Необходимость регулирования взаимоотношений в части условий потребления и генерации реактивной


СОДЕРЖАНИЕ:

Управление реактивной мощностью для повышения надежности и стабильности системы

Взаимосвязь между эффективным резервом реактивной мощности и необходимой реактивной мощностью на стороне нагрузки в системах электроснабжения

Нестабильность напряжения обычно возникает при большой нагрузке на систему энергоснабжения. Кроме того, нестабильность напряжения связана с несоответствием располагаемой реактивной мощности и потребности в ней из-за ограничений, связанных с её выработкой и передачей. Это может быть связано с неисправностью, но чаще всего связано с недостатком быстродействующего резерва реактивной мощности. Резервы реактивной мощности можно классифицировать с точки зрения нагрузок и ее источников. В отношении нагрузок акцент делается на запасе в части лавины напряжения, а в отношении генерации акцент делается на количестве и мощности резервов. «Эффективный резерв реактивной мощности (Q)» определяется как, характеризующийся резерв реактивной мощности в части ее генерации.

Обычный резерв реактивной мощности определяется как разность между максимальной реактивной мощностью с учётом регулировочной характеристики генератора и текущей реактивной мощностью генератора. Однако все генераторы не могут влиять на полную энергосистему. Поэтому эффективный резерв реактивной мощности рассчитывается исходя из степени влияния выходной мощности генераторов реактивной мощности на нагрузки. Эффективный резерв реактивной мощности проверяется с использованием статического и динамического моделирования на испытательной установке, а также на реальной энергосистеме Кореи.

Сильно нагруженная система имеет большую потребность в реактивной мощности в связи с большими потерями реактивной мощности и возможностью лавины напряжения, которая может возникать в системах, не имеющих достаточного резерва реактивной мощности и, следовательно, неспособных поддерживать в системе её достаточную величину. Недостаток реактивной мощности в отдельных районах после повреждения (может быть вовлечена и вся система) является основной проблемой при проектировании и эксплуатации системы. Компоненты системы энергоснабжения, такие как генераторы, синхронные компенсаторы и статические компенсаторы реактивной мощности поддерживают напряжение на постоянном уровне. Однако если имеются физические ограничения в системе передачи, напряжение более или менее постепенно падает, даже если генератор имеет большой резерв.

Управление реактивной мощностью для повышения надёжности системы в отношении стабильности напряжения и проблем надёжности изучали многие исследователи. Некоторые исследовали оптимизированную схему управления, использующая метод декомпенсации Бендера для решения проблемы резерва реактивной мощности в критических районах. Результатом явилось повышение статической и динамической стабильности напряжения системы. Кто-то изучал метод перераспределения реактивной мощности генератора с помощью метода модального анализа. Запас по стабильности напряжения был увеличен путём управления введением реактивной мощности для каждого генератора или синхронного компенсатора.

Многие годы системные операторы зависят от резервов реактивной мощности генератора, которая является мерой стабильности напряжения энергосистемы. Также был описан контроль стабильности напряжения в реальном времени с использованием резерва реактивной мощности. Показана процедура оптимизации для оценки запаса по стабильности напряжения с использованием корреляции между резервами и уровнем стабильности напряжения. Несколько ранее было изучено влияние резервов реактивной мощности на стабильность напряжения на основе определения зон.

Как говорилось в перечисленных исследованиях, резервы реактивной мощности являются ключевым показателем, влияющим на стабильность напряжения. Поэтому нам нужно более точное представление о них. В течение ряда лет было приложено много усилий для определения резерва реактивной мощности в энергосистеме. Одни исследователи предлагают оценку резервов реактивной мощности применительно к аварийным режимам путем оценки «эффективности» этих резервов. Другие определяют резервы реактивной мощности исходя из нагрузок и генерации, обсуждая и сравнивая расчётные методы, пригодные для определения резервов реактивной мощности. Ряд ученых исследовали то, как различные подходы к резервам реактивной мощности связаны со стабильностью напряжения и ее нарушениями с точки зрения генерации.

Рассмотрим далее более точное представление резервов реактивной мощности генераторов в энергосистеме. Целью является контроль стабильности напряжения в системе на основании величины резервов реактивной мощности генераторов. Было выполнено статическое и динамическое моделирование для проверки расчётной величины резервов, определённых как «эффективные резервы реактивной мощности».

Резервы реактивной мощности

Определения реактивной мощности

Рассмотрим 4 типа резерва реактивной мощности генератора с использованием следующих определений максимальной реактивной мощности:

  • Qmax – постоянная (или номинальная) максимальная реактивная мощность;
  • Qmax,c(p) – доступная реактивная мощность с учётом диаграммы мощности;
  • Qmax, vlim – реактивная мощность с точки зрения минимального предела напряжения;
  • Qmax, vcol – реактивная мощность с точки зрения порога лавины напряжения.

Номинальная максимальная реактивная мощность, как правило, всегда постоянна в процессе питания нагрузок. При этом резерв реактивной мощности генератора определяется как разность номинальной максимальной реактивной мощности (Qmax) и текущей реактивной мощности (Qcurrent). Другое определение резерва реактивной мощности использует диаграмму мощности генератора. Это ближе к реальности, потому что доступная максимальная реактивная мощность должна изменяться в зависимости от генерации активной мощности в системе. В этом случае резерв реактивной мощности генератора определяется как разность доступной максимальной реактивной мощности при генерации активной мощности (Qmax,c(P)) и текущей реактивной мощности (Qcurrent).

Третье определение резерва реактивной мощности может быть использовано, если оператор системы принимает во внимание надлежащий профиль напряжения в системе. На рис. 1 показана типовая кривая мощность/напряжение. Ось X показывает увеличение активной мощности нагрузки в системе, а ось Y представляет напряжение на линии нагрузки. Из графика видно, что напряжение постепенно уменьшается при увеличении общей нагрузки. Оператор системы хочет управлять напряжением на нагрузке в заданных пределах

Таким образом, Qmax,vlim определяется как реактивная мощность, генерируемая машиной при напряжении, соответствующем нижнему пределу напряжения в линии нагрузки, и резерв определяется как разность Qmax,vlim и текущей реактивной мощности (Qcurrent). Подобно третьему определению, если оператор хочет учесть точку начала лавины напряжения, максимальная реактивная мощность может также быть определена как величина реактивной мощности в точке лавины напряжения. Величина генерируемой реактивной мощности в точке начала лавины обозначается как Qmax,vcol, резерв определяется как разность Qmax,vcol и Qcurrent.

Однако реактивная мощность каждой машины не может оказывать одинаковое влияние во всей системе, потому что не может передаваться на далёкие расстояния. Другими словами, мы не можем просто суммировать отдельные резервы каждой машины, чтобы получить резерв реактивной мощности большой системы. Qmax, vlim и Qmax, vcol, как было сказано ранее, определяются из кривой мощность/напряжение и относятся к конфигурации сети и распределению нагрузки. Сумма отдельных резервов Qvlim или Qvcol может считаться характеристикой системы. Однако для определения Qvlim и Qvcol необходимо провести расчёты с использованием кривой мощности/напряжения. Здесь приводится более точное определение резервов реактивной мощности, называемое «эффективный резерв реактивной мощности» (EQR), с использованием анализа чувствительности резерва к нагрузкам и генерации реактивной мощности:

αij – весовой коэффициент машины i в отношении линии нагрузки j;

Qi,max – максимальная реактивная мощность машины i при выдаваемой активной мощности P;

Qi,current – текущая реактивная мощность, выдаваемая машиной i.

n – количество генераторов в системе.

Это определение (EQR) может быть иллюстрировано, как показано на рис. 2. Как видно из (1), EQR учитывает сеть и характеристики нагрузки через чувствительность.

Эффективный резерв реактивной мощности и чувствительность

1) Чувствительность в отношении нагрузки и генерации реактивной мощности

С целью анализа системы мы вычисляем степень связи между изменением реактивной нагрузки и генерацией каждой машины. В соответствии с общепринятым упрощением Стотта линеаризированные уравнения энергосистемы имеют вид:

ΔQ = [ΔQ1,…, ΔQN] T — вектор изменений реактивной мощности;

ΔV = [ΔV1,…, ΔVN] T – вектор изменений напряжения в линии нагрузки;

В – матрица N x N, являющаяся симметричной матрицей реактивных проводимостей энергосистемы в относительных единицах;

N – общее число линий.

Матрица B представляет чувствительность введённых реактивных мощностей по отношению к напряжениям. Чтобы разделить линии генерации и линии нагрузки, уравнение (2) может быть переписано следующим образом:

GN – число линий генерации; LN – число линий нагрузки;

BGGN, BGLN, BLGN, BLLN – подматрицы B, определённые соответственно как GN x GN, GN x LN, LN x GN и LN x LN.

Из этих выражений может быть получен коэффициент связи между напряжениями и реактивными мощностями. При подстановке ΔVLN выражение имеет вид:

Из (3) и (4) получаем (5):

С использованием (4) и (5) получаем выражения для изменений напряжения в зависимости от вводимой реактивной мощности:

CGGN, CLGN, CLLN – матрицы чувствительности, определённые соответственно как GN х GN, LN х GN, LN х LN.

Если изменения частоты генератора равны нулю в нормальном режиме (генератор может реагировать для поддержания своего напряжения постоянным), то ΔVGN = 0, и второе равенство из (6) может быть представлено как:

становится матрицей чувствительности генерации реактивной мощности каждой машины по отношению к изменению реактивных мощностей линий нагрузки. Матрица чувствительности может быть использована для определения весовых коэффициентов каждого генератора.

2) Определение весовых коэффициентов с помощью нормализации

Чтобы рассмотреть конфигурацию системы, рассчитывается весовой коэффициент каждой машины с помощью нормализации чувствительности. В энергосистемах машина, которая имеет высокий коэффициент чувствительности, как было показано в предыдущем разделе, может выдать максимальное значение реактивной мощности. Таким образом, мы рассматриваем максимальную норму, чтобы определить весовой коэффициент как (8). aij – это матрица весовых коэффициентов по отношению к линии нагрузки j.

Sj — подматрица матрицы чувствительности для j-й линии нагрузки; Max(Sj) — максимальная норма матрицы Sj;

si — значение чувствительности i-го генератора по отношению к j-й линии нагрузки; n-число генераторов в системе.

3) Определение весового коэффициента с помощью чувствительности

В Таблице № 4 приведён пример нормализации в тестовой системе. Как видно из таблицы, имеются различные типы весового коэффициента в зависимости от числа линий нагрузки. Мы должны определить линии, для которых используем весовой коэффициент. Здесь ключевая линия по отношению к реактивной мощности в системе выбирается при использовании концепции определения «контролирующей» линии. Ключевые линии нужно выбирать таким образом, чтобы действие изменений напряжения на все линии нагрузки из-за случайных изменений всех нагрузок было минимальным в установившемся состоянии. Ключевые линии должны соответствовать двум требованиям:

  • напряжение ключевой линии должно отражать уровень напряжения во всей зоне;
  • ключевые шины должны быть мощными в плане реактивной мощности, то есть они должны иметь достаточные запасы реактивной мощности, чтобы на них не было изменений в случае каких-либо возмущений.

Из формулы (4) следует, что если напряжения генераторов считаются постоянными (ΔVGN = 0), -*/BLLN -1 становится матрицей чувствительности напряжений линий нагрузки по отношению к реактивным мощностям. Если матрица чувствительности определяется как XS, выражение может быть переписано следующим образом:

В матрице чувствительности диагональные элементы описывают степень устойчивости линии. Малая величина диагональных элементов означает, что линия нечувствительна к изменениям реактивной мощности. Другими словами, линия, имеющая наименьшее значение диагональных элементов, является наиболее устойчивой в системе, также линия определяется ключевой линией в системе.

Результаты и комментарии к ним

Результаты для двухзонной системы

Рассмотрим систему, содержащую 4 генератора и 11 линий (рис. 3), так называемую двухзонную систему. В этой системе по два генератора находятся на западной и восточной сторонах, а нагрузки сосредоточены в средней части системы. Данные тестовой системы приведены в Таблицах № 1 и № 2.

Таблица № 1. Данные тестовой системы для базового случая

Линия Тип Нагрузка, отн.ед. Генерация, отн.ед. Шунт, отн.ед.
1 Ненагр. 0,00 6,84+j1,36 0,00
2 PV 0,00 7,00+j1,24 0,00
3 PV 0,00 7,19+j1,54 0,00
4 PV 0,00 7,00+j1,49 0,00
5 PQ 0,00 0,00 0,00
6 PQ 0,00 0,00 0,00
7 PQ 9,67+j1,00 0,00 j2,00
8 PQ 0,00 0,00 0,00
9 PQ 17,67+j1,00 0,00 j3,50
10 PQ 0,00 0,00 0,00
11 PQ 0,00 0,00 0,00

Таблица № 2. Данные линий тестовой системы

От линии К линии ID R, отн.ед. X, отн.ед. B/2, отн.ед.
1 5 1 0,00 0,0167 0,00
2 6 1 0,00 0,0167 0,00
3 11 1 0,00 0,0167 0,00
4 10 1 0,00 0,0167 0,00
5 6 1 0,0025 0,0250 0,0438
6 7 1 0,0010 0,0100 0,0175
6 7 2 0,0020 0,0200 0,0170
7 8 1 0,0075 0,0750 0,1283
7 8 2 0,0075 0,0750 0,1283
7 8 3 0,0075 0,0750 0,1283
7 8 4 0,0075 0,0750 0,1283
8 9 1 0,0180 0,1800 0,1925
8 9 2 0,0180 0,1800 0,1925
8 9 3 0,0180 0,1800 0,1900
9 10 1 0,0010 0,0100 0,0175
10 11 1 0,0025 0,0250 0,0438

Прежде всего, чтобы получить весовой коэффициент для каждой машины, с помощью (7) составляется матрица чувствительности. Полученный результат показан в Таблице № 3. Как уже упоминалось, матрица представляет чувствительность реактивной мощности генератора по отношению к изменению реактивной мощности на линиях нагрузки. К примеру, имеем высокое абсолютное значение 0,707 генератора 1 для линии нагрузки 5. Оно показывает, что если нагрузка реактивной мощности линии 5 увеличивается, генерация реактивной мощности может в первую очередь достигнуть максимального значения на генераторе 1 и лишь затем на каком-либо другом. Можно проверить результат с помощью рис. 3. Генератор 1 ближе к линии 5 в отношении электрического расстояния, чем к другим линиям.

Таблица № 3. Матрица чувствительности для тестовой системы Линия

Линия 5 Линия 6 Линия 7 Линия 8 Линия 9 Линия 10 Линия 11
Ген 1 -0,707 -0,263 -0,251 -0,207 -0,058 -0,031 -0,012
Ген 2 -0,263 -0,662 -0,633 -0,521 -0,148 -0,08 -0,031
Ген 3 -0,012 -0,031 -0,049 -0,098 -0,25 -0,266 -0,708
Ген 4 -0,031 -0,08 -0,125 -0,247 -0,629 -0,669 -0,266

Далее, как было показано в п. II.B.2, выполняется нормализация на основании максимальной нормы в каждой колонке матрицы чувствительности. Результаты приведены в Таблице № 4. Это весовые коэффициенты генераторов в отношении к линиям нагрузки. Мы можем получить EQR определённой линии нагрузки системы. В качестве ключевой линии с использованием матрицы чувствительности (п. II.B.3) выбрана линия 10. После этого можно получить EQR для базового случая в тестовой системе, как показано в Таблице № 5. Обозначение CQR – это обычный резерв реактивной мощности, он равен резерву, определённому с использованием постоянной максимальной реактивной мощности.

Таблица № 4. Нормализация матрицы чувствительности для тестовой системы

Линия 5 Линия 6 Линия 7 Линия 8 Линия 9 Линия 10 Линия 11
Ген 1 1,000 0,397 0,397 0,397 0,087 0,048 0,015
Ген 2 0,364 1,000 1,000 1,000 0,219 0,120 0,039
Ген 3 0,015 0,042 0,071 0,176 0,397 0,398 1,000
Ген 4 0,039 0,107 0,179 0,445 1,000 1,000 0,364

Таблица № 5. Резервы реактивной мощности в базовом случае в тестовой системе (Мвар)

Qcurrent Qmax CQR EQR
G1 136 300 164 8
G2 124 300 176 21
G3 154 300 146 58
G4 149 300 151 151
Всего 563 1200 637 238

Чтобы проверить EQR в тестовой системе, было выполнено статическое и динамическое моделирование для случая перегруженной работы системы. В этом случае нагрузка с реактивной мощностью 220 Мвар добавляется к линии 8. Мы считаем, что в перегруженной системе произошла авария. Также считаем, что возникла нештатная ситуация с двумя линиями 7 и 8. В перегруженном состоянии и после аварии конфигурация системы отличается от базового случая. При этом применяется изменённый весовой коэффициент. Результаты показаны в Таблице № 6.

Таблица № 6. Резервы реактивной мощности в случае перегруженного состояния тестовой системы

CQR, Мвар EQR, Мвар
до аварии после аварии до аварии после аварии
G1 102,72 16,40 40,84 6,52
G2 29,81 0,00 29,81 0,00
G3 112,65 86,52 21,24 16,31
G4 70,55 7,75 33,46 3,67
Всего 315,75 110,67 125,37 26,51

Перед аварией CQR равнялся 315,75 Мвар, а EQR – 125,37 Мвар. После аварии CQR стал равным 110,67 Мвар, EQR — 26,51 Мвар. Кроме того, после аварии, когда нагрузки реактивной мощности увеличиваются на линии 9 до 20 Мвар, чтобы проверить правильность EQR, можно убедиться, что для потока мощности нет решения при статическом моделировании. Такой же сценарий применяется при динамическом моделировании в системе. Он состоит из последовательного выхода из строя линии (момент 50 с) и увеличения нагрузки (момент 100 с).

На рис. 4 показаны графики напряжения на линиях 7, 8 и 9. Из них можно увидеть, что если нагрузка увеличивается в момент времени 100 с до 20 Мвар, в системе происходит лавина напряжения в момент около 190 с, и значение EQR ближе к увеличенным мощностям, чем CQR. Таким образом, мы убедились, что показатель EQR более полезен для контроля резерва реактивной мощности для стабильности напряжения, чем CQR.

Результаты для энергосистемы Кореи

Корейская энергосистема имеет пиковую нагрузку по данным на 2006 г. около 55 000 МВт. Её конфигурация показана на рис. 5. Энергосистема Кореи характеризуется тем, что её нагрузка сосредоточена в столичном регионе, в остальных регионах расположено около 40% нагрузок и основные генерирующие предприятия. Линии между регионами сильно нагружены. Операторы энергосистемы Кореи всегда озабочены недостатком резерва реактивной мощности в столичном регионе при перетоке через межсистемную линию.

Рассмотрим резерв реактивной мощности в столичном регионе. Для EQR генераторы выбираются как 110, линия Dongseoul определена как ключевая линия. Чтобы проанализировать более серьёзный случай, для тестовой системы взят случай нештатной ситуации с двумя линиями 345 кВ Hwasung и Asan. В Таблице № 7 показаны результаты для энергосистемы Кореи. До аварии значение CQR – 3753 Мвар, а EQR — 921 Мвар. После выхода из строя линии значение CQR составило 2133 Мвар, EQR — 371 Мвар. В этом случае EQR составило почти 20% от CQR, а после аварии EQR уменьшился больше, чем CQR. В тестовой системе выполнены статическое и динамическое моделирование для энергосистемы Кореи.

При статическом моделировании при увеличении нагрузки в столичном регионе до 355 Мвар уравнение потока мощности не имеет решения. При динамической модуляции сценарий состоит из последовательности аварии на линии в момент времени 5 с и увеличении нагрузки до той же величины, как при статическом моделировании, в момент времени 20 с. На рис. 6 показаны графики напряжения линий в столичном регионе. Также показано, что при увеличении нагрузки в момент времени 20 с до 355 Мвар в системе происходит лавина напряжения в момент времени 32 с и значение EQR ближе к увеличившейся нагрузке, чем CQR. Таким образом, мы ещё раз убедились, что показатель EQR более полезен для контроля резерва реактивной мощности для стабильности напряжения в энергосистеме Кореи, чем CQR.

Таблица № 7. Резервы реактивной мощности в столичном регионе энергосистемы Кореи

CQR, Мвар EQR, Мвар
до аварии после аварии до аварии после аварии
3753,31 2133,80 921,47 371,13

Заключительные выводы

Резерв реактивной мощности является ключевым показателем с точки зрения стабильности напряжения. Мы рассмотрели несколько определений резерва реактивной мощности и модифицированное понятие резерва под названием «эффективный резерв реактивной мощности» (EQR), в определении которого используется соотношение между реактивными мощностями нагрузок и генерации. Для расчёта EQR использовалась концепция управляющей линии в зоне, так как весовой коэффициент основан на линиях нагрузки. Предлагаемый резерв проверен в региональной системе и в энергосистеме Кореи 2006 г. Также проведён анализ статического и динамического моделирования при более серьёзной ситуации в системе.

Результаты показали, что EQR более важен с точки зрения контроля резерва реактивной мощности, чем обычный резерв реактивной мощности (CQR). Так как определён резерв реактивной мощности для столичного региона, становятся возможными различные применения: мониторинг стабильности напряжения, контроль реактивной мощности/напряжения, множественное управление FACTS.

Реализация в реальном времени предлагаемого резерва может быть достигнута только при ускорении времени решения задач, участвующих в процессе расчёта матрицы чувствительности и может быть ещё улучшена при изменении конфигурации системы. Мы должны улучшать результаты, чтобы приблизить их к показателям реальной энергосистемы. Поэтому дальнейшие исследования будут сосредоточены на повышении точности расчёта EQR и реализации предлагаемой методологии для контроля резерва в реальном времени.

Регулирование напряжения изменением реактивной мощности

Сущность регулирования напряжения за счет воздействия на потоки реактивной мощности по элементам электрической сети заключается в том, что при изменении реактивной мощности изменяются потери напряжения в реактивных Сопротивлениях. Так, для схемы сети, приведенной на рис. 1, связь между напряжениями начала U1, и конца U2 можно записать в виде:

Рис. 1 Схема сети с компенсирующим устройством

В отличие от активной мощности, реактивную мощность в узлах сети можно изменять путем установки в них устройств поперечной компенсации, т. е. компенсирующих устройств (КУ), подключенных параллельно нагрузке. В качестве таких компенсирующих реактивную мощность устройств могут служить батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы, шунтирующие и управляемые реакторы, статические тиристорные компенсаторы. К таким устройствам могут быть также отнесены генераторы местных электростанций, подключенных к системе передачи и распределения электроэнергии, синхронные электродвигатели, фильтры высших гармоник. Часть из указанных компенсирующих устройств может только выдавать в сеть реактивную мощность, некоторые — только потреблять из сети реактивную мощность (шунтирующие и управляемые реакторы). Наиболее ценными для регулирования напряжения являются устройства, обладающие способностями в зависимости от режима сети как генерировать, так и поглощать реактивную мощность (синхронные компенсаторы, статические тиристорные компенсаторы).

Компенсирующие устройства могут быть нерегулируемыми и регулируемыми. При включении нерегулируемого компенсирующего устройства в сети создается постоянная добавка потери напряжения (отрицательная или положительная). Если же компенсирующее устройство позволяет изменить свою мощность в зависимости от режима сети, то добавка потери напряжения, как это следует из формулы (1), оказывается переменной, в результате чего появляется возможность регулировать напряжение. Так, в схеме сети, приведенной на рис. 1, при изменении компенсирующим устройством мощности QK от выдачи (знак «минус» в формуле (1) перед QK) до потребления (знак «плюс» перед QK) будет изменяться потеря напряжения, что при неизменном напряжении U1 = const приведет также к изменению напряжения U2 в конце сети, т. е. будет обеспечено регулирование напряжения.

Как следует из формулы (1), эффективность регулирования напряжения с помощью поперечных компенсирующих устройств повышается в сетях с относительно большими» реактивными сопротивлениями по сравнению с активными, например, в воздушных сетях по сравнению с кабельными. При этом наибольший эффект достигается при установке компенсирующих устройств в наиболее удаленных от центров литания узлах нагрузки.

С помощью поперечного компенсирующего устройства можно создать режим, в котором напряжение в конце сети окажется больше напряжения в начале (U2 > U1). Это произойдет тогда, когда потеря напряжения в формуле (1) станет отрицательной:

Отсюда мощность компенсирующего устройства для такого режима

Физическую сущность регулирования напряжения с помощью поперечных компенсирующих устройств дополнительно поясним на векторных диаграммах. Для этого связь между напряжением U1 и U2 запишем через падение напряжения:

При установке компенсирующего устройства, выдающего реактивную мощность,

Для случая, когда генерируемая мощность компенсирующего устройства полностью компенсирует реактивную нагрузку потребителей (QK = Q2)

На рис. 2, а показана векторная диаграмма напряжений без компенсирующего устройства и с компенсирующим устройством при QK ∆ Ua-падения напряжения от передачи активной мощности, a ∆ Up— реактивной мощности без компенсирующего устройства. Из диаграммы видно, что при установке компенсирующего устройства значение ∆ Ua не изменяется, а вектор ∆ Up занимает положение ∆ Up.k. В результате исходный вектор напряжения ∆ U1 в начале линии уменьшается по модулю и становится равным ∆ U1k. Таким образом, для получения заданного напряжения U2 за счет установки компенсирующего устройства потребуется меньшее напряжение ∆ U1 в результате снижения падения напряжения.

На рис. 2, б показан случай, когда полностью скомпенсирована реактивная мощность потребителей (QK = Q2), в результате чего падение напряжения ∆ Up.k от передачи реактивной мощности полностью отсутствует (формула (5). И, наконец, на рис. 2, в показан исходный режим без компенсирующего устройства и режим, когда мощность компенсирующего устройства QK > Q2 и удовлетворяет условию (2). В этом случае падение напряжения в активном и реактивном сопротивлениях изменяет знак, а напряжение U2 становится больше U1k.

Компенсирующие устройства поперечной компенсации оказывают комплексное положительное влияние на режим электрических сетей. Кроме возможности регулирования напряжения, они позволяют снизить потери активной мощности и электроэнергии за счет разгрузки элементов сети от реактивной мощности и соответственно снижения рабочих токов. В ряде случаев, когда передаваемая активная мощность ограничивается допустимым током по нагреванию или допустимой потерей напряжения, за счет разгрузки сети от реактивной мощности можно увеличить пропускную активную мощность. Поэтому в общем случае вопросы выбора мощности и мест установки компенсирующих устройств должны решаться комплексно. Здесь же, однако, рассмотрим подход к выбору мощности компенсирующего устройства по условию регулирования напряжения [3,16, 24].

Пусть при U1=const напряжение U2 по каким то причинам не удовлетворяет потребителей (рис. 1), и его надо повысить до U с помощью выбора соответствующей мощности компенсирующего устройства, устанавливаемого в конце сети При расчете в общем случае следует учесть, что при повышении напряжения U2 до U произойдет изменение потребляемых нагрузок P2 и Q2 до P и U в соответствии с их статическими характеристиками P2=f(U2) и Q2=f(U2). Этот фактор может не учитываться в том случае, если нагрузка подключена на вторичной стороне трансформатора, имеющего устройство РПН, которое позволяет сохранить напряжение на шинах низшего напряжения неизменным.

До и после установки компенсирующего устройства мощностью QK связь между напряжениями начала и конца сети можно соответственно представить в виде:

Каждый электрик должен знать:  Испытание кабельных линий повышенным напряжением

Приравнивая правые части данных уравнений вследствие условия U1=const, найдем мощность компенсирующего устройства

Здесь мощности P2, Q2, P, Q находятся по соответствующим статическим характеристикам

Если в качестве компенсирующего устройства выступает батарея конденсаторов, то ее мощность зависит от подводимого напряжения:

где Qб.н номинальная мощность батареи конденсаторов при номинальном напряжении Uб.н

С учетом этой зависимости номинальная мощность батареи конденсаторов для изменения напряжения U2 до U должна быть равна

Рис. 2. Векторные диаграммы напряжений при выдаче реактивной мощности компенсирующим устройством: а — при QK Q2 и U2 > U, С

В случае неучета статических характеристик нагрузки P=P2 и Q=Q2. Тогда необходимая мощность компенсирующего устройства из формулы (6) получается в виде:

Для компенсирующего устройства в виде батареи конденсаторов из формулы (7) соответственно получим:

Лекция 28. Компенсация реактивной мощности

Вопрос о компенсации реактивной мощности является одним из основных вопросов, решаемых как на стадии проектиро­вания, так и на стадии эксплуатации систем промышленного электро­снабжения, и вклю­чает выбор целесообразных источников, расчет и регулирование их мощности, размещение источников в системе электроснабжения.

Перед тем как рассмотреть вопрос о компенсации реактивной мощности необходимо повторить понятия и термины тесно связанные с данной темой. Вспомним, что полной мощностью называется та максимальная активная мощность, которая может быть получена в цепи при данных действительных значениях напряжения и тока: S=U·I.

В свою очередь активная мощность определяет совершаемую работу или передаваемую энергию. Любая электротехническая установка рассчитывается на полную мощность. Однако из-за наличия угла сдвига фаз между полным напряжением и током φ она используется не полностью. Таким образом, угол φ имеет важное значение, т.к. определяет значения активной и реактивной мощности при данных значениях тока и напряжения:

Р=UIcosφ, Q=UIsin φ. (26.1)


Полная и реактивная мощности не определяют ни совершаемой работы, ни передаваемой энергии. Тем не менее, в электротехнике реактивной мощности приписывают аналогичный смысл, рассматривая ее как мощность отдачи, получения или передачи некоторой величины, которую условно называют реактивной энергией

Хотя за счет реактивной энергии и не совершается работа, без нее невозможна работа любого электротехнического устройства, в котором создается магнитное поле (двигатель, трансформатор).

Для реактивной мощности приняты такие понятия, как потребление, генерация, передача, потери, баланс. Считается, что если ток отстает по фазе от напряжения (индуктивный характер нагрузки), то реактивная мощ­ность потребляется и имеет положительный знак, а если ток опережает напряжение (емкостный характер нагрузки), то реактивная мощность ге­нерируется и имеет отрицательное значение. С точки зрения генерации и потребления между реактивной и активной мощностью существуют зна­чительные различия. Если большая часть активной мощности потребляется приемниками и лишь незначительная теряется в элементах сети и электрооборудования, то потери реактивной мощности в элементах сети могут быть соизмеримы с реактивной мощностью, потребляемой прием­никами электроэнергии. Активная мощность генерируется электростанция­ми, а реактивная — генераторами электростанций, синхронными компенса­торами, синхронными двигателями, батареями конденсаторов, тиристорными источниками реактивной мощности и линиями.

Концентрация производства реактивной мощности во многих случаях экономически нецелесообразна по следующим причинам.

1. При передаче значительной реактивной мощности возникают до­полнительные потери активной мощности и электроэнергии во всех эле­ментах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактив­ной мощностью. Так, при передаче активной Р и реактивной Q мощ­ностей через элемент системы электроснабжения с сопротивлением R по­тери активной мощности составят

Дополнительные потери активной мощности ∆РР, вызванные протека­нием реактивной мощности Q, пропорциональны ее квадрату. Поэтому во многих случаях передача значительной реактивной мощности от генера­торов электростанций к потребителям нецелесообразна, несмотря на низкие удельные затраты, связанные с ее генерацией.

2. Возникают дополнительные потери напряжения, которые особенно существенны в сетях районного значения. Например, при передаче мощ­ностей Р и Q через элемент системы электроснабжения с активным сопротивлением R и реактивным X потери напряжения составят

где ∆Uа — потери напряжения, обусловленные активной мощностью; ∆Uр — потери напряжения, обусловленные реактивной мощностью.

С влиянием реактивной мощности, передаваемой по элементам сети, на напряжение тесно связано понятие баланса реактивной мощности. Под балансом реактивной мощности понимают равенство генерируемой и потребляемой мощностей при допустимых отклонениях напряжения у прием­ников электроэнергии.

3. Загрузка реактивной мощностью систем промышленного электроснаб­жения и трансформаторов уменьшает их пропускную способность и тре­бует увеличения сечений проводов воздушных и кабельных линий, увеличения номинальной мощности или числа трансформаторов подстанций и т. п.

Основными потребителями реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели (60 — 65 % общего потреб­ления), трансформаторы (20—25 %), вентильные преобразователи, реакторы, воздушные электрические сети и прочие приемники (10%).

До недавнего времени основным нормативным показателем, характе­ризующим реактивную мощность, был коэффициент мощности cosφ = P/S. На вводах, питающих промышленное предприятие, средневзвешенное значение этого коэффициента должно было находиться в пределах 0,92 — 0,95. Однако выбор соотношения P/S в качестве нормативного не дает четкого представления о динамике изменения реального значения реактивной мощности. Например, при изменении коэффициента мощности от 0,95 до 0,94 реактивная мощность изменяется на 10%, а при изменении этого же коэффициента от 0,99 до 0,98 приращение реактивной мощности составляет уже 42 %.

При расчетах удобнее оперировать соотношением Крм = Q/P = tgφ, которое называют коэффициентом реактивной мощности.

Способы компенсации реактивной мощности

Для компенсации реактивной мощности, потребляемой электроустанов­ками промышленного предприятия, используют генераторы электростанций синхронные двигатели, а также дополнительно устанавливаемые ком­пенсирующие устройства — синхронные компенсаторы, батареи конденса­торов и специальные статические источники реактивной мощности. .

Синхронные компенсаторы представляют собой синхрон­ные двигатели облегченной конструкции без нагрузки на валу. Они могут ра­ботать как в режиме генерирования реактивной мощности (при возбуждении ком­пенсатора), так и в режиме ее потребления (при недовозбуждении).

К достоинствам синхронных компенсаторов как источников реактивной мощности относятся: положительный регулирующий эффект, заключающийся в том, то при уменьшении напряжения в сети генерируемая мощность компенсатора величивается; возможность плавного и автоматического регулирования генериру­емой реактивной мощности, что повышает устойчивость режимов работы системы, улучшает режимные параметры сети; достаточная термическая и электродинамическая стойкость обмоток компенсаторов во время КЗ: возможность восстановления поврежденных СК путем проведения ремонтных работ.

К недостаткам СК относятся удорожание и усложнение эксплуатации (по сравнению, например, с БСК) и значительный шум во время работы. Потери активной мощности в СК при их полной загрузке довольно значительны и в зависимости от номинальной мощности находятся в пределах 0,011-0,03 кВт/квар.

Синхронные двигатели, применяемые для электропривода, в основном из­готовляют с коэффициентом мощности 0,9 при опережающем токе. Они явля­ются эффективным средством компенсации реактивной мощности. Наибольший верхний предел возбуждения синхронного двигателя определяется допустимой температурой обмотки ротора с выдержкой времени, достаточной для форсировки возбуждения при кратковременных снижениях напряжения. Максимальное значение реактивной мощности зависит от загрузки двигателя активной мощностью, подводимого напряжения и технических данных двигателя.

Конденсаторы — специальные емкости, предназначенные для выработки реактив­ной мощности. По своему действию они эквивалентны перевозбужденному син­хронному компенсатору и могут работать лишь как генераторы реактивной мощности. Конденсаторы изготовляют на номинальные напряжения 660 В и ниже мощностью 12,5 — 50 квар в трех- и однофазном исполнениях, а на 1050 В и выше мощностью 25 —100 квар — в однофазном исполнении. Из таких элементов собирают батареи конденсаторов требуемой мощности, которые могут быть раз­делены на секции. Схема батареи конденсаторов определяется техническими дан­ными конденсаторов и режимом работы в системе электроснабжения.

Конденсаторы по сравнению с другими источниками реактивной мощно­сти обладают следующими преимуще­ствами:

1)малыми потерями активной мощности (0,0025-0,005 кВт/квар);

2)простотой эксплуатации (ввиду отсутствия вращающихся и трущихся частей);

3)простотой производства монтажных работ (малая масса, отсутствие фундаметов);

4)возможностью установки конден­саторов в любом сухом помещении.

К недостаткам конденсаторов следует отнести:

1) зависимость генерируемой реактивной мощности от напряжения

2) чувствительность к искажениям питающего напряжения;

3) недостаточную прочность, особенно при КЗ и перенапряжениях.

В сетях до 1000 В устанавливают только БСК. В сетях выше 1000 В устанавливают как БС так и СМ, для этого производят ТЭР

Установки конденсаторов бывают индивидуальные, групповые и централизо­ванные. Индивидуальные установки чаще применяют на напряжениях до 660 В. В этих случаях конденсаторы присоединяют наглухо к зажимам приемника. Такой вид установки компенсирующих устройств обладает существенным не­достатком — плохим использованием конденсаторов, так как с отключением при­емника отключается и компенсирующая установка. При групповой установке кон­денсаторы присоединяют к распределительным пунктам сети. При этом исполь­зование установленной мощности конденсаторов несколько увеличивается. При централизованной установке батареи конденсаторов присоединяют на стороне выс­шего напряжения трансформаторной подстанции промышленного предприятия.

Появление мощных приемников с резкопеременной нагрузкой (главные при­воды непрерывных и обжимных прокатных станов, дуговые сталеплавильные печи и т. п.) привело к необходимости создания принципиально новых источников реактивной мощности — статических компенсирующих устройств.

Набросы реактивной мощности, сопровождающие работу этих приемников, вы­зывают значительные изменения питающего напряжения. Кроме того, эти при­емники как нелинейные элементы в системе электроснабжения вызывают допол­нительные искажения токов и напряжений. Поэтому к компенсирующим устрой­ствам предъявляют следующие требования:

высокое быстродействие изменения реактивной мощности;

достаточный диапазон регулирования реактивной мощности;

возможность регулирования и потребления реактивной мощности;

минимальные искажения питающего напряжения.

Основными элементами статических компенсирующих устройств являются конденсатор и дроссель — накопители электромагнитной энергии и вентили (ти­ристоры), обеспечивающие ее быстрое преобразование.

На рис. 26.1 приведены некоторые варианты статических компенсирующих устройств; они содержат фильтры высших гармоник (генерирующая часть) и ре­гулируемый дроссель в различных исполнениях.

Рис.26.1 — Статические компенсирующие устройства

Таким образом, задачей компенсации реактивной мощности является проведение мероприятий, при осуществлении которых:

– расчетная мощность, потребляемая из сети питания, была бы оптимальной;

– обеспечивался баланс реактивной мощности в режиме максимальных и минимальных нагрузок при минимуме затрат на производство и передачу полной мощности.

Основной принцип компенсации Q состоит в том, чтобы для ЭП требующих для своей работы Q не брать реактивную мощность от системы, а вырабатывать её на предприятии при помощи специальных устройств, участвующих в технологическом процессе.

Идеальный случай: φ=0, Р=мах, т.к. сosφ=1, Q=0.

Q – мощность обмена между потребителем и источником. Необходимо уменьшать φ до 0.

Цель компенсации Q сводится к определению (расчету) средств компенсации для оптимального снижения перетока Q.

Оплата реактивной мощности

Законодательство в области электроэнергетики предусматривает довольно внушительный набор упоминаний о необходимости оплаты потребителю в адрес сетевой организации реактивной мощности, однако, фактически, такая оплата в настоящее время не осуществляется. Давайте разберемся почему так происходит.

Известный всем еще со школьной скамьи треугольник мощностей, творчески переработанный в иллюстрации к данной статье, говорит о том, что полная мощность состоит из активной мощности, то есть идущей на полезную работу, а также реактивной мощности, которая, соответственно, на полезную работу не идет.

По сути, реактивная мощность — это потери. Чем больше реактивная мощность, тем больше сетевая организация должна передать энергии, чтобы электроустановки потребителя выполнили полезную работу.

По логике потребитель должен либо компенсировать сетевой организации затраты на передачу «лишней» мощности, либо устанавливать у себя компенсаторы реактивной мощности, которые стоят совсем не дешево.

Законодательство на первый взгляд здесь на стороне сетевой организации.

  • При необходимости потребитель обязан установить оборудование, обеспечивающие регулирование реактивной мощности.
  • Потребитель обязан поддерживать на границе балансовой принадлежности значения показателей качества электрической энергии, в том числе соблюдать значения соотношения потребления активной и реактивной мощности, определяемые для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств).
  • Сетевая организация обязана определять значения соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств. Правила определения установлены соответствующим приказом Минэнерго РФ.
  • Если сетевая организация выявляет нарушение потребителем соотношения активной и реактивной мощности, далее:
    • Составляется акт.
    • Потребитель уведомляет о сроке в течение которого он установит компенсаторы реактивной мощности.
    • Если уведомления от потребителя нет, либо в установленные сроки (не более 6 месяцев) компенсаторы не установлены, в отношении потребителя применяется повышающий коэффициент к тарифу на услуги по передаче электроэнергии.

Размер повышающего коэффициента устанавливается в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

При технологическом присоединении в технических условиях для заявителей сетевая организация указывает требования к устройствам контроля и учета качества электроэнергии, к том числе соотношению активной и реактивной мощности.

  • Обязанность потребителя по обеспечению функционирования компенсации реактивной мощности является существенным условием договора энергоснабжения.
  • Потребитель обязан поддерживать на границе балансовой принадлежности значения показателей качества электрической энергии соблюдать значения соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств.

Почему же при столь детальной проработке вопроса об обязанностях потребителя по поддержанию соотношения активной и реактивной мощности и оплате сетевой организации услуг по передаче с повышающим коэффициентом при нарушении данного соотношения, в настоящее время потребители фактически не доплачивают за реактивную мощность?

То есть, для потребителей, не имеющих договор оказания услуг по передаче электроэнергии с ПАО «ФСК ЕЭС» зафиксировать нарушение соотношения активной и реактивной мощности можно, а вот наказать за это нельзя.

В результате в распределительных сетях контроль реактивной мощности осуществляется только на этапе технологического присоединения, где сетевая организация может включить установку компенсаторов реактивной мощности в технические условия.

Способы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения

Реактивной мощностью называется та доля полной мощности, которая идет на поддержание электромагнитных процессов в нагрузках, имеющих индуктивную и емкостную реактивные составляющие.

Реактивная мощность сама по себе не расходуется на выполнение какой-либо полезной работы, в отличие от активной мощности, однако наличие в проводах реактивных токов приводит к их нагреву, то есть к потерям мощности в форме тепла, что вынуждает поставщика электроэнергии все время подавать потребителю повышенную полную мощность. А между тем, в соответствии с приказом Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации №267 от 4 октября 2005 года, реактивная мощность отнесена к техническим потерям в электрических сетях.

Но электромагнитные поля всегда возникают в нормальных режимах работы огромного числа разновидностей электрического оборудования: люминесцентных ламп, электродвигателей различного назначения, индукционных установок и т. д. — все подобные нагрузки не только потребляют из сети полезную активную мощность, но и являются причинами появления реактивной мощности в протяженных цепях.

И хотя без реактивной мощности многие потребители, содержащие ощутимые индуктивные составляющие, не смогли бы работать в принципе, поскольку им необходима реактивная мощность, как часть полной мощности, реактивная мощность зачастую фигурирует как вредная чрезмерная нагрузка по отношению к электрическим сетям.

Вред от реактивной мощности без компенсации

В общем и целом, когда объем реактивной мощности в сети становится значительным, понижается напряжение в сети, такое положение дел весьма характерно для энергосистем с дефицитом активной составляющей, — там всегда напряжение в сети ниже номинала. И тогда недостающая активная мощность поступает из соседних энергосистем, в которых на данный момент генерируется чрезмерное количество электроэнергии.

Но такие системы, которые всегда требуют пополнений за счет соседей, всегда получаются в итоге неэффективными, а ведь их можно легко превратить в эффективные, достаточно создать условия для генерации реактивной мощности прямо на месте, в специально приспособленных компенсирующих устройствах, подобранных для активно-реактивных нагрузок данной энергосистемы.

Дело в том, что реактивную мощность не обязательно генерировать на электростанции генератором, вместо этого ее можно получать в компенсирующей установке (в конденсаторе, синхронном компенсаторе, в статическом источнике реактивной мощности), расположенной на подстанции.

Компенсация реактивной мощности сегодня является не только ответом на вопросы об энергосбережении и о способе оптимизации нагрузок на сеть, но и ценным инструментом влияния на экономику предприятий. Ведь конечная стоимость любой производимой продукции формируется не в последнюю очередь из расходуемой электроэнергии, которая будучи снижена — уменьшит себестоимость продукции. К такому выводу пришли аудиторы и специалисты по энергоресурсам, что побудило многие компании прибегнуть к расчету и установке систем компенсации реактивной мощности.

Для компенсации реактивной мощности индуктивной нагрузки — подбирают определенной емкости конденсатор, в итоге потребляемая непосредственно от сети реактивная мощность снижается, она потребляется теперь от конденсатора. Другими словами, коэффициент мощности потребителя (с конденсатором) повышается.

Активные потери теперь становятся не более 500 мВт на 1 кВар, при этом движущиеся части у установок отсутствуют, шума нет, а эксплуатационные затраты мизерны. Установить конденсаторы можно в принципе в любой точке электросети, а мощность компенсации подбирается индивидуально. Установка производится в металлических шкафах или в настольном исполнении.

Способы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения

В зависимости от схемы подключения конденсаторов к потребителю, есть несколько видов компенсации: индивидуальная, групповая и централизованная.

При индивидуальной компенсации конденсаторы (конденсатор) подключаются прямо к месту возникновения реактивной мощности, то есть свой конденсатор(ы) — к асинхронному двигателю, отдельный — к газоразрядной лампе, индивидуальный — к сварочному аппарату, личный конденсатор — для индукционной печи, для трансформатора и т.д. Здесь от реактивных токов разгружаются подводящие провода к каждому конкретному потребителю.

Групповая компенсация подразумевает подключение одного общего конденсатора или общей группы конденсаторов сразу к нескольким потребителям со значительными индуктивными составляющими. В этом случае постоянная одновременная работа нескольких потребителей сопряжена с циркуляцией общей реактивной энергии между потребителями и конденсаторами. Линия подводящая электроэнергию к группе потребителей окажется разгружена.

Централизованная компенсация предполагает установку конденсаторов с регулятором в главном или групповом распределительном щите. Регулятор оценивает в режиме реального времени текущее потребление реактивной мощности, и оперативно подключает и отключает необходимое количество конденсаторов. В итоге потребляемая от сети суммарная мощность всегда сводится к минимуму в соответствии с мгновенной величиной требуемой реактивной мощности.

Каждая установка компенсации реактивной мощности включает в себя несколько ветвей конденсаторов, несколько ступеней, которые формируются индивидуально для той или иной электросети, в зависимости от предполагаемых потребителей реактивной мощности. Типичные размеры ступеней: 5; 10; 20; 30; 50; 7,5; 12,5; 25 кВар.

Для получения больших ступеней (100 и более кВар) — объединяют параллельно несколько небольших. В результате нагрузки на сети снижаются, токи включения и сопровождающие их помехи уменьшаются. В сетях с большим количеством высших гармоник сетевого напряжения, конденсаторы компенсирующих установок защищают дросселями.

Выгоды от компенсации реактивной мощности

Автоматические компенсирующие установки дают ряд преимуществ оборудованной ими сети:

снижают загрузку трансформаторов;

упрощают требования к сечению проводов; позволяют больше нагрузить электрические сети, чем это было возможно без компенсации;

устраняют причины для снижения напряжения сети, даже если потребитель присоединен протяженными проводами;

повышают КПД мобильных генераторов на жидком топливе;

ГЛАВА 8 ВЗАИМООТНОШЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ С ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИМИ ОРГАНИЗАЦИЯМИ

ВЗАИМООТНОШЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ С ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИМИ ОРГАНИЗАЦИЯМИ

Взаимоотношения между потребителями электрической энергии и энергоснабжающими организациями регламентируются и регулируются законодательными, правовыми и подзаконными актами, а также ведомственными нормами и правилами, не вступающими в противоречие с законодательными и правовыми актами.

Незнание этих законодательных и правовых документов или неумение ими пользоваться приводит к разногласиям между потребителями и энергоснабжающими организациями, росту числу споров в арбитражных судах, незаконным штрафным санкциям со стороны энергоснабжающих организаций, вплоть до ограничений в подаче электроэнергии, и другим нежелательным последствиям для потребителя электроэнергии.

Одним из основных правовых актов, определяющим взаимоотношения между потребителями электрической энергии и ее продавцами (поставщиками), является Гражданский кодекс РФ, ч. 2, § 6 «Энергосбережение», которым определяется базовый документ во взаимоотношениях обеих сторон – договор энергоснабжения.

Нельзя согласиться с теми энергоснабжающими организациями, которые при заключении договора энергоснабжения дают ему произвольные названия, не соответствующие названию, указанному в ГК РФ, как, например, «Договор на поставку и потребление электрической энергии», «Договор электроснабжения», «Договор на отпуск и пользование электрической энергией» и др.

Основой содержания договора энергоснабжения, так называемым «Предметом договора», является, с одной стороны, обязанность энергоснабжающей организации подавать абоненту (потребителю) через присоединенную сеть энергию и, с другой стороны, обязанность абонента оплачивать принятую энергию, а также соблюдать предусмотренный договором режим ее потребления, обеспечивать безопасность эксплуатации находящихся в его ведении энергетических сетей и исправность используемых им приборов и оборудования, связанных с потреблением энергии.

Отсюда следует вывод о том, что взаимоотношения между абонентом (потребителем) энергии и ее поставщиком (энергоснабжающей организацией) могут поддерживаться лишь при обеспечении учета энергии и требуемого по нормам и правилам технического состояния приемников энергии, присоединенных к сети энергоснабжающей организации.

Согласно ст. 428 ГК РФ договор энергоснабжения относится к публичным договорам, а согласно ст. 454 ГК РФ он является отдельным видом договора купли-продажи, по которому одна сторона (продавец) обязуется передать товар, а покупатель – принять этот товар и уплатить за него цену.

Публичным признается договор, заключенный коммерческой (в нашем примере – энергоснабжающей) организацией и устанавливающий ее обязанности по продаже товаров (в нашем примере – электрической энергии), выполнению работ или оказанию услуг, которые такая организация по характеру своей деятельности должна осуществлять в отношении каждого, кто к ней обратится (услуги связи, энергоснабжение и т. д.).

Важным для потребителя электрической энергии в данной ст. 426 (п. 3) является то, что отказ энергоснабжающей организации от заключения публичного договора при наличии возможности предоставить потребителю электрическую энергию не допускается.

К сожалению, до сих пор отсутствует единая форма типового договора энергоснабжения. Однако следует знать, что согласно ГК РФ (п. 1 ст. 422) договор должен соответствовать обязательным для сторон правилам, установленным законом, или правовым актам (императивным нормам), действующим на момент его заключения.

Каждый регион, а иногда даже отдельная энергоснабжающая организация разрабатывает и пользуется своими формами таких договоров, часто навязывая абонентам (потребителям электроэнергии) неблагоприятные коммерческие условия.

Согласно Методическим рекомендациям по регулированию отношений между энергоснабжающей организацией и потребителями, утвержденным Минэнерго России и согласованным с Федеральной энергетической комиссией РФ [2], в договор энергоснабжения, помимо «Предмета договора», целесообразно включить следующие важные условия:

объем потребления электрической энергии и значение присоединенной мощности;

режимы потребления электроэнергии, значения мощности в часы максимума нагрузки энергосистемы;

значения показателей качества электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-97;

порядок учета потребления электрической энергии и присоединенной мощности, условия потребления и генерации реактивной мощности и (или) энергии и ответственность за качество электрической энергии;


порядок обеспечения и пересмотра договорных значений электроэнергии;

меры по поддержанию устойчивой работы энергосистемы, порядок введения ограничений и отключений при дефиците электрической энергии и мощности в энергосистеме;

порядок расчетов за электрическую энергию, который в соответствии с ГК РФ (п. 2 ст. 544) определяется законом, иными правовыми актами или соглашением сторон. Порядок расчетов за электрическую, тепловую энергию и природный газ утвержден постановлением правительства РФ от 04.04.00 № 294.

В договоре должны быть указаны в обязательном порядке общепринятые при заключении договоров данные, в том числе:

полное наименование обеих сторон (потребителя электрической энергии и энергоснабжающей организации);

место и дата заключения договора;

значения разрешенной и установленной (присоединенной) мощностей потребителя;

наименование и номера источников питания абонента (РП, ТП и т. д.) и номера питающих вводов;

реквизиты (почтовые и банковские) обеих сторон;

срок действия договора и порядок его пролонгации;

подписи ответственных лиц (как правило, руководителей), заверенные печатями.

К договору энергоснабжения необходимо приложить следующие материалы, являющиеся его неотъемлемой частью:

акт разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности электроустановок и сооружений;

объем поставки электрической энергии и потребность в ней помесячно и за расчетный период (обычно год);

сведения о расчетных приборах учета электроэнергии, местах их установки и применяемых тарифах на электрическую энергию;

сведения о компенсирующих устройствах;

данные о субабонентах, присоединенных (только с согласия энергоснабжающей организации) к сети абонента;

акт аварийной и технологической брони электроснабжения;

перечень электроустановок, использующих электрическую энергию с целью отопления и горячего водоснабжения;

расчет потерь электроэнергии в питающем трансформаторе.

Количество передаваемой потребителю электроэнергии, которое энергоснабжающая организация обязана обеспечить, определяется на основании обоснованных заявок абонента в ее потребности и прилагается к договору. Это количество должно соответствовать фактическому потреблению электроэнергии по данным расчетных приборов ее учета.

Однако в договоре можно предусмотреть право потребителя изменять количество получаемой им энергии, указанной в договоре энергоснабжения, при условии возмещения потребителей расходов, которые понесла энергоснабжающая организация при подаче энергии в количестве, не обусловленном в договоре.

Энергоснабжающая организация несет ответственность за соответствующее показателям ГОСТ 13109-97 [17] качество передаваемой электроэнергии, и в случае нарушения этого требования, предусмотренного в ГК РФ, абонент вправе отказаться от оплаты такой электроэнергии.

