Одним из основных направлений снижения потерь электроэнергии в сетях является компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества потребляемой электрической энергии непосредственно в сетях потребителей.

Как известно, синхронные генераторы вырабатывают активную и реактивную электроэнергию. Активная энергия преобразуется в другие виды энергии (механическую, тепловую, световую) и используется потребителями для выполнения полезной работы.

Реактивная энергия, в отличие от активной, в полезной работе электроприемников не участвует, поскольку не может быть преобразована в другие виды энергии, а лишь создает условия (намагничивающее поле трансформаторов, вращающееся поле электродвигателей, потоки рассеяния), при которых активная энергия совершает работу.

Еще большее различие в мощностях электрического тока. Мощность – это работа в единицу времени, а реактивная мощность, в отличие от активной, работы не производит.

Утверждают, что «для создания реактивной энергии у поставщика электрической энергии топливо не расходуется» [10]. Действительно, источники реактивной мощности (синхронные генераторы, батареи статических конденсаторов, синхронные компенсаторы, реакторы, зарядная мощность ЛЭП) генерируют реактивную мощность без затрат топлива. Например, у синхронных генераторов−основных источников реактивной мощности в энергетической системе−регулирование реактивной мощности и поддержание напряжения на его зажимах осуществляется с помощью автоматическим регулятором возбуждения (АРВ). Настройка АРВ такова, что при изменении активной нагрузки реактивная мощность генератора не меняется, т.е. регулирование реактивной мощности не зависит от регулирования активной мощности, требующее расхода топлива.

Кстати, у синхронных генераторов удельный расход условного топлива относят на единицу выработанной активной электроэнергиии −г у.т./кВт∙ч.

Между тем первичные энергоресурсы, затрачиваемые при сжигании топлива на электростанциях, расходуются на начальное возбуждение электромагнитного поля при подаче напряжения на обесточенные элементы сети, а также на восполнение потерь энергии в активных сопротивлениях при обмене энергией между источником и реактивными элементами сети. Именно рассеяние энергии в активных сопротивлениях сети от перетоков активной и реактивной энергии создает ту добавочную активную нагрузку, которую должны покрыть генерирующие источники для обеспечения режима полезного электропотребления [11].

По закону Украины "Про електроенергетику" (редакция от 27.04.2007 зі змінами і доповненнями, внесеними Законами України) поставщики электроэнергии обязаны

  1. Обеспечить потребителю надежную поставку электроэнергии в соответствии с условиями, оговоренными в лицензиях и договорах.
  2. Потребители электрической энергии имеют право на получение электроэнергии, показатели качества которой определены госстандартами.
  3. Передача, распределение и поставка электроэнергии потребителям должны быть осуществленны наиболее экономичным образом.

Компенсация реактивной мощности направлена, в основном, на уменьшение потерь активной мощности при эксплуатации распределительных сетей и одновременно на улучшение качества напряжения. Кроме того, компенсирующие устройства, устанавливаемые в распределительных сетях промышленных предприятий, обеспечивают оптимальный баланс реактивной мощности и запас устойчивости в узлах нагрузки.

Идеальным решением с технической точки зрения была бы выработка реактивной мощности компенсирующими устройствами, расположенными вблизи каждого потребителя. Однако чем больше мощность КУ и соответственно аппаратуры управления и защиты, тем он дороже.

Для нахождения приемлемого решения потребителю приходится сопоставлять стоимость установки КУ, дополнительной аппаратуры управления и защиты с учетом расходов на эксплуатацию с экономией на оплате за потребленную реактивную мощность, на стоимости потерь в распределительных сетях, а также с выигрышем, получаемым за счет улучшения напряжения у потребителя.

Для решения поставленной задачи необходима достоверная оценка платы за потребленную реактивную энергию. Действующая в настоящее время «Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами» [1] не соответствует задекларированным целям, не стимулирует потребителей к уменьшению перетоков реактивной мощности, а наоборот способствует выводу из функционирования средств КУ и ликвидации приборов ее учета, что ставит под сомнение целесообразность ее использования [2].

Согласно действующей методике [1] плата за потребление и генерацию реактивной энергии определяются тремя составляющими

где – основная плата за потребление и генерацию реактивной энергии;

– надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами компенсации реактивной мощности (КРМ);

– скидки за участие потребителя в регулировании суточного режима энергосистемы.

Основная плата за потребление и генерацию реактивной энергии определяется по формуле

где – объем потребленной реактивной энергии в точке учета, кВАр∙ч;

– объем генерации потребителем реактивной энергии в сеть энергопоставщика, кВАр∙ч;

К=3 – коэффициент ущерба от генерации реактивной энергии из сети потребителя;

– экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр;

Т – средняя закупочная цена на электроэнергию, грн/кВт∙ч.

