час расчетного периода.

4.2. Выбирается максимальная величина потребленной Абонентом электрической мощности из всех значений, определенных в соответствии с п. 4.1. Порядка.

5. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии приборов учета, не обладающих возможностью хранения почасовых объемов потребления электрической энергии производится в следующей последовательности:

5.1. Фиксируются показания и определяется величина потребленной Абонентом электрической мощности по каждому в отдельности прибору учета за каждые 60 (шестьдесят) минут в течение всех контрольных и отчетных часов расчетного периода и рассчитывается почасовое потребление как разница между последующим и предыдущим показанием.

5.2. Суммируются (по каждому 60-минутному интервалу в отдельности) величины потребленной Абонентом электрической мощности всех приборов учета на объекте.

5.3. Выбирается максимальное значение потребленной Абонентом электрической мощности из всех значений 60-минутных интервалов, определенных в соответствии с п. 5.2. Порядка. Установленная в соответствии с настоящим пунктом величина является максимальной
величиной потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде.

Не применяется для приборов учета подключенных через трансформаторы тока.

6. Представитель ГП/сетевой организации имеет право контролировать соблюдение Абонентом режима потребления электрической мощности. Контроль осуществляется путем проверки показаний средств измерения, снятия их контрольных показаний и проверки записей в журнале первичной записи показаний средств измерений.

Неравномерность реализации и транспорта газа определяется в значительной части режимом потребления газа . Потребители используют газ на различные нужды, а следовательно, предопределяют и различные режимы расходования газа. Например, если газ как сырье для химической промышленности используется в основном равномерно в связи с непрерывностью процесса производства на химических предприятиях, то на отопительные нужды его используют в котельных лишь сезонно. Отсюда оценка колебаний в расходовании газа отдельными категориями потребителей должна проводиться на основе изучения режимов потребления различных видов топлива по каждой категории потребителей. В ряде случаев используют широко применяемый в энергетике метод оценки колебаний по числу часов использования максимума нагрузки. Продолжительность использования максимума нагрузки показывает, сколько часов  

Важной характеристикой режима потребления электрической энергии является показатель годового числа часов использования максимума нагрузки (Лм)  

На основании приведенных выше данных установлены (табл. IX-12) общие суммарные коэффициенты неравномерности газопотребления по основным категориям коммунально-бытовых потребителей без учета отопления (k k k), а также показатели числа часов использования максимума нагрузки (8760/ м k k4) и коэффициенты использования потенциальной  

TKJ - число часов использования максимума нагрузки в месяц.  

После подстановки в (1.10) вместо размеров платы их значений из (1.7)... (1.9) получается выражение для определения граничного годового числа часов использования максимума нагрузки  

Число часов использования максимума нагрузки потребителем, тыс. ч, определяется следующим образом  

Это вызывает снижение числа часов использования максимума нагрузки и увеличение себестоимости тепловой энергии вследствие соответствующего повышения слагаемой постоянных расходов на 1 Гкал.  

Потребители, использующие тепло на технологические нужды, имеют различное число часов использования максимума нагрузки в зависимости от характера производства и удельного веса тепла, расходуемого на отопление производственных помещений.  

Важной характеристикой режима потребления энергии является годовое число часов использования максимума нагрузки  

Коэффициент Р" м несколько больше р м вследствие того, что машины с механическим приводом в большинстве случаев обслуживают непрерывные процессы , имеющие более высокое годовое число часов использования максимума нагрузки.  

На основе коэффициентов заполнения суточного, недельного, месячного и годового графиков нагрузки определяется показатель годового числа часов использования максимума нагрузки энергосистемы.  

Годовое число часов использования максимума нагрузки энергосистемы /гм определяется по средневзвешенному числу часов использования промышленной и транспортной нагрузки и удельному весу коммунально-бытового электропотребления городского и сельского населения (рис. 9-7).  

Графики нагрузок по каждому виду энергии с дифференциацией по параметрам характеризуются максимальными, средними и минимальными нагрузками, а также коэффициентами заполнения и минимальных нагрузок, годовыми числами часов использования максимума нагрузки и др. Режимные показатели зависят от специфики технологии и организации данного производства, климатических и метеорологических условий.  

Величина располагаемой ремонтной площади в энергосистеме зависит от характера графика электрической нагрузки, который находит обобщенное выражение в показателе числа часов использования максимума нагрузки Лм (рис. 10-3).  

Показатели на 1000 м3 максимально-часового расхода газа могут быть получены двумя способами. Либо, как указывалось выше, путем умножения показателей, рассчитанных на 1000 чел., на коэффициент, равный частному от деления числа часов использования максимума на среднегодовой расход газа на 1 чел., либо путем непосредственной корректировки базовых показателей металле- и капиталовложений на 1000 м3 максимально-часового расхода газа. В последнем случае для расчетов используются формулы (П-9) - (П-12), в которых, в этих случаях в качестве МВ, /Сн, Мс и Кс принимаются соответствующие показатели не на 1000 снабжаемых газом жителей, а на 1000 м3 максимально-часового расхода газа при отсутствии горячего водоснабжения, отопительной и промышленной нагрузки с умножением итога на Q/Qi.  

Для промышленности характерно резкое колебание числа часов использования максимума по различным ее отраслям, величина которого определяется соотношением отопительной и технологической нагрузки и количеством смен работы оборудования.  

Использование годового максимума нагрузки по большинству промышленных предприятий колеблется в широких пределах от 3 500 до 7 000 ч, что приводит к соответствующему изменению себестоимости отпускаемой им электроэнергии. Очевидно в соответствующем диапазоне должны изменяться и тарифы на электроэнергию для промышленных предприятий с разным числом часов использования максимума. Переменные затраты энергопредприятий, зависящие от. количества выработанной энергии, возвращаются потребителями пропорционально потребленной ими энергии.  

Здесь ат, РТ, Рэ - коэффициенты топливной характеристики , постоянные для каждого данного турбоагрегата 7р - годовое число часов работы агрегата /гт - годовое число часов использования максимума отбора пара отопительных параметров Q Лм - годовое число часов использования максимальной электрической нагрузки NM. Значения коэффициентов соответствуют использованию на ТЭЦ твердого топлива при работе на других видах топлива вводятся поправки для жидкого топлива - 0,98 для газообразного - 0,97.  

Если годовые показатели разделить соответственно на часовые, то получим годовые числа часов использования максимума отопительной нагрузки, покрываемой из отборов турбин ТЭЦ /г и пиковых котлов А.  

Доля горячего водоснабжения аг.в=0,1. Этим значениям ат и аг.в по номограмме (см. рис. 5-1) для южных районов соответствуют годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки ТЭЦ (при ат=1) fto=2700 ч и годовое число часов использования  

Тр - годовое число часов работы агрегата Лт - годовое число часов использования максимума отбора пара отопительных параметров Q" Нм - годовое число часов использования максимальной электрической нагрузки JVM. Значения коэффициентов соответствуют использованию на ТЭЦ твердого топлива при работе на других видах топлива вводятся поправки для жидкого топлива - 0,98, для газообразного - 0,97.  

Во-вторых, дифференцировать тарифы (одноставочные) в зависимости от числа часов использования максимума тепловой нагрузки (базовый, пиковый тарифы) и требований, предъявляемых к качеству и надежности теплоснабжения.  

В отдельных работах применяется следующая неточная и неправильная формула исчисления себестоимости электроэнергии sg для разных групп потребителей в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки потребителя Гмакс и коэффициента участия в максимуме нагрузки энергосистемы /См  

использование оборудования в течение года) и полупиковые  

По характеру графика нагрузки различают электростанции базовые (несут равномерно высокую нагрузку и имеют большое число часов использования максимума нагрузки в течение года), пиковые (загружаются в течение суток неравномерно и имеют низкое использование оборудования в течение года) и полупиковые (имеют в течение года пониженное использование оборудования).  

Рис. 10-3. а - зависимость площади провала в годовом графике нагрузки F eM от числа часов использования максимума нагрузки Ам б - зависимость необходимой ремонтной площади FpgM от удельного веса установленной мощности ТЭС Мтэс % / - процент блочных электростанций равен нулю // - Г""  

Примечания :

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.

II. Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников

Квартир жилых зданий

* В зданиях по типовым проектам.

Примечания:

1. Удельные расчетные нагрузки для числа квартир, не указанного в таблице, определяются путем интерполяции.

2. Удельные расчетные нагрузки квартир учитывают нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, подполий, технических этажей, чердаков и т.д.), а также нагрузку слаботочных устройств и мелкого силового оборудования.

3. Удельные расчетные нагрузки приведены для квартир средней общей площадью 70 м 2 (квартиры от 35 до 90 м 2) в зданиях по типовым проектам и 150 м 2 (квартиры от 100 до 300 м 2) в зданиях по индивидуальным проектам с квартирами повышенной комфортности.

4. Расчетную нагрузку для квартир с повышенной комфортностью следует определять в соответствии с заданием на проектирование или в соответствии с заявленной мощностью и коэффициентами спроса и одновременности по СП 31-110-2003.

5. Удельные расчетные нагрузки не учитывают покомнатное расселение семей в квартире.

6. Удельные расчетные нагрузки не учитывают общедомовую силовую нагрузку, осветительную и силовую нагрузку встроенных (пристроенных) помещений общественного назначения, нагрузку рекламы, а также применение в квартирах электрического отопления, электроводонагревателей и бытовых кондиционеров (кроме элитных квартир).

7. Расчетные данные, приведенные в таблице, могут корректироваться для конкретного применения с учетом местных условий. При наличии документированных и утвержденных в установленном порядке экспериментальных данных расчет нагрузок следует производить по ним.

8. Нагрузка иллюминации мощностью до 10 кВт в расчетной нагрузке на вводе в здание учитываться не должна.

III. Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников

Индивидуальных жилых домов

Примечания:

1. Удельные расчетные нагрузки для количества индивидуальных жилых домов, не указанного в таблице, определяются путем интерполяции.

2. Удельные расчетные нагрузки приведены для индивидуальных жилых домов общей площадью от 150 до 600 м 2 .

3. Удельные расчетные нагрузки для индивидуальных жилых домов общей площадью до 150 м 2 без электрической сауны определяются по таблице I настоящего приложения как для типовых квартир с плитами на природном или сжиженном газе, или электрическими плитами.

4. Удельные расчетные нагрузки не учитывают применения в индивидуальных жилых домах электрического отопления и электроводонагревателей.

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).