Учет и реализация электроэнергии. Курс лекций по теме 1 Учет и реализация электрической энергии
 Скачать 0.52 Mb.
|
|
Рынок мощности Целью формирