Расчетныеформулы для определения потерь активной мощности в зависимости от перетоков рм

Расчетные условия	Расчетные формулы
Трехфазные сети, известны значения полной S, активной Pи реактивной Q мощностей нагрузок	;
Линии трехфазного тока, известны значения полной Si, активной Pi и реактивной Qi, мощностей на всех участках с активным сопротивлением ri	;
Трехфазные электрические сети, равномерно распределенная нагрузка
Силовые трансформаторы, приведены потери активной мощности из-за потребления РМ
Линии без проводимостей, известны активная и реактивная нагрузки

Примечание. Коэффициент К_и.п = 0,7- коэффициент изменения потерь активной мощности; β - коэффициент загрузкитрансформатора по току.

Таким образом,необходимость в автоматическом регулировании РМ вызвана стремлением не толькоснизить излишние потери активной мощности, возникающие в режимеперекомпенсации, но и тем, что при круглосуточной работе нерегулируемых КУчрезмерно повышается уровень напряжения в часы минимума нагрузок. Такоеповышение напряжения опасно как для токоприемников (особенно для лампнакаливания и электроприборов с нитями накала), так и для самих конденсаторов,которые при повышении напряжения более чем на 10 % выходят из строя.

При недопустимомповышении напряжения в узлах сети диспетчерская служба в энергосистемахвынуждена с целью снижения напряжения в часы минимума нагрузок (например, вночное время) переводить генераторы в режим потребления РМ.

Успешное решениеданной проблемы позволит комплексно экономить электроэнергию за счет сниженияпотерь активной мощности и регулирования напряжения в распределительных сетяхпредприятий и местных энергосистем.

Помимо этойпроблемы необходимо также решать вопросы, связанные с правильным выбором ирасчетом компенсирующих устройств (с учетом их статических характеристик истатических характеристик нагрузки), их наивыгоднейшим размещением вэлектросетях предприятий, их рациональной и безопасной эксплуатацией, защитойпри аварийных режимах работы и воздействии других внешних факторов.

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

Проблемапотребления и генерации реактивной мощности и (или) энергии является общей дляобеих договорных субъектов, поэтому расчеты за потребление и генерацию РМдолжны производиться по обоюдному согласию в соответствии с действующими НТД втой части, которая не противоречит законодательству.

Абонент попросьбе энергоснабжающей организации может отключать или включать компенсирующиеустройства и таким образом менять потребление или генерацию реактивной мощностии (или) энергии. Энергоснабжающая организация, на наш взгляд, должнастимулировать абонента, применяющего такие меры, например, в виде скидки старифа на электроэнергию.

Графики и срокиотключения (включения) КУ, порядок оплаты и величины скидок должны бытьоговорены в договоре энергоснабжения.

Придвухставочном тарифе в договоре энергоснабжения обычно указывается допустимоезначение присоединенной активной мощности в часы максимума нагрузкиэнергосистемы. Если же это значение окажется ниже договорного, то абонентоплачивает договорной объем присоединенной мощности.

Если приодноставочном тарифе к сетям абонента подключены субабоненты, то значениепотребленной электроэнергии должно быть соответственно уменьшено с учетомэлектроэнергии, потребленной субабонентами, что не всегда принимается вовнимание и поэтому ведет к излишней переплате за электроэнергию, потребленнуюабонентом.

В осенне-зимниймаксимум нагрузки энергосистемы энергоснабжающая организация вводит вустановленном порядке плановые графики ограничений (в ряде случаев -отключений) мощности абонента. В этом случае оплате должна подлежать договорнаямощность, уменьшенная в соответствии с вводимыми в данный период ограничениями.

Следует такжезнать, что мощность, участвующая в регулировании нагрузок энергосистемы, когдаабонент по согласованию с энергоснабжающей организацией переводит часть или всюнагрузку в режим абонента-регулятора, оплачивается по льготному тарифу, которыйустанавливается региональной энергетической комиссией. Иногда в договореэнергоснабжения предусматривается фиксированное значение мощности, оплачиваемоепо льготному тарифу.

В результатетакого краткого обзора и анализа договорных взаимоотношений между потребителямиэлектроэнергии и энергоснабжающими организациями можно сделать вывод, чторациональная оплата потребляемой электроэнергии зависит не только от ееэкономного расходования и от знания и умения пользоваться законодательными,правовыми и подзаконными актами, а также от грамотного взаимоотношения сэнергоснабжающими организациями, что в итоге и определяется договоромэнергоснабжения.

Пренебрежениехотя бы одним из этих факторов приводит к значительным переплатам запотребляемую электроэнергию.

Например, частопредприятия не пользуются правом уменьшать оплачиваемую мощность, обусловленнуюдоговором энергоснабжения, и не извещают своевременно об этом энергоснабжающиеорганизации. Такой пункт целесообразно включить в договор энергоснабжения, например,при условии, что заявленное потребителем снижение оплачиваемой мощности будетприниматься в расчет при исчислении основной платы в том случае, если этоснижение будет длиться, например, не менее 3 мес.

Если нагрузкапотребителя лимитируется в часы максимума нагрузки энергосистемы, то договорнаяоплачиваемая мощность потребителя, за которую взимается основная платадвухставочного тарифа, должна уменьшаться до установленного уровня на весьпериод лимитирования мощности потребителя.

В некоторыхслучаях переплата за потребленную электроэнергию формализуется договоромэнергоснабжения и частично происходит по вине потребителя, например, припревышении им согласованной участниками договора энергоснабжения величиныпотребляемой электроэнергии.

Например, всистеме ОАО «Мосэнерго» такое превышение учтено при определении стоимостипотребленной электроэнергии коэффициентом k_э.с > 1 за сверхпотребленную электроэнергию по следующейформуле, руб.:

С_э = (∆Э_бТ_э)+ (∆Э_сТ_эk_э.с),

где С_э - стоимостьэлектрической энергии, потребленной абонентом в расчетном периоде, руб.;

∆Э_б- количество электрической энергии, потребленной абонентом в расчетном периодев пределах договорных значений, кВт·ч;

∆Э_с- количество электрической энергии, потребленной абонентом в расчетном периодесверх договорных значений, кВт·ч;

Т_э - действующий(ие) в расчетном периодетариф(ы) на электрическую энергию;

k_э.с - коэффициент, равный 1,5, засверх согласованное сторонами потребление абонентом в расчетном периодеэлектрической энергии.

Многиепредприятия, рассчитываясь с энергоснабжающей организацией по двухставочномутарифу и отпуская часть электроэнергии через свои трансформаторы другимпотребителям (субабонентам) по одноставочному тарифу, оплачивают всю мощность,не уменьшая ее на значение нагрузки этих субабонентов, участвующей в максимуменагрузки энергосистемы. При отсутствии электросчетчиков, фиксирующих максимумнагрузки субабонентов (которые им и не требуются, поскольку они нерассчитываются за присоединенную мощность), их фактическая нагрузка должнаопределяться на основе суточных графиков нагрузки за характерные периоды года ификсироваться в договоре энергоснабжения абонента с энергоснабжающейорганизацией.

Немалопредприятий (организаций) учитывают расходуемую электроэнергию на стороненизшего напряжения головных абонентских трансформаторов. В этом случае имеютместо переплаты не только за счет повышенной ставки двухставочного тарифа, ночасто и за счет неправильного определения потерь электроэнергии от границыраздела электросети до места установки расчетных приборов учета. Иногдазначение таких потерь устанавливается энергоснабжающей организациейпроизвольно, например, на уровне 5 %. Однако эти потери должны определятьсярасчетным путем энергоснабжающей организацией совместно с потребителем и указыватьсяв договоре энергоснабжения. И все равно, практика показывает, что дажеправильно рассчитанное значение этих потерь окажется выше по сравнению с еефиксированным значением при перестановке приборов учета электроэнергии состороны низшего на сторону высшего напряжения головных абонентскихтрансформаторов.

Потери активнойи реактивной электроэнергии в головных абонентских трансформаторах (в питающихлиниях этими потерями, как правило, можно пренебречь из-за относительно малыхпротяженностей таких магистралей) определяются по следующим формулам.

Потери активнойэлектроэнергии в трансформаторе, кВт·ч

∆W_a = ∆P_xT_o + β²∆P_kT_p                                                                                                     (1)

где ∆P_x - потериактивной мощности XX в трансформаторе, кВт;

∆P_k - потериактивной мощности КЗ в трансформаторе, кВт;

Т_о - годовое число часов присоединения трансформатора к сети;

Т_p - число часовработы трансформатора под нагрузкой;

β* - коэффициент загрузки трансформатора, равный отношениюсреднего тока нагрузки I_ср к егономинальному току I_ном, т.е.

,                                                                   (2)

* Коэффициент β можноопределить и по другой формуле:

,

где cos -коэффициент мощности нагрузки.

,                                                             (3)

,                                                                 (4)

где S_ном - номинальнаямощность трансформатора, кВ·А;

W_p и W_a -соответственно расход активной, кВт·ч, и реактивной, квар·ч, электроэнергии;

Т - время работы трансформатора за соответствующий период, ч.

Потери активноймощности ∆Р_т, кВт, в трансформаторе определяются последующей формуле:

∆Р_т = (∆Р_х + k_э∆Q_x) + ²(∆Р_к+ k_э∆Q_к),                                         (5)

где k_э - коэффициентизменения потерь в трансформаторе;

∆Q_x - потериреактивной мощности в трансформаторе при XX, квар;

∆Q_к - потери реактивной мощности втрансформаторе при КЗ, квар.

Значения ∆Р_х,∆Q_x, ∆Р_к и ∆Q_к табулированы (указаны в паспортных данных натрансформаторы).

Годовые потериэлектроэнергии ∆W_a, кВт·ч, при постоянно подключенном ксети трансформаторе (т.е. при Т_о = 8760 ч) можно определить по следующей формуле:

,                                                      (6)

где S_max -зафиксированная максимальная нагрузка трансформатора, кВ·A.

Потериреактивной энергии ∆W_p, квар·ч, в трансформаторе определяютсяпо следующей формуле:

,                                            (7)

где k_ф - коэффициентформы графика нагрузки, обычно принимаемый равным 0,8.

Потериреактивной мощности ∆Q_т, квар, в трансформаторе определяются по следующей формуле:

,                                                   (8)

Если употребителя электроэнергии установлено n однотипных трансформаторов, то вцелях экономии электроэнергии (и соответственно ее потерь) целесообразноотключить один из трансформаторов, что возможно при следующем условии:

,                                                       (9)

где k - экономический эквивалент реактивной мощности, примерноравный:

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 активнойэлектроэнергии ∆W_a, кВт·ч, можноснизить и за счет компенсации реактивной мощности, исходя из следующей формулы:

∆W_a = kW_a(tg₁ - tg₂),                                                        (10)

где tg₁ и tg₂ - тангенсы угла  до и послекомпенсации РМ.

Если междупотребителем и энергоснабжающей организацией возникнут разногласия потехническим вопросам договора энергоснабжения, то они могут быть рассмотренытерриториальными (местными) или региональными органами (управлениями)Госэнергонадзора вплоть до Департамента государственного энергетическогонадзора, лицензирования и энергоэффективности, что делается по выбору(соглашению) обеих сторон.

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

Технико-экономическиепроблемы в электрохозяйстве предприятий (организаций) тесно слились скоммерческими (финансовыми) взаимоотношениями с энергоснабжающими организациямии только их комплексное решение позволит обеспечить надлежащее и стабильноефункционирование электрохозяйства, надежную, экономичную работу и безопасноеобслуживание электроустановок.