
- •1. Энергобалансы
- •1.1 Энергетические балансы на предприятиях.
- •1.2 Назначение и виды энергетических балансов
- •1.3 Методы составления расходной части электробалансов
- •1.4 Электробалансы электроприводов
- •2.Учёт электроэнергии
- •2.1 Технические средства учёта и контроля электроэнергии
- •2.2 Общие требования
- •2.3 Место установки
- •3. Тарифы на электроэнергию
- •3.1 Тарифы на электроэнергию для населения
- •3.2 Порядок расчёта за электроэнергию
- •3.3 Порядок предоставления льгот по оплате за электроэнергию населению.
- •4. Качество электроэнергии
- •4.1 Показатели качества электроэнергии и их нормирование
- •4.2 Методы и средства регулирования напряжения
- •5. Компенсация реактивной мощности
- •5.1 Реактивная мощность в системах электроснабжения
- •5.2 Технические характеристики источников реактивной мощности
- •5.3 Выбор компенсирующих устройств.
- •5.3.1 Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения ( до 1 кВ)
- •5.3.2 Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения (выше 1 кВ)
- •5.4 Компенсация реактивной мощности в сетях со специфическими нагрузками.
- •6. Режимы электропотребления
- •6.1 Основные понятия.
- •6.2 Режимы электропотребления на промышленных предприятиях
- •6.3 Современные аспекты и проблемы энергосберегающей политики.
- •6.5 Методы анализа электропотребления промышленных предприятий.
- •7. Организация эксплуатации электроэнергетических систем
- •7.3 Основные направления совершенствования
3.3 Порядок предоставления льгот по оплате за электроэнергию населению.
Надбавки и скидки за компенсацию реактивной мощности вводятся в связи с тем, что энергоснабжающая организация задает электропотребителю оптимальную реактивную мощность, передачу которой энергосистема обеспечивает в часы максимума и минимума нагрузки энергосистемы.
Суммарная надбавка или скидка к тарифу на электрическую энергию для потребителей с присоединенной мощностью 750 кВ-А и выше состоит из двух слагаемых:
1) надбавка за повышенное потребление реактивной мощности Qф1 по сравнению с заданным энергоснабжающей организацией оптимальным значением Qэ1 в часы максимума активной нагрузки энергосистемы, определяемая по формуле, %,
Н1 = 30
, (6)
где Рф—фактическое значение наибольшей получасовой активной мощности потребителя в часы наибольших активных нагрузок энергосистемы за расчетный период.
Если фактическая РМ Qф1 меньше заданной Qэ1 то значение надбавки Н1 принимается равным нулю, а скидка не начисляется;
2) скидка или надбавка к тарифу, начисляемая за отклонение Qф2 режима работы компенсирующих устройств потребителя от заданного энергоснабжающей организацией значения Qэ2 в часы минимума активной нагрузки энергосистемы. В этом случае скидка или надбавка к тарифу определяется по формуле, %,
(7)
Положительное значение Н2 означает надбавку, а отрицательное—скидку. Скидка и надбавка за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей исчисляются и с основной, и с дополнительной ставок.
Для расчетов за электроэнергию по двухставочному тарифу необходимо измерять совмещенный 30-минутный максимум нагрузки потребителя в часы максимума нагрузки энергосистемы. Это измерение должно проводиться по счетчикам, фиксирующим максимальную 30-минутную нагрузку, или по сумматору максимальной нагрузки.
4. Качество электроэнергии
4.1 Показатели качества электроэнергии и их нормирование
Качество электроэнергии нормируется ГОСТ 13109—67* «Нормы качества электроэнергии у ее приемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения». Стандарт устанавливает нормы качества электроэнергии у электроприемников в нормальных и послеаварийных эксплуатационных режимах работы энергетических систем и стационарных электрических сетей общего назначения переменного тока 50 Гц и постоянного тока.
Стандарт не устанавливает нормы качества электроэнергии у приемников:
а) при питании приемников электроэнергии от электросетей специального назначения (например, контактных тяговых, сетей связи); от электросетей передвижных установок ( поездов, самолетов, судов); от сетей, присоединенных к автономно работающим маломощным (до 1000 кВт) источникам питания; от временных и от сетей, присоединенных к передвижным источникам питания, а также в цепях автономных установок (например, возбуждения синхронных машин, зарядки аккумуляторов, двигателя-генератора, управляемого преобразователя-двигателя и т. д.). Нормы качества электроэнергии у приемников, присоединенных к указанным сетям, должны устанавливаться договором между абонентом и электроснабжающей организацией и, когда это возможно, должны соответствовать нормам настоящего стандарта;
б) в аварийных режимах.
Применительно к промышленным электрическим сетям ГОСТ нормирует следующие показатели в сетях переменного тока: отклонение частоты, колебания частоты, отклонения напряжения, колебания напряжения (размах изменения напряжения), несимметрию напряжения, неуравновешенность напряжения, несинусоидальность напряжения.
Нормализация параметров качества электроэнергии в каждом отдельном случае должна решаться по-разному. Значения показателей качества электроэнергии должны находиться в допустимых пределах с интегральной вероятностью 0,95 за установленный период времени. Значения показателей качества, выходящие за допустимые пределы с интегральной вероятностью не более 0,05, должны в случае необходимости ограничиваться по величине и длительности по согласованию с Минэнерго РФ.
Следует отметить, что практически все показатели качества электроэнергии по напряжению зависят от потребляемой промышленными электроприемниками реактивной мощности. Поэтому вопросы качества электроэнергии необходимо рассматривать в непосредственной связи с вопросами компенсации реактивной мощности.
Отклонение частоты — разность между действительным и номинальным значениями основной частоты, Гц,
Δƒ = ƒ – ƒном (1)
Согласно ГОСТ в нормальном режиме работы энергосистемы допускаются Δƒ = ±0,1 Гц, временная работа энергосистемы с Δƒ = ±0,2 Гц (усредненные за 10 мин).
Частота вращения двигателей пропорциональна изменению частоты сети, а производительность технологических линий зависит от частоты вращения двигателя. Регулирование частоты осуществляется мощными генераторами энергосистемы. Поддержание нормальной частоты в питающей сети, является технической проблемой, основной путь решения которой — опережающий ввод генерирующих мощностей с целью создания резервов мощности в энергосистеме.
Колебания частоты в ГОСТ нормируются размахом колебания частоты — разностью между наибольшим ƒнб и наименьшим ƒнм значениями основной частоты за определенный промежуток времени, Гц:
δƒ = ƒнб - ƒнм, (2)
Под колебанием частоты понимаются ее изменения, происходящие со скоростью 0,2 Гц в секунду. Размах колебаний частоты не должен превышать 0,2 Гц (эта норма не распространяется на период послеаварийного восстановления частоты).
При протекании тока нагрузки через сопротивление питающей сети вектор напряжения Uнг сдвигается по отношению к вектору напряжения при отсутствии этой нагрузки на угол δ. Этот сдвиг осуществляется в основном за счёт двух составляющих векторов j Iа xΣ и Iр rΣ
Исходя из векторной диаграммы, получаем
sin
(3)
где I а и I р – активная и реактивная составляющие тока нагрузки;
xΣ и rΣ – суммарные индуктивное и активное сопротивления питающей системы;
Uном – номинальное напряжение на данной ступени напряжения.
Принимая rΣ / xΣ =0,03…0,1после
преобразования получаем
где ΔP – изменение активной нагрузки; Sк - мощность КЗ в точке подключения нагрузки.
Изменения активной мощности не оказывали бы существенного влияния на колебания в питающей сети, если бы они не происходили достаточно быстро. Например, активная мощность, потребляемая тиристорными преобразователями главных приводов, изменяется от 0 до максимального значения за время менее 0,1 с. Поэтому колебания частоты могут достигать значительной величины.
Подставляя угол δ , получаем
Для удобства расчётов, учитывая, что ΔP/Sк в реальных системах внутризаводского электроснабжения не может быть более 0,2, с погрешностью менее 1% получаем
(4)
Исходя из допустимого значения колебаний напряжения (0,2 Гц), получаем допустимое значение набросов активной мощности ΔP < Δf ·2π Sк Δt = 1,256 Sк Δt
Допустимая скорость изменения активной мощности ΔP/Δt < 1,256 Sк
При проектировании СЭС с резкопеременными нагрузками производят проверочные расчёты колебаний частоты и в случае необходимости предусматривают мероприятия по увеличению Sк в точке питающей сети. Если этих мероприятий недостаточно, необходимо выделять резкопеременную нагрузку на отдельные трансформаторы или на отдельную обмотку трансформаторов с расщеплёнными вторичными обмотками.
Отклонение напряжения — разность между действительным и номинальным значениями напряжения, В:
V = U - Uном, (5)
В электрических сетях трехфазного тока действительное напряжение определяется как напряжение прямой последовательности основной частоты.
Согласно ГОСТ:
- на зажимах приборов рабочего освещения, а также в прожекторных установках наружного освещения допускаются V = (-2,5 до +5% )Uном.
- в аварийном режиме сеть освещения V = -12,5% Uном
- на зажимах ЭД и аппаратов для их пуска и управления V = (-5 до + 10 %) Uном.
- на зажимах остальных приемников электроэнергии, в том числе приемников электроэнергии животноводческих комплексов и птицефабрик V =±5%Uном.
- в послеаварийных режимах допускается дополнительное отклонение напряжения на ±5%.
Колебания напряжения - это быстрое его изменение со скоростью более 1% в секунду. Согласно ГОСТ оцениваются:
а) размахом изменения напряжения - разностью между следующими друг за другом экстремумами огибающей действующих значений напряжения. Если огибающая действующих значений напряжения имеет горизонтальные участки, то размах изменения напряжения определяется как разность между соседними экстремумом и горизонтальным участком или как разность между соседними горизонтальными участками, В:
δV = Umax – Umin (6)
б)частотой изменения напряжения, 1/с, 1/мин, 1/ч,
F = m / Т, (7)
где m — количество изменения напряжения со скоростью изменения более 1 % в секунду за время Т;
в) интервалом между следующими друг за другом изменениями напряжения Δtk¡.