При этом на основании п. 2 ст. 1105 ГК РФ энергоснабжающая организация вправе потребовать от потребителя возмещения стоимости того, что потребитель без основания сберег вследствие использования энергии ненадлежащего качества.

В обязанности абонента (и в его интересах) входит обеспечение надлежащего технического состояния и безопасности эксплуатируемых электрических сетей, приборов и оборудования, а также соблюдение режимов потребления электроэнергии.

При возникновении аварийных ситуаций и пожарах в электросетях, неисправностях и отказах в работе расчетных приборов учета электроэнергии и других нарушениях при использовании электроэнергии абонент обязан немедленно информировать об этом энергоснабжающую организацию.

Электроэнергия – товар, энергоснабжающая организация – продавец, а абонент – ее покупатель, поэтому ни один из договоров энергоснабжения не может быть оформлен без указания о порядке расчетов за электроэнергию и ее тарификации.

Обе стороны – участники договора должны определиться в одном из наиболее важных моментов, отражающих весь последующий порядок и систему расчетов, а именно: по какому тарифу (одноставочному -за потребленные киловатт-часы электроэнергии или двухставочному, состоящему из основной ставки за каждый 1 кВт присоединенной мощности и дополнительной – за те же потребленные киловатт-часы электроэнергии) будет определяться расчет за электроэнергию и расчетные взаимоотношения между обеими сторонами – участниками договора.

Каждый электрик должен знать:  Чем отличается лампа ДРВ от ДРЛ

Выше было упомянуто, что порядок расчетов за электроэнергию определяется законом, правовыми и подзаконными актами (например, [18]) или соглашением обеих сторон, ставшим юридически закрепленным договором.

При этом важно знать, в каких случаях та или иная сторона может в одностороннем порядке отказаться от исполнения договора.

Энергоснабжающая сторона вправе отказаться от исполнения договора в одностороннем порядке, за исключением случаев, установленных законом или иными правовыми актами, в следующих существенных случаях (см. п. 3 ст. 523 ГК РФ):

неоднократное нарушение сроков оплаты электроэнергии;

неоднократный недобор абонентом договорного объема электроэнергии.

Потребитель (абонент) имеет такое же право (п. 2 ст. 523 ГК РФ) в случаях:

поставки электроэнергии ненадлежащего качества с недостатками, которые не могут быть устранены в приемлемый для потребителя срок;

неоднократного нарушения сроков поставки, в данном случае при нарушении бесперебойного электроснабжения.

Потребителю нередко приходится сталкиваться с нежелательной ситуацией, когда инспектор Ростехнадзора или представитель энергоснабжающей организации (Энергосбыта) в своих предписаниях угрожают прекращением подачи электрической энергии. Во многих случаях такая угроза противоречит законодательству, в частности Гражданскому кодексу (пп. 2 и 3 ст. 546).

Необходимо знать, что перерыв в подаче, прекращение или ограничение подачи энергии допускается по соглашению сторон, за исключением случаев, когда удостоверенное органом Ростехнадзора неудовлетворительное состояние энергетических объектов абонента угрожает аварией или создает угрозу жизни и безопасности граждан. О перерыве в подаче, прекращении или об ограничении подачи энергии энергоснабжающая организация должна предупредить абонента.

Перерыв в подаче, прекращение или ограничение подачи энергии без согласования с абонентом и без соответствующего предупреждения допускаются лишь в случае необходимости принять неотложные меры по предотвращению или ликвидации аварии в системе энергоснабжающей организации при условии немедленного уведомления абонента об этом.

Имеется немало примеров, когда при неисполнении или ненадлежащем исполнении обязательств по договору энергоснабжения (например, нарушен пункт договора о соблюдении установленного значения присоединенной мощности в часы максимума нагрузки энергосистемы) стороне, нарушившей обязательство, т. е. абоненту, энергоснабжающая организация, вместо того чтобы обязать возместить причиненный этим реальный ущерб (п. 2 ст. 15 ГК РФ), предъявляет абоненту штрафные санкции, что является противозаконным действием.

Если же энергоснабжающая организация допустила перерыв в подаче энергии абоненту, то она несет ответственность за неисполнение или ненадлежащее исполнение договорных обязательств при наличии ее вины (п. 2 ст. 547 ГК РФ).

Рассмотрим конкретный пример из практики разрешения споров, связанных с договором энергоснабжения (Информационное письмо от 17.02.98 № 30 Президиума Высшего Арбитражного суда РФ).

Акционерное общество обратилось в Арбитражный суд с иском к энергоснабжающей организации о взыскании ущерба, причиненного истцу в результате перерыва в подаче электроэнергии без соответствующего предупреждения.

Арбитражный суд в удовлетворении исковых требований отказал, сославшись на то, что перерыв в подаче электроэнергии был связан с невыполнением потребителем предписания Госэнергонадзора об устранении недостатков в электроустановках.

Кассационная инстанция решение суда первой инстанции отменила, исковые требования удовлетворила по следующим основаниям.

В соответствии с п. 2 ст. 546 ГК РФ перерыв в подаче энергии допускается по соглашению сторон.

В одностороннем порядке энергоснабжающая организация вправе произвести перерыв в подаче энергии в случае, когда удостоверенное органом Ростехнадзора неудовлетворительное состояние энергетических установок абонента угрожает аварией или создает угрозу жизни и безопасности граждан.

Осуществление указанных действий энергоснабжающей организацией возможно после предупреждения об этом абонента.

Без предупреждения потребителя перерыв в подаче энергии допускается только при необходимости принять неотложные меры по предотвращению или ликвидации аварии в системе энергоснабжающей организации (п. 3 ст. 546 ГК РФ).

Поскольку перерыв в подаче энергии не был связан с принятием мер по предотвращению или ликвидации аварии, энергоснабжающая организация не вправе была прерывать подачу энергии без предупреждения абонента.

В таких случаях действия энергоснабжающей организации рассматриваются как ненадлежащее исполнение ею обязательств по договору энергоснабжения и влекут за собой ответственность, установленную ст. 547 ГК РФ.

Немало споров между обеими сторонами связано с тарифами на электрическую и тепловую энергию.

Покажем на конкретном примере один из таких характерных случаев из практики разрешения споров в Арбитражных судах, связанных с договором энергоснабжения.

Муниципальное предприятие обратилось в Арбитражный суд с иском к потребителю о взыскании стоимости отпущенной в соответствии с договором энергоснабжения тепловой энергии (полная аналогия с электрической энергией). Факт потребления тепловой энергии подтвержден актом сверки расчетов, подписанным представителями истца и ответчика.

Арбитражный суд удовлетворил исковые требования полностью.

Ответчик в апелляционной жалобе указал, что суд необоснованно применил тарифы на тепловую энергию, установленные органами местного самоуправления. По его мнению, следовало применить тариф, установленный региональной энергетической комиссией.

Апелляционная инстанция оставила решение суда первой инстанции без изменения, а жалобу – без удовлетворения по следующим основаниям.

Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» к органам государственного регулирования тарифов отнесены органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации -региональные энергетические комиссии.

Согласно ст. 5 указанного Закона органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации определяют вопросы государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую всеми энергоснабжающими организациями потребителям, расположенным на территории соответствующих субъектов Российской Федерации, кроме организаций, находящихся в муниципальной собственности, для которых тарифы устанавливаются органами местного самоуправления.

Поскольку энергоснабжающая организация находится в муниципальной собственности, Арбитражный суд правомерно удовлетворил исковые требования по тарифам, утвержденным органом местного самоуправления.

Немало неясностей при заключении договоров энергоснабжения связано с вопросами расчетов за потребление и генерацию реактивной мощности и (или) энергии. Даже среди специалистов-энергетиков, работающих в данной области, нет единого мнения по этой проблеме, о чем, например, говорят разноречивые дискуссии на страницах специализированных технических изданий [8, 19, 20 и др.].

Кратко эту проблему можно объяснить следующим образом.

Энергосистема вырабатывает активную и реактивную энергию, между которыми имеется существенное различие.

Активная электроэнергия преобразуется в другие виды энергии (механическую, тепловую, световую и т. д.), необходимые для выполнения полезной работы.

Реактивная же энергия в другие виды энергий не переходит, а связана лишь с ее перетоками от электрических полей к магнитным и обратно, создавая условия, при которых активная энергия совершает работу, например, создает вращающие моменты в асинхронных двигателях, обеспечивает требуемое реактивное сопротивление в коротких цепях (например, при электросварке) и т. д.

Отсутствие или недостаток компенсирующих устройств, например, конденсаторных установок (КУ) для повышения коэффициента мощности, вызывает повышенное потребление РМ, что, в первую очередь, приводит к технико-экономическим убыткам в распределительных сетях потребителя, а именно:

возрастает ток и соответственно потери активной мощности и электроэнергии, что вызывает дополнительные расходы по ее оплате;

увеличиваются потери напряжения, что отрицательно влияет на работу, срок службы и вызывает отказы электроприемников;

ухудшается пропускная способность электросетей и удорожается их эксплуатация и др.

На рис. 5 приведена схема образования ущерба на примере самого массового потребителя РМ в промышленности – приводных асинхронных двигателей.

Рис. 5. Схема ущерба от повышенного потребления РМ асинхронными

На рис. 5 приняты следующие обозначения:

Р – активная мощность, используемая для полезной работы АД, кВт;

Q – реактивная мощность, связанная с загрузкой электросети своими перетоками, квар;

/ – длина линии электропередачи, м;

? – удельное сопротивление проводника, Ом-мм 2 /м;

R и X – активное и реактивное сопротивления линии электропередачи, Ом.

Помимо этого, потребителю электрической энергии необходимо соблюдать режимы работы КУ, особенно если отсутствуют устройства автоматического регулирования их РМ. Крайне неблагоприятным режимом является круглосуточная работа нерегулируемых КУ, приводящая к значительному ущербу для потребителя.

На рис. 6 схематично приведены составляющие ущерба от круглосуточной работы нерегулируемых КУ. Такой режим отрицательно сказывается на характере производства, снижает его эффективность, уменьшает производительность оборудования, ухудшает качество электрической энергии и приводит к потерям активной мощности во всех элементах сети.

Рис. 6. Составляющие ущерба от круглосуточной работы нерегулируемых КУ

К составляющим ущерба, показанным на рис. 6, можно добавить ущерб на электротехнологическом оборудовании, например, при чрезмерном повышении уровня напряжения возникает перегрев электролизных ванн и ухудшается процесс электролиза; возникает брак в работе электротермических установок, вплоть до обвала шихты в плавильную зону, и др.

На рис. 6 обозначено:

Q min– реактивная мощность в часы минимума нагрузки, квар;

Q Ky – реактивная мощность нерегулируемых КУ, квар;

Q min – Q Ky [при полном отсутствии нагрузки (-Q Ky)] – та часть РМ, которая передается электроприемниками потребителя в сеть, квар;

? ?p тр, ?р K, ?р с – соответственно суммарные удельные потери активной мощности в трансформаторах, конденсаторах, в сети, кВт/квар;

Q c реактивная мощность, передаваемая (генерируемая) в сеть, квар;

R o – относительный износ изоляции АД;

T ном – срок службы изоляции обмотки АД при номинальных напряжении и нагрузке, ч;

T Ua – срок службы изоляции обмотки АД при отклонении напряжения от номинального значения и коэффициента нагрузки двигателя а ? 1, ч.

Значение R o с достаточной точностью можно подсчитать по следующей формуле:

В табл. 2 приведены расчетные формулы по определению потерь активной мощности в зависимости от перетоков РМ.

Расчетные формулы для определения потерь активной мощности в зависимости от перетоков РМ

Примечание. Коэффициент К ип = 0,7 – коэффициент изменения потерь активной мощности; ? – коэффициент загрузки трансформатора по току.

Таким образом, необходимость в автоматическом регулировании РМ вызвана стремлением не только снизить излишние потери активной мощности, возникающие в режиме перекомпенсации, но и тем, что при круглосуточной работе нерегулируемых КУ чрезмерно повышается уровень напряжения в часы минимума нагрузок. Такое повышение напряжения опасно как для токоприемников (особенно для ламп накаливания и электроприборов с нитями накала), так и для самих конденсаторов, которые при повышении напряжения более чем на 10 % выходят из строя.

При недопустимом повышении напряжения в узлах сети диспетчерская служба в энергосистемах вынуждена с целью снижения напряжения в часы минимума нагрузок (например, в ночное время) переводить генераторы в режим потребления РМ.

Успешное решение данной проблемы позволит комплексно экономить электроэнергию за счет снижения потерь активной мощности и регулирования напряжения в распределительных сетях предприятий и местных энергосистем.

Помимо этой проблемы необходимо также решать вопросы, связанные с правильным выбором и расчетом компенсирующих устройств (с учетом их статических характеристик и статических характеристик нагрузки), их наивыгоднейшим размещением в электросетях предприятий, их рациональной и безопасной эксплуатацией, защитой при аварийных режимах работы и воздействии других внешних факторов.

В прил. 2 приведены формулы для определения РМ, потребляемой электроприемниками и генерируемой источниками.

Проблема потребления и генерации реактивной мощности и (или) энергии является общей для обоих договорных субъектов, поэтому расчеты за потребление и генерацию РМ должны производиться по обоюдному согласию в соответствии с действующими НТД в той части, которая не противоречит законодательству.

Абонент по просьбе энергоснабжающей организации может отключать или включать компенсирующие устройства и таким образом менять потребление или генерацию реактивной мощности и (или) энергии. Энергоснабжающая организация, на наш взгляд, должна стимулировать абонента, применяющего такие меры, например, в виде скидки с тарифа на электроэнергию.