Штрафной коэффициент К, призванный учесть возможный ущерб энергопоставщику в период ночных провалов графика нагрузки от генерации потребителем реактивной энергии, произвольно принят равным 3. В итоге плата только за генерируемую реактивную энергию для потребителя составляет 90-95% общей стоимости [9].

Нельзя априори вводить для всех без исключения потребителей огромный штраф за возможный ущерб. Необходимо не допускать перекомпенсации на границе балансовой принадлежности и это может быть оговорено в договоре. Лишь при нарушении договорных условий к потребителю могут быть применены штрафные санкции.

Надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами КРМ предлагается в действующей методике определять по формуле

где − базовое значение коэффициента стимулирования капитальных вложений в средства КРМ в электрической сети потребителя;

− штрафной коэффициент, возрастающий от 1 до 4, начиная со значения и ниже.

В формуле для присутствуют сразу два штрафных коэффициента: и , т.е. потребитель наказывается дважды.

На наш взгляд, за установку, управление, обслуживание и защиту КУ в своих электрических сетях потребитель должен получить долю эффекта от снижения

  • потерь активной электроэнергии (мощности) в электрических сетях энергопоставщика,
  • напряженности энергобалансов,
  • затрат топлива на генерирующих электростанциях,

а также за услуги по поддержанию напряжения в соответствии с действующими стандартами.

Интерес к поставленной задаче чрезвычайно велик [2-15]. Ниже предлагаются наиболее вероятные варианты расчета за потребленную реактивную энергию.

Вариант 1

Реактивная мощность узла нагрузки (потребителя) в режиме максимума покрывается мощностью , предоставляемой энергопоставщиком, и мощностью компенсирующего устройства , установленного у потребителя (рис.1). В результате фактическое потребление реактивной мощности равно

.

Рис.1. Треугольник мощностей при наличии КУ у потребителя.


В результате разгрузки линий по реактивной мощности переток к потребителю от энергопоставщика снижается на величину мощности конденсаторных установок

где значение определяют по данным контрольного замера фактического потребления реактивной мощности от энергопоставщика в часы максимума нагрузки потребителя в точке учета по формуле

где − 30-минутный максимум активной нагрузки в расчетный период, кВт.

Это приводит к

  • снижению потерь активной и реактивной мощностей в передающих элементах сети (линиях, трансформаторах)

,

;

  • снижению потери напряжения в линии

.

Выбор мощности КУ следует производить таким образом [4], чтобы на шинах у потребителя обеспечить

  • качество электроэнергии по напряжению, т.е. не менее 95 % случайных значений отклонений фазных напряжения потребителя должны находиться в интервале

где

,

  • надежность электроснабжения: число и продолжительность кратковременных отключений потребителя в расчетный период должны отвечать требованию

,

,

где , – согласованное с потребителем число и продолжительность кратковременных отключений соответственно;

  • экономичность электроснабжения: технологический расход электроэнергии (ТРЭ) на ее передачу должен быть нормативным [5] и, следовательно, розничные тарифы на электроэнергию − оптимальными. При этом за счет уменьшения потерь активной и реактивной мощностей снижается напряженность энергетических балансов.

В варианте 1 оплате подлежит фактически потребленная реактивная мощность

где – реактивная мощность (энергия) потребителя, кВАр, кВАр∙ч; – реактивная мощность (энергия) КУ, применение которых обеспечило надежное, качественное и экономичное электроснабжение потребителя, кВАр, кВАр∙ч; − плата за потребленную реактивную мощность, грн; Т – тариф на активную электроэнергию, грн/кВт·ч; – экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр.

В часы минимальных нагрузок в энергосистеме от предприятия требуется отключение КУ или полная компенсация реактивной мощности.

Экономический эквивалент реактивной мощности (ЭЭРМ) есть показатель удельной эффективности применения КУ, показывающий, как изменяются потери активной мощности в сети при изменении реактивной мощности на единицу для каждого конкретного потребителя индивидуально, исходя из реальных условий передачи ему реактивной мощности по сетям энергопередающей компании [6]. ЭЭРМ позволяет отказаться от среднего экономического (базового) значення коэффициента реактивной мощности [15].

Рассчитывается ЭЭРМ с помощью компютерной программы «Энерголокатор» методом численного дифференцирования по формуле

Компютерный подход позволяет определять удельное снижение потерь активной мощности как сумму показателей для распределительной и питающей сетей

.

Кроме того, потребитель оплачивает стоимость установки КУ, дополнительной аппаратуры управления и защиты с учетом расходов на их эксплуатацию.

Вариант 2

У потребителя отсутствует компенсирующее устройство и реактивная мощность узла нагрузки в режиме максимума покрывается мощностью, предоставляемой энергопоставщиком (рис. 2)

,

Рис. 2. Треугольник мощностей при отсутствии КУ у потребителя.


Разгрузка элементов сети по реактивной мощности отсутствует и потери активной, реактивной мощностей и потери напряжения вычисляются по формулам

, ,

При этом потребителю не гарантируется

  • качество электроэнергии: за счет высокой потери напряжения в элементах сети (линиях, трансформаторах) вероятность случайных значений отклонений фазных напряжения в узле нагрузки потребителя находиться в интервале может быть меньше 0,95, т.е.