Если интервал времени между концом одного изменения и началом следующего, происходящего в том же направлении, менее 40 мс, то эти изменения рассматриваются как одно.
При работе резкопеременных нагрузок наиболее заметное снижение качества электроэнергии проявляется в виде колебаний δV напряжения и отклонений V его от номинального значения. К таким потребителям относятся дуговые печи, сварочные аппараты и управляемые вентильные преобразователи. Для практических расчётов применяются формулы:
(8)
rΣ - эквивалентное суммарное активное сопротивление; XΣ- эквивалентное суммарное индуктивное сопротивление; Iа- активная и Iр- реактивная составляющие тока нагрузки
Разница между отклонениями и колебаниями напряжения состоит только в скорости изменения напряжения. Любое изменение нагрузки также приводит к изменению напряжения
(9)
где Р и Q – активная и реактивная мощность преобразователя;
Sк- мощность КЗ на шинах питания.
Как видно из формулы, отклонения
напряжения определяются изменением
реактивной мощности. Изменение активной
мощности в промышленных сетях мало
влияет на напряжение из-за соотношения
активного и реактивного сопротивлений
питающей системы. Для ориентировочных
расчётов можно принять
(10)
Допустимые значения размахов изменений напряжения (колебаний напряжения) определяются по кривой ГОСТ 13109—67* в зависимости от частоты их повторения или интервала между следующими друг за другом изменениями напряжения.
Эквивалентные колебания напряжения для практических расчётов считаются допустимыми, если они не превышают 1%.
Согласно ГОСТ контроль колебаний напряжения в промышленных сетях должен осуществляться в эл сетях с дуговыми сталеплавильными печами в течение 30 мин в период наибольших нагрузок (период расплавления), в электросетях с установками электродуговой и контактной электросварки в течение 30 мин, в сетях с обжимными прокатными станами в течение 10—12 циклов прокатки, во всех остальных случаях в течение суток.
Несимметрия и неуравновешенность напряжения
Несимметрия напряжения в питающей сети связана с ростом числа и мощности несимметричных нагрузок, т. е. таких потребителей электроэнергии, симметричное многофазное исполнение которых или невозможно, или нецелесообразно по технико-экономическим соображениям.
Согласно ГОСТ несимметрия и неуравновешенность напряжения характеризуются коэффициентами несимметрии и неуравновешенности напряжения.
Коэффициент несимметрии напряжения ε2 — отношение напряжения обратной последовательности основной частоты, определяемого разложением на симметричные составляющие системы линейных напряжений, к номинальному напряжению, %:
ε 2 = (U2 / U ном)100 (11)
Значение коэффициента несимметрии - в пределах до 2 % длительно допустимо на зажимах любого трехфазного несимметричного приемника электроэнергии.
Коэффициент неуравновешенности напряжений εо — отношение напряжений нулевой последовательности основной частоты к номинальному фазному напряжению, %:
εо = (U0/Uном)100 (12)
В трехфазной распределительной сети с однофазными осветительными и бытовыми приемниками электроэнергии значение коэффициента неуравновешенности напряжения не должно превышать значений, при которых (с учетом других влияющих факторов) действующие значения напряжений не выходят за допустимые пределы.
Контроль коэффициента несимметрии, согласно ГОСТ 1.4109—67*, осуществляется в сетях с однофазными электропечами, работающими в «спокойном» режиме (печи сопротивления и др.) , в сетях с однофазными нагрузками, работающими в резкопеременном режиме (электродуговые сталеплавильные печи, тяговые нагрузки и т. д.) в течение 1 ч в период наибольших нагрузок, во всех остальных случаях в течение суток.
Контроль неуравновешенности напряжения осуществляется в течение суток.
Несинусоидальность напряжения
Согласно ГОСТ несинусоидальность напряжения характеризуется коэффициентом несинусоидальности.
Коэффициент несинусоидальности напряжения Кнс — отношение действующего значения гармонического содержания несинусоидального напряжения к напряжению основной частоты, %:
(13)
где
Uv — действующее значение
напряжения v-й гармоники;
п — номер последней из учитываемых гармоник.
В соответствии с ГОСТ значение коэффициента несинусоидальности напряжения в пределах от 2 до 5 % длительно допустимо на зажимах любого приемника электроэнергии, в некоторых случаях может быть допущена несинусоидальность от 4 до 10 %.
В соответствии с ГОСТ контроль несинусоидальности напряжения должен осуществляться в сетях с электродуговыми сталеплавильными печами и в установках электродуговой и контактной сварки в течение 30 мин в период наибольших нагрузок, в сетях с обжимным прокатными станами в течение 10—12 циклов прокатки, во всех остальных случаях в течение суток.
Несинусоидальность напряжения вызывается работой ЭП с нелинейными сопротивлениями.
К числу таких ЭП относятся: ртутновыпрямительные и тиристорные преобразователи; люминесцентные лампы с балластными сопротивлениями; силовые трансформаторы (кривые их намагничивающих токов несинусоидальны); мощные магнитные усилители (МУ) и др.
Перечисленные источники генерируют, в основном, нечетные гармоники канонических порядков.