Графики и сроки отключения (включения) КУ, порядок оплаты и величины скидок должны быть оговорены в договоре энергоснабжения.

При двухставочном тарифе в договоре энергоснабжения обычно указывается допустимое значение присоединенной активной мощности в часы максимума нагрузки энергосистемы. Если же эта значение окажется ниже договорного, то абонент оплачивает договорной объем присоединенной мощности.

Если при одноставочном тарифе к сетям абонента подключены субабоненты, то значение потребленной электроэнергии должно быть соответственно уменьшено с учетом электроэнергии, потребленной субабонентами, что не всегда принимается во внимание и поэтому ведет к излишней переплате за электроэнергию, потребленную абонентом.

В осенне-зимний максимум нагрузки энергосистемы энергоснабжающая организация вводит в установленном порядке плановые графики ограничений (в ряде случаев – отключений) мощности абонента. В этом случае оплате должна подлежать договорная мощность, уменьшенная в соответствии с вводимыми в данный период ограничениями.

Следует также знать, что мощность, участвующая в регулировании нагрузок энергосистемы, когда абонент по согласованию с энергоснабжающей организацией переводит часть или всю нагрузку в режим абонента-регулятора, оплачивается по льготному тарифу, который устанавливается региональной энергетической комиссией. Иногда в договоре энергоснабжения предусматривается фиксированное значение мощности, оплачиваемое по льготному тарифу.

В результате такого краткого обзора и анализа договорных взаимоотношений между потребителями электроэнергии и энергоснабжающими организациями можно сделать вывод, что рациональная оплата потребляемой электроэнергии зависит не только от ее экономного расходования и от знания и умения пользоваться законодательными, правовыми и подзаконными актами, а также от грамотного взаимоотношения с энергоснабжающими организациями, что в итоге и определяется договором энергоснабжения.


Пренебрежение хотя бы одним из этих факторов приводит к значительным переплатам за потребляемую электроэнергию.

Например, часто предприятия не пользуются правом уменьшать оплачиваемую мощность, обусловленную договором энергоснабжения, и не извещают своевременно об этом энергоснабжающие организации. Такой пункт целесообразно включить в договор энергоснабжения, например, при условии, что заявленное потребителем снижение оплачиваемой мощности будет приниматься в расчет при исчислении основной платы в том случае, если это снижение будет длиться, например, не менее 3 мес.

Если нагрузка потребителя лимитируется в часы максимума нагрузки энергосистемы, то договорная оплачиваемая мощность потребителя, за которую взимается основная плата двухставочного тарифа, должна уменьшаться до установленного уровня на весь период лимитирования мощности потребителя.

В некоторых случаях переплата за потребленную электроэнергию формализуется договором энергоснабжения и частично происходит по вине потребителя, например, при превышении им согласованной участниками договора энергоснабжения величины потребляемой электроэнергии.

Например, в системе ОАО «Мосэнерго» такое превышение учтено при определении стоимости потребленной электроэнергии коэффициентом к эс > 1 за сверхпотребленную электроэнергию по следующей формуле, руб.:

где С э стоимость электрической энергии, потребленной абонентом в расчетном периоде, руб.;

?Э б – количество электрической энергии, потребленной абонентом в расчетном периоде в пределах договорных значений, кВт-ч;

?Э с – количество электрической энергии, потребленной абонентом в расчетном периоде сверх договорных значений, кВт-ч;

Т э – действующий(ие) в расчетном периоде тариф(ы) на электрическую энергию;

к эс -коэффициент, равный 1,5, за превышение согласованного сторонами потребления абонентом электрической энергии в расчетном периоде. Многие предприятия, рассчитываясь с энергоснабжающей организацией по двухставочному тарифу и отпуская часть электроэнергии через свои трансформаторы другим потребителям (субабонентам) по одноставочному тарифу, оплачивают всю мощность, не уменьшая ее на значение нагрузки этих субабонентов, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы. При отсутствии электросчетчиков, фиксирующих максимум нагрузки субабонентов (которые им и не требуются, поскольку они не рассчитываются за присоединенную мощность), их фактическая нагрузка должна определяться на основе суточных графиков нагрузки за характерные периоды года и фиксироваться в договоре энергоснабжения абонента с энергоснабжающей организацией.

Немало предприятий (организаций) учитывают расходуемую электроэнергию на стороне низшего напряжения головных абонентских трансформаторов. В этом случае имеют место переплаты не только за счет повышенной ставки двухставочного тарифа, но часто и за счет неправильного определения потерь электроэнергии от границы раздела электросети до места установки расчетных приборов учета. Иногда значение таких потерь устанавливается энергоснабжающей организацией произвольно, например, на уровне 5 %. Однако эти потери должны определяться расчетным путем энергоснабжающей организацией совместно с потребителем и указываться в договоре энергоснабжения. И все равно, практика показывает, что даже правильно рассчитанное значение этих потерь окажется выше по сравнению с ее фиксированным значением при перестановке приборов учета электроэнергии со стороны низшего на сторону высшего напряжения головных абонентских трансформаторов.

Потери активной и реактивной электроэнергии в головных абонентских трансформаторах (в питающих линиях этими потерями, как правило, можно пренебречь из-за относительно малых про-тяженностей таких магистралей) определяются по следующим формулам.

Потери активной электроэнергии в трансформаторе, кВтч:

где ?P x– потери активной мощности XX в трансформаторе, кВт;

?Р к – потери активной мощности КЗ в трансформаторе, кВт;

T o годовое число часов присоединения трансформатора к сети;

T p – число часов работы трансформатора под нагрузкой;

?* – коэффициент загрузки трансформатора, равный отношению среднего тока нагрузки I ср к его номинальному току I ном, т. е.

* Коэффициент в можно определить и по другой формуле:

где cos ? – коэффициент мощности нагрузки.

где S ном – номинальная мощность трансформатора, кВ-А;

W a и W p – соответственно расход активной, кВт-ч, и реактивной, квар-ч, электроэнергии;

T – время работы трансформатора за соответствующий период, ч.

Потери активной мощности AP T, кВт, в трансформаторе определяются по следующей формуле:

где к э коэффициент изменения потерь в трансформаторе;

?Q x – потери реактивной мощности в трансформаторе при XX, квар;

?Q k – потери реактивной мощности в трансформаторе при КЗ, квар.

Значения ?P x, ?Q x, ?P k и ?Q k табулированы (указаны в паспортных данных на трансформаторы).

Годовые потери электроэнергии ?W a, кВт-ч, при постоянно подключенном к сети трансформаторе (т. е. при T o = 8760 ч) можно определить по следующей формуле:

где Smax – зафиксированная максимальная нагрузка трансформатора,

Потери реактивной энергии ?W p, квар-ч, в трансформаторе определяются по следующей формуле:

где к ф – коэффициент формы графика нагрузки, обычно принимаемый равным 0,8.

Потери реактивной мощности AQ t, квар, в трансформаторе определяются по следующей формуле:

Если у потребителя электроэнергии установлено n однотипных трансформаторов, то в целях экономии электроэнергии (и соответственно ее потерь) целесообразно отключить один из трансформаторов, что возможно при следующем условии:

где k – экономический эквивалент реактивной мощности, примерно равный:

0,12 – при питании через три ступени трансформации;

0,08 – при питании через две ступени трансформации;

0,05 – при питании через одну ступень трансформации;

0,02 – при питании от шин генераторного напряжения.

Потери активной электроэнергии AW a, кВтч, можно снизить и за счет компенсации реактивной мощности, исходя из следующей формулы:

где tg ? 1 и tg ? 2 – тангенсы угла ср до и после компенсации РМ.

Если между потребителем и энергоснабжающей организацией возникнут разногласия по техническим вопросам договора энергоснабжения, то они могут быть рассмотрены территориальными (местными) или региональными органами (управлениями) Ростехнадзора вплоть до Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, что делается по выбору (соглашению) обеих сторон.

Все сказанное свидетельствует о том, что руководителей и специалистов энергослужб предприятий (организаций) необходимо обучать не только нормам и правилам работы, но и вопросам совершенствования взаимоотношений с энергоснабжающими организациями, включать эти вопросы в учебные программы образовательных профессиональных учреждений, проводить по ним тематические семинары и консультации.

Технико-экономические проблемы в электрохозяйстве предприятий (организаций) тесно слились с коммерческими (финансовыми) взаимоотношениями с энергоснабжающими организациями, и только их комплексное решение позволит обеспечить надлежащее и стабильное функционирование электрохозяйства, надежную, экономичную работу и безопасное обслуживание электроустановок.

Условия потребления и генерации реактивной энергии (мощности)

Главная > Документ

Информация о документе
Дата добавления:
Размер:
Доступные форматы для скачивания:

Приложение № 6 к договору энергоснабжения

Условия потребления и генерации реактивной энергии (мощности)

в соответствии с Приказом Минпромэнерго РФ № 49 от 22.02.2007г. устанавливаются следующие предельные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети в период с 7 ч. 00 мин. до 23 ч. 00 мин., по объектам (присоединениям)

Объект, диспетчерское наименование присоединения

2. «Потребитель» обязуется выдерживать соотношение потребления активной и реактивной мощности и поддерживать на границе балансовой принадлежности электрических сетей значения показателей качества электроэнергии согласно требованиям действующего законодательства РФ. Представитель Организации, к электрической сети которой присоединен Потребитель, имеет право производить замеры соотношения активной и реактивной мощности в часы максимальных (минимальных) суточных нагрузок электрической сети с составлением акта.

3. В случае отклонения от установленных настоящим Приложением значений соотношения потребления активной и реактивной мощности, «Потребитель» оплачивает услуги по передаче электрической энергии, в том числе в составе конечной цены на электрическую энергию, поставляемую ему по договору энергоснабжения с учетом повышающего коэффициента, устанавливаемого в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми органом исполнительной власти по тарифам либо использует устройства компенсации реактивной мощности для поддержания tg  согласно п.1.

4. В результате участия в регулировании реактивной мощности по соглашению с сетевой организацией, при обязательном выполнении работы источниками реактивной мощности (ИРМ), в пределах установленного ему значения tg ,«Потребитель» оплачивает услуги по передаче электрической энергии, в том числе в составе конечной цены на электрическую энергию, поставляемую ему по договору энергоснабжения с учетом понижающего коэффициента, устанавливаемого в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми органом исполнительной власти по тарифам.

5. Для определения фактического потребления реактивной мощности «Потребитель» обязан обеспечить учёт за равнозначные промежутки времени как активной, так и реактивной энергии (мощности). Счётчик(и), учитывающие активную и реактивную энергию (мощность), должен(ы) обеспечивать хранение измеренных значений в период максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы за расчётный период, и должны быть классом точности измерения активной и реактивной энергии не ниже 1,0.

6. «Потребитель» обязан ежемесячно снимать показания приборов учета, записывать показания в журнале учета расхода электроэнергии и предоставлять данные о фактических значениях потребления активной и реактивной энергии (мощности) за расчетный период в соответствии с условиями настоящего договора.

7. Генерация реактивной энергии (мощности) в присоединенную электрическую сеть не допускается. При нарушении данных условий «Потребитель» оплачивает услуги по передаче электрической энергии, в том числе в составе конечной цены на электрическую энергию, поставляемую ему по договору энергоснабжения с учётом повышающего коэффициента, устанавливаемого в соответствии с методическими указаниями, утверждаемым органом исполнительной власти по тарифам.

8. Сведения об ИРМ по объектам (присоединениям) «Потребителя»:

Объект диспетчерского наименование присоединения

Современная электроэнергетика. Генерация реактивной мощности генераторами эс

Полная мощность, которая вырабатывается генератором, включает активную и реактивную составляющие:

Модуль полной мощности может быть найден через активную мощность и коэффициент мощности генератора:

Изменение реактивной мощности происходит при изменении тока возбуждения . В номинальном режиме при номинальном коэффициенте мощности генератор вырабатывает номинальные значения активной Р ном и реактивной Q ном мощностей. Генератор может увеличить выработку реактивной мощности сверх номинальной, но при снижении выработки активной мощности по отношению к номинальной. Такое увеличение допускается в пределах, которые ограничиваются номинальными значениями токов статора и ротора.

Условия ограничения по выработке реактивной мощности можно определить их векторной диаграммы. Схема замещения генератора для построения векторной диаграммы представлена на рис. 16.3. В нее генератор входит синхронным индуктивным сопротивлением x d и ЭДС E q .

Величина комплексной ЭДС равна сумме векторов U г и падения напряжения в сопротивлении x d :

Построим ВД (рис. 16.4).

По действительной оси откладываем напряжение U г. Получаем точку а . Под углом φ ном откладываем ток I ном. Раскладываем его на активную I нома и реактивную I номр составляющие. Из точки а x d от реактивной составляющей номинального тока . Он совпадает по направлению с напряжением U г. Получаем точку с . Из точки с откладываем вектор падения напряжения в сопротивлении x d от активной составляющей номинального тока . Этот вектор перпендикулярен напряжению U г. Получаем точку b . Вектор – это вектор полного падения напряжения от номинального тока в сопротивлении x d : . Соединяем начало координат с точкой b . Вектор пропорционален ЭДС E q и току возбуждения .

Из начала координат радиусом равным E q проведем дугу. Она определяет допустимые значения тока возбуждения или ЭДС E q по условиям нагрева ротора генератора. Из точки а радиусом проведем дугу. Она определяет допустимые параметры генератора по условиям нагрева статора.

Стороны треугольника abc пропорциональны следующим величинам:

Рассмотрим работу генератора при угле , то есть при (при пониженном косинусе). Построение векторной диаграммы выполняется аналогично. Получим треугольник Допустимый для генератора режим соответствует значению ЭДС E q1 . В этом случае имеем:

(отрезок ас 1 > ас ); (отрезок аb 1 P ном и Q 2

http://pandia.ru/text/78/046/images/image005_53.gif» w > и потеря напряжения , а напряжение в конце ЛЭП http://pandia.ru/text/78/046/images/image008_51.gif» w >.

Критическое напряжение составляет (0,7 – 0,8) от U ном.

Таким образом, при напряжениях больших чем критическое, нагрузка, изменяя свою мощность, стремится поддержать неизменным напряжение на своих шинах. В этом случае говорят о положительном регулирующем эффекте нагрузки.

При напряжениях меньших чем критическое проявляется отрицательный регулирующий эффект нагрузки. Активная мощность потребителя в соответствии со статическими характеристиками уменьшается. Потребление реактивной мощности начинает возрастать. Причем, значение реактивной мощности увеличивается в большей степени, чем снижение активной..gif» w >..gif» w > Это приводит к увеличению потребления реактивной мощности и дальнейшему снижению напряжения и т. д. Возникает явление, которое называется лавиной напряжения. При такой аварии тормозятся асинхронные двигатели. Реактивная мощность асинхронных двигателей растет, баланс реактивной мощности нарушается, причем потребление реактивной мощности в значительной мере превышает выработку:

Это в свою очередь приводит к понижению напряжения. Остановить снижение напряжения при этой аварии можно, лишь отключив нагрузку.

Чтобы напряжение не снижалось ниже критического на генераторах и мощных синхронных двигателях устанавливаются автоматические регуляторы возбуждения (АРВ). Под их действием генераторы и синхронные двигатели увеличивают выработку реактивной мощности.

Потребители реактивной мощности

Работа потребителей емкостного характера основана на создании электрического поля, энергия которого в нечетную четверть (первая, третья) периода отдается источнику, а в четную четверть (вторая, четвертая) периода берется от источника. Для потребителей индуктивного характера работа основана на создании магнитного поля. При этом в нечетную четверть (первая, третья) периода энергия берется от источника, а в четную четверть (вторая, четвертая) периода отдается источнику.

Колебания энергии в магнитном и электрическом полях различных устройств переменного тока обусловливает потребление ими реактивной индуктивной или реактивной емкостной мощности. В инженерной практике под реактивной мощностью подразумевают индуктивную мощность, которая потребляется индуктивными элементами электрической системы, и генерируется в емкостных элементах.

Каждый электрик должен знать:  Какой должна быть электропроводку в доме, чтобы все работало

Основными потребителями реактивной мощности в электрических системах являются трансформаторы, воздушные линии электропередач, асинхронные двигатели, вентильные преобразователи, индукционные электропечи, сварочные агрегаты.

На промышленных предприятиях основными потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели. На их долю приходится 65-70 % реактивной мощности, которая потребляется предприятием. 20-25% потребления реактивной мощности приходится на трансформаторы предприятий и около 10 % – на другие приемники и линии электропередач.

Суммарные потери реактивной мощности в сети составляют около 50 % от мощности, поступающей в сеть. Это гораздо больше, чем потери активной мощности. Для сравнения, среднестатистические потери активной мощности в ЛЭП состаляют 3%, а в трансформаторах – 2%. Примерно 70-75 % всех потерь реактивной мощности составляют потери в трансформаторах. Например, в трехобмоточном трансформаторе мощностью 40 МВ·А напряжением 220 кВ (ТДТН-40000/220) при коэффициенте загрузки, равном 0,8, потери реактивной мощности составляют около 12% от номинальной мощности трансформатора.

Суммарные потери реактивной мощности в системе складываются из потерь в сопротивлениях http://pandia.ru/text/78/046/images/image016_31.gif» w > линий электропередач и потерь в трансформаторах:

Потери реактивной мощности в сопротивлениях ЛЭП рассчитываются по формуле

и составляют примерно 5 % от мощности, проходящей по ЛЭП.

Генерация реактивной мощности в проводимостях ЛЭП определяется так:

Среднее значение реактивной мощности, генерируемой в ЛЭП длиной 100 км, составляет:

Для воздушных ЛЭП напряжением 110 – 150 кВ потери реактивной в сопротивлениях и генерация в проводимостях приблизительно одинаковы:

В этом случае по ЛЭП передается натуральная мощность.

Потери реактивной мощности в сопротивлениях трансформаторов рассчитывают по формуле:

и составляют приблизительно 10 % от передаваемой мощности.

Генерация реактивной мощности генераторами ЭС

Полная мощность, которая вырабатывается генератором, включает активную и реактивную составляющие:

Модуль полной мощности может быть найден через активную мощность и коэффициент мощности генератора:

Изменение реактивной мощности происходит при изменении тока возбуждения http://pandia.ru/text/78/046/images/image025_16.gif» w > генератор вырабатывает номинальные значения активной Р ном и реактивной Q ном мощностей. Генератор может увеличить выработку реактивной мощности сверх номинальной, но при снижении выработки активной мощности по отношению к номинальной. Такое увеличение допускается в пределах, которые ограничиваются номинальными значениями токов статора и ротора.

Построим ВД (рис. 16.4).

По действительной оси откладываем напряжение U г. Получаем точку а . Под углом φ ном откладываем ток I ном. Раскладываем его на активную I нома и реактивную I номр составляющие. Из точки а откладываем вектор падения напряжения в сопротивлении xd от реактивной составляющей номинального тока http://pandia.ru/text/78/046/images/image029_13.gif» w >. Этот вектор перпендикулярен напряжению U г. Получаем точку b . Вектор – это вектор полного падения напряжения от номинального тока в сопротивлении xd : http://pandia.ru/text/78/046/images/image032_12.gif» w > пропорционален ЭДС E q и току возбуждения http://pandia.ru/text/78/046/images/image040_4.gif» w > (отрезок а b 1 P ном и Q 2 400 кВт) в цехе рационально устанавливать собственное ТП.

12. Основное электрооборудование главных понизительных подстанций: силовые включатели разъединители отделители и короткозамыкатели, трансформаторы тока и напряжения.

1. ВАКУУМНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Вакуумные выключатели типа ВБТЭ и ВБТП предназначены для использования в экскаваторах, передвижных электростанциях на автомобильном ходу, буровых установках, роторных комплексах, насосных станциях и других электроустановках. Они выполнены в виде выдвижного элемента шкафа КРУ, содержат выпрямительный мост для питания отключающего электромагнита, включающий контактор, цепи заряда конденсатора отключения, блокировку от многократных повторных включений и элементы блокировок от ошибочных операций с выкатным элементом. Выключатели имеют фиксированный расцепитель, который обеспечивает возможность отключения выключателя только из полностью включенного положения в отличие от свободного расцепителя у выключателей типа ВБЭ (свободный расцепитель обеспечивает возвращение главных контактов выключателя в отключенное положение и фиксацию их в этом положении в случае, даже если при этом удерживается команда на включение). Достоинством выключателей типа ВБТЭ и ВБТП является верхняя компоновка встроенного электромагнитного привода, которая обеспечивает удобство технического обслуживания в эксплуатации. Выключатель предназначен для работы в шкафах комплектных распределительных устройств (КРУ), шкафах КСО, а также замены маломасляных выключателей в распределительных устройствах напряжением 6-10 кВ

2. ЭЛЕГАЗОВЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Современные разработки конструкций выключателей с элегазовыми дугогасителями в настоящее время ведутся в различных направлениях, и прежде всего в тех, которые дают наиболее эффективное технико-экономическое использование специфических свойств этой дугогасящей и изоляционной среды. Такими направлениями являются следующие.

1. Модульные серии выключателей на высокие классы напряжения (100 кВ и выше), предназначенные для отключения предельно больших токов КЗ при наиболее неблагоприятных условиях КЗ.

2. Выключатели на номинальное напряжение 10-35 кВ в компактном исполнении для электрифицированного подвижного состава и других электрических установок специального назначения.

3. Выключатели нагрузки на номинальные напряжения 15-100 кВ и выше, предназначенные для отключения индуктивных токов ненагруженных трансформаторов и ёмкостных токов.

В настоящее время опытные и промышленные образцы и серии элегазовых выключателей переменного тока высокого напряжения производятся различными фирмами во всём мире


Физико-химические свойства элегаза. Шестифтористая сера SF 6 — элегаз, относится к «электроотрицательным» газам, получившим такое название из-за способности их молекул захватывать свободные электроны, превращаясь в тяжелые и малоподвижные отрицательно заряженные ионы. Элегаз при нормальной температуре (20°С) и давлении 0,1 МПа представляет собой газ без цвета и запаха. Плотность его почти в 5 раз выше плотности воздуха, скорость звука в нем при температуре 30°С — 138,5 м/с (330 м/с в воздухе). Элегаз обладает низкой теплоемкостью в канале столба дуги и повышенной теплопроводностью горячих газов, окружающих столб дуги (2000 К). Это характеризует элегаз как среду, обладающую высокими теплопроводящими свойствами. К недостаткам элегаза следует отнести его низкую температуру сжижения (-64°С) при давлении 0,1 МПа, которая с повышением давления повышается. Чистый элегаз негорюч, инертен, нагревостоек до 800°С. Под влиянием электрической дуги или коронного разряда происходит разложение элегаза с образованием химически активных соединений, которые могут вызвать разрушение изоляционных и конструкционных материалов. Однако степень разложения элегаза под воздействием электрической дуги в дугогасительной камере низка из-за того, что большое количество разложившегося газа немедленно восстанавливается в элегазе. Газообразными продуктами разложения являются низшие фториды сред SF 2 , SF 4 . Хотя эти газы сами по себе не токсичны, но легко гидролизуются при взаимодействии с влагой, образуя фтористо-водородную кислоту и двуокись серы. Для их поглощения в элегазовые выключатели включаются фильтры, сорберы из активированного алюминия Аl 2 О 3 , которые поглощают как газообразные продукты разложения, так и влагу. Кроме активных газов во время горения дуги в результате реакции с парами материалов контактов дугогасителя образуются металлические фториды в виде тонкого слоя порошка. Обладая низкой электропроводностью, они не снижают электрическую прочность изоляции аппарата.

3. ВОЗДУШНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

По назначению воздушные выключатели разделяются на следующие группы:

  • сетевые выключатели на напряжение 6 кВ и выше, применяемые в электрических сетях и предназначенные для пропуска и коммутации тока в нормальных условиях работы цепи и в условиях КЗ;
  • генераторные выключатели на напряжение 6-24 кВ, применяемые для подключения генераторов и предназначенные для пропуска и коммутации токов в нормальных условиях, а также в пусковых режимах и при КЗ;
  • выключатели для электротермических установок с напряжениями 6-220 кВ, предназначенные для работы как в нормальных, так и в аварийных режимах;
  • выключатели специального назначения.

По виду установки воздушные выключатели можно разделить на следующие группы:

  • опорные;
  • подвесные (подвешиваются к портальным конструкциям на ОРУ);
  • выкатные (имеют приспособления для выкатки из РУ);
  • встраиваемые в комплектные распределительные устройства.

К достоинствам воздушных выключателей можно отнести следующие показатели: высокую отключающую способность; пожаробезопасность; высокое быстродействие; способность коммутации токов КЗ с большим процентом апериодической составляющей (вплоть до коммутации цепей постоянного тока).

Недостатками воздушных выключателей являются наличие дорогостоящего постоянно действующего компрессорного оборудования; высокая чувствительность к скорости восстанавливающегося напряжения при неудаленном КЗ; возможность «среза» тока при отключении малых индуктивных токов (отключение ненагруженных силовых трансформаторов).

Принцип действия дугогаситсльпых устройств (ДУ) воздушных выключателей. Сжатый воздух является эффективной средой, обеспечивающей надежное гашение электрической дуги. Это достигается интенсивным воздействием с максимально возможными скоростями потока воздуха на дуговой канал. В ДУ воздушных выключателей гашение электрической дуги происходит в дутьевых каналах (соплах), которые конструктивно в совокупности с оконечной частью контактов дугогасителя образуют дутьевую систему. Столб дуги, образовавшейся на размыкающихся контактах, под действием воздушного потока растягивается и быстро перемещается в сопла, где происходит ее гашение.

4. МАСЛЯННЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Принцип действия дугогаситсльных устройств. В дугогасительных устройствах традиционных масляных выключателей гашение дуги осуществляется путем эффективного ее охлаждения в потоке газопаровой смеси, вырабатываемой дугой в результате разложения и испарения масла. В зависимости от назначения масла можно выделить две основные группы масляных выключателей:

  • баковые (многообъемные) масляные выключатели, в которых масло используется для гашения и изоляции токоведущих частей от заземленного бака;
  • маломасляные (малообъемные) масляные выключатели, в которых масло используется только для гашения дуги и изоляции между разомкнутыми контактами одного полюса.

В состав газопаровой смеси, возникающей в результате разложения масла под действием дуги, входит до 70 % водорода Н 2 , обладающего по сравнению с воздухом в 8 раз более высокой теплопроводностью, но меньшей предельной электрической прочностью. Поток газопаровой смеси в зоне горения дуги обладает высокой температурой 800-2500 К. Механизм охлаждения столба дуги при больших (обычно выше 100 А) и малых значениях тока дуги различен. При больших токах охлаждение дуги происходит главным образом за счет принудительной конвекции в потоке газопаровой смеси при большом давлении. С увеличением тока интенсивность конвективного охлаждения и давление в зоне гашения дуги увеличиваются. При небольших токах конвекция и давление газа в зоне гашения дуги снижаются, условия охлаждения дуги ухудшаются и время гашения дуги затягивается. Повышение давления в зоне гашения дуги в результате принудительной подачи масла может существенно улучшить условия гашения дуги при отключении небольших токов.

  • интенсивное дутье газопаровой смеси в зоне дуги, особенно в момент тока, близкого к нулю;
  • максимально возможное высокое давление газопаровой смеси в области дуги в конце полупериода тока.

5. ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Несмотря на ограниченную область использования по напряжению (6-20 кВ) выключатели этого типа нашли широкое применение в КРУ, особенно в системах внутренних нужд на ТЭЦ и АЭС. Номинальные токи выключателей достигают 3150 А, а номинальные токи отключения — 40 кА. При этом в отличие от масляных или воздушных выключателей эксплуатационные расходы на них относительно невелики.

Принцип действия электромагнитного выключателя заключается в том, что при воздействии магнитного поля на дугу она удлиняется и направляется в дугогасительную камеру (рис. 5.11) узкощелевого типа, где, тесно взаимодействуя со стенками камеры (диаметр дуги значительно превосходит ширину щели d д > щ), она охлаждается.

Условия гашения дуги в узкощелевом дугогасителе оказываются значительно более легкими, чем в других типах выключателей.

Разъединители, отделители, короткозамыкатели
Как отмечалось выше, разъединители служат лишь для коммутации обесточенных цепей в целях проведения ремонта или ревизии АВН, а также для выполнения переключений РУ на резервное питание. При проведении ревизии или ремонта того или иного электротехнического оборудования на высоком напряжении необходимо после отключения тока в данной цепи произвести отключение данного объекта с обеих сторон с созданием видимого разрыва цепи. Кроме того, объект с обеих сторон заземляется либо переносными заземлителями, либо заземлитель предусмотрен в конструкции разъединителя и сблокирован с механизмом привода ножа разъединителя. Исходя из задачи обеспечения безопасности обслуживающего персонала при проведении работ на линии, а также осуществления бесперебойного электроснабжения потребителей, разъединитель должен отвечать следующим требованиям:

  • обеспечивать видимый разрыв тока в цепи при отключении;
  • быть термически и электродинамически устойчив;
  • иметь требуемый уровень изоляции при любых атмосферных условиях;
  • иметь простую и надежную конструкцию с учетом самых тяжелых условий работы (обледенение, ветровые нагрузки).

Поэтому разъединитель имеет таким образом организованную изоляцию, что при появлении недопустимо большого напряжения на полюсе отключенного разъединителя пробой должен произойти между полюсом и землей по его опорной изоляции, а не между разведенными ножами.

Разъединители наружной установки, как правило, имеют заземлители и могут снабжаться дугогасительными рогами для гашения емкостных токов и приспособлениями, разрушающими корку льда.

Отделители и короткозамыкатели устанавливаются на стороне высшего напряжения в менее ответственных РУ в целях экономии капитальных затрат и места. Выключатели при этом предусматриваются только на стороне низшего напряжения. При перегрузках силового трансформатора, повреждении его внутренней изоляции, повышенном газовыделении внутри бака происходит срабатывание реле газоанализатора среды либо реле дифференциальной защиты. Срабатывание этих реле дает команду на автоматическое срабатывание короткозамыкателя, провоцирующего действительное КЗ на стороне высшего напряжения. В цепи протекания тока КЗ короткозамыкателя установлены трансформаторы тока, которые дают команду о чрезмерном токе в систему релейной защиты, в свою очередь включающей систему управления выключателем на отключение выключателя. После отключения искусственно созданного КЗ линейным выключателем, часто находящимся на значительном удалении от данного РУ, исчезновение тока КЗ дает команду на отключение отделителя данного РУ. После чего в соответствии с режимом АПВ питание линии вновь возобновляется, т.е. обеспечивается отключение трансформатора в аварийном состоянии без использования выключателя на стороне высшего напряжения. Отключение короткозамыкателя осуществляется приводом, включение — с помощью взведенных пружин. Отделитель отключается автоматически, включается вручную для исключения возможности ошибочного автоматического включения при неотключенном короткозамыкателе.

Измерительные трансформаторы тока и напряжения предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих, так как цепи высшего и низшего напряжения разделены, а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.

13. Схемы ГПП предприятий: схемы без выключателей на стороне ВН, схемы мостика, блочные схемы.

Большинство подстанций промышленных предприятий выполняется без сборных шин на стороне высшего напряжения по блочному принципу, реализуемому в виде схем “линия — трансформатор”. Блочные схемы просты и экономичны. Установка на подстанциях, как правило двух трансформаторов обеспечивает по надежности электроснабжение потребителей I категории. Схемы со сборными шинами применяются в редких случаях и должны иметь технико-экономическое обоснование.

Схемы с перемычками(мостиками) между питающими линиями следует применять лишь при обоснованной необходимости устройства перемычек. В загрязненных зонах их следует избегать, так как наличие дополнительных элементов увеличивает вероятность аварий на подстанции.

Схема двухтрансформаторной подстанции 110-220 кВ без выключателей на ВН.

Данная схема подстанции применяется при тупиковом питании потребителей электрической энергии непосредственно с шин высокого напряжения электростанций или районной подстанции, либо от двух параллельных линий 110-220 кВ проходящих в зоне сооружения подстанции. Присоединение подстанций к питающим линиям в этом случае производится глухими ответвлениями (т. е. без выключателей в месте присоединения), а подстанции носят название ответвительных. Распространенной также является схема с присоединением одного из трансформаторов глухим ответвлением к ближайшей одиночной линии высоковольтной сети системы, а второго — к тупиковой линии передачи, прокладываемой на подстанцию непосредственно от источника электроснабжения. Питание подстанций, сооружаемых по схеме рис. 12-2, от двух различных источников электроснабжения не допускается.

При любой схеме питания трансформаторы подстанций присоединяются к сети через линейный разъединитель 1 и отделитель 2 .Для защиты трансформатора установлен однофазный короткозамыкатель 3. При повреждении трансформатора вступает в действие релейная защита, автоматически включающая короткозамыкатель, чем создается однофазное короткое замыкание на линии. Линия отключается со стороны источника питания на время, достаточное для автоматического отключения отделителем поврежденного трансформатора. Вслед за этим АПВ (однократное или двукратное) снова включает питающую линию, обеспечивая электроснабжение остальных присоединенных к ней потребителей. Разъединители 1 и 5 обеспечивают ремонт и испытание коммутационной аппаратуры при работе одного из трансформаторов.

14. Виды коротких замыканий. Параметры цепи короткого замыкания.

В трёхфазных электрических сетях различают следующие виды коротких замыканий

  • Однофазное (замыкание фазы на землю в сетях с заземленной нейтралью трансформатора)
  • Двухфазное (замыкание двух фаз между собой)
  • Двухфазное на землю (2 фазы между собой и одновременно на землю)
  • Трёхфазное (3 фазы между собой)

В электрических машинах возможны короткие замыкания:

  • Межвитковые — замыкание между собой витков обмоток ротора или статора во вращающихся машинах, а также замыкание между собой витков обмоток трансформаторов;
  • Замыкание обмотки на металлический корпус.

При коротком замыкании резко возрастает сила тока протекающего в цепи, что обычно приводит к механическому или термическому повреждению устройства. В месте короткого замыкания может возникнуть электрическая дуга. Все это нередко становится причиной пожаров.

Короткое замыкание в одном из элементов энергетической системы способно нарушить её функционирование в целом — у других потребителей может снизиться питающее напряжение, при коротких замыканиях в трёхфазных сетях возникает асимметрия напряжений, нарушающая нормальное электроснабжение. В больших энергосетях короткое замыкание может вызывать тяжёлые системные аварии.

В случае повреждения проводов воздушных линий электропередачи и замыкании их на землю, в окружающем пространстве может возникнуть сильное электромагнитное поле, способное навести в близко расположенном оборудовании ЭДС, опасную для аппаратуры и работающих с ней людей.

Рядом с местом аварии происходит растекание потенциала по поверхности земли, шаговое напряжение может достигнуть опасного для человека значения.

15.Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах.

При расчетах в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу мощности , например, 100 или 1000 МВА.

В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (Uср=0,133; 0,23; 0,4; 0,525; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 24; 37; 115; 154; 230; 340; 515 кВ).

16. Выбор оборудования и токоведущих частей. Ограничение токов короткого замыкания.

Электрические аппараты и токоведущие части любой электроустановки должны быть выбраны так, чтобы могли надежно работать как в нормальном режиме работы, так и при отклонении от него.

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электроустановок производят по условиям работы в нормальном режиме и проверяют на термическую и динамическую устойчивость при коротком замыкании. Выбранные электрические аппараты и токоведущие части по условию длительного нагрева должны удовлетворять форсированному режиму работы электроустановки.

где — номинальная мощность трансформатора, МВА,

— номинальное напряжение соответствующей обмотки трансформатора, кВ.

Ток форсированного режима определяется при условии отключения параллельно работающего трансформатора, когда оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен по правилам аварийных длительных или систематических перегрузок, т.е.

где — коэффициент аварийной допустимой или систематической перегрузки трансформатора.

в) Цепь трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора.

Загрузка обмоток высшего, среднего и низкого напряжений трансформаторов электростанции зависит от графиков нагрузки, на низком и среднем напряжении, и схемы соединения электростанции на низком напряжении. При блочном соединении генератора с трансформатором на стороне низкого напряжения ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям (1.1) и (1.2).

При поперечных связях между генераторами ток нормального и форсированного режимов на стороне высшего и низшего напряжений определяется по номинальной мощности трансформатора с учетом его перегрузки по выражениям (1.3) и (1.4). На стороне среднего напряжения, если отсутствует связь с энергосистемой, ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям:

где — мощность нагрузки на стороне среднего напряжения, МВА.

Если к шинам среднего напряжения присоединена энергосистема и возможны перетоки мощности между высшим и средним напряжениями, то ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям (1.3) и (1.4) .

Ток нормального и форсированного режимов обмоток трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора подстанции определяются с учетом фактической максимальной нагрузки каждой обмотки.

Если линия одиночная, то определяется по максимальной нагрузке линии.

Для двух параллельно работающих линий ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям:

где — наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям.

Для параллельных линий ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям:

д) Цепь секционных, шиносоединительных выключателей, сборные шины.

Ток нормального режима определяется с учетом токораспределения по шинам при наиболее неблагоприятном эксплуатационном режиме . Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателям, не превышает максимального тока самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам.

Введение

Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.

Проектирование электрических систем, как правило, не начинается с «нуля». Электрические системы формируются из работающих станций, энергоузлов и т.д. Основная задача проектирования электрической системы состоит в выборе её оптимальной структуре, т.е. в отыскании оптимального варианта развития генерирующих мощностей энергосистемы в совокупности с системообразующими линиями электропередачи.

Проектирование электрических систем должно включать техническое и экономическое обоснование развития электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации, в том числе и средств управления.

Спроектированная сеть должна удовлетворять следующим требованиям:

3. удобство в эксплуатации;

4. возможность дальнейшего развития;

5. качество энергии, передаваемой по сети;

Но проектирование нельзя проводить исходя только из минимизации расхода материалов, потерь энергии и т.д. Необходимо рассматривать несколько факторов. Поэтому при выборе наилучшего варианта определяющим должен быть критерий, учитывающий несколько условий одновременно.

сеть электрическая параметр режим

Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети

Генерация и потребление активной мощности

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для периода наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

Суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3-5 % от суммы заданных нагрузок пунктов.

Суммарная активная мощность генераторов электростанций, необходимая для питания проектируемой сети, слагается из наибольшей одновременно потребляемой мощности и суммарных потерь мощности в сети.

Где Рген — суммарная активная мощность генераторов электростанций, Рнагрi — нагрузки в заданных пунктах, — потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для покрытия потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т.п. Тогда:

Потребление и покрытие потребности в реактивной мощности

Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети.

В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и технико-экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

При выполнении курсового проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности. По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos нагр=0,86.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле:

Реактивные мощности нагрузок в узлах:

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах:

Суммарная реактивная мощность, необходимая для электроснабжения района, слагается из одновременно потребляемой реактивной нагрузки в заданных пунктах и потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) сети.

где QЛ — суммарные потери реактивной мощности в линиях,

QТР — суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах,

QС — суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий.

Утечка реактивной мощности через ёмкостную проводимость воздушных линий (генерация реактивной мощности линиями) при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются.

Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8-12% от трансформируемой полной мощности нагрузки. Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.

где Sнагр i — полная мощность i-го потребителя.

В нашем случае m=1 с учётом того, что одна трансформация имеет место на подстанции источника питания, а другая на трансформаторной подстанции, питающей нагрузку.

Общая потребляемая реактивная мощность:

Величину реактивной мощности, поступающей от питающей электрической системы (или электрической станции), следует определять по наибольшей суммарной активной мощности, потребляемой в районе, и по коэффициенту мощности cosген, с которым предполагается выдача мощности от источника питания: cosген=0,88, ген= 28,36, tgген= 0,54

Регулирование потребления и генерации реактивной мощности

Вопрос:
Лучший ответ:

Добрый день, Алексей!

В настоящее время штрафы за отклонение от согласованных коэффициентов соотношения активной и реактивной мощности могут быть предусмотрены только в договоре энергоснабжения (услуг по передаче электроэнергии), заключаемом потребителем и поставщиком электроэнергии. Однако, утвержденной методики расчета стоимости отклонений пока не предусмотрено. Поэтому стоимость отклонений может зависеть только от конкретных условий, согласованных в договоре.

Однако, стоит отметить, что указанный параметр значительно влияет на работу всей энергосистемы и на качество электрической энергии непосредственно у потребителя. Поэтому ввод в эксплуатацию компенсирующих устройств и содержание их в надлежащем состоянии очень важно не только для сетевой компании, но и для потребителя.

Добавить комментарий