;

  • экономичность электроснабжения: отсутствие компенсации реактивной мощности вызовет сверхнормативный технологический расход электроэнергии (ТРЭ) на ее передачу от энергопоставщика к потребителю (), а это значит, что ТРЭ не будет нормативным, а розничные тарифы на электроэнергию − оптимальными. Кроме того, за счет роста потерь активной и реактивной мощностей возрастет напряженность энергетических балансов;
  • надежность электроснабжения: число и продолжительность кратковременных отключений потребителя в расчетный период может не отвечать требованию

,

Помимо платы за потребленную энергию перечисленные факторы требуют от потребителя дополнительных затрат из-за

  • нарушений качества электроэнергии (по напряжению) в узле нагрузки,
  • превышения количества и продолжительности оговоренных в договоре кратковременных отключений потребителя,
  • производства, передачи и распределения сверхнормативного ТРЭ,

Увеличение потерь напряжения в передающих элементах сети нарушает требование ГОСТ 13109-97 в отношении качества напряжения. Если требование ГОСТ не выполняется, то ущерб от отклонения напряжения от номинального значения в узлах нагрузки определяется по формуле

,

где b―стоимость ущерба в процентах в квадрате (%)2 на 1 кВт∙ч; – отклонение напряжения в узле нагрузки по отношению к номинальному; − энергия, потребленная в промежутке времени t, для которого производится расчет [3].

Стоимость сверхнормативных потерь определяется как произведение тарифа Т на величину сверхнормативных потерь

.

В варианте 2 потребитель оплачивает не только потребленную реактивную мощность, равную его реактивной нагрузке , но и компенсирует затраты, связанные со сверхнормативными потерями активной энергии в питающей и распределительной сетях и нарушением качества энергии по напряжению в узлах нагрузки

.

Выводы

  1. В рыночных условиях потребителю должна быть предоставлена альтернатива:
  • или установить компенсирующее устройство соответствующей мощности вблизи места потребления реактивной мощности и оплачивать только часть реактивной нагрузки (энергии) и дополнительную аппаратуру управления и защиты к нему с учетом расходов на эксплуатацию (причем в часы минимальных нагрузок от предприятия требуется полная компенсация реактивной мощности или отключение КУ)
  • или не устанавливать компенсирующее устройство, а платить за потребленную реактивную мощность (энергию) в полном объеме и возмещать тот ущерб, который может быть причинен избыточным перетоком реактивной мощности к потребителю.
  1. Численное дифференцирование позволяет определять экономический эквивалент реактивной мощности как сумму составляющих для питающих и распределительных сетей, что значительно повышает его точность расчетов.
  2. Расчет платы за потребленную реактивную энергию проводится с использованием программного комплекса «Энерголокатор».

Список литературы

  1. Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами // Офіційний вісник України.- 2002.- №6.
  2. Владимиров Ю.В., Смилянский И.И. О методике расчетов оплаты за перетоки реактивной электроэнергии между энергетической организацией и потребителями// Энергетика и электрификация.- 2002.- №11.
  3. Пелисье Р. Энергетические системы. ― М.: Высш.школа, 1982.
  4. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях//Энергесбережение Энергетика·Энергоаудит.-Харьков.:-2009.- № 6.
  5. Дерзский В.Г,.Скиба В.Ф. Обоснование уровня нормативных потерь электроэнергии в распределительных сетях //Энергетические сети и системы.-2007.-№6.
  6. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии.-М.: Энергоатомиздат, 1985.
  7. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях.-М.: Энергоатомиздат, 1989.
  8. Инструкция по системному расчету КРМ в электрических сетях.-М.: Энергоатомиздат, 1986.
  9. Зорин В.В. К вопросу об оплате за реактивную мощность //Техническая электродинамика.-2004.-№1.
  10. Сюсюкин А.И. К вопросу об уплате (надбавки) за реактивную электрическую энергию// Промышленная энергетика.- 2001.- №9.
  11. Осика Л.К. Оплата за реактивную электроэнергию – важная составляющая рыночных отношений в энергетике//Промышленная энергетика.-2002.-№ 6.
  12. Гаврилов Е.В., Мельник О.В. Достоверность расчетов платы за перетоки реактивной электроэнергии как фактор, влияющий на стабильность энергосистемы// Новини енергетики.- 2002.- №2.
  13. Красник В.В. Еще раз к вопросу об уплате за реактивную электроэнергию // Промышленная энергетика.- 2002.- №6.
  14. Кухта О.В., Симонова Е. К вопросу об эффективности компенсации реактивной мощности //Энергетическая политика Украины.-2004. -№ 9.
  15. «Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии». Утверждены Главгосэнергонадзором России 1 января 1994 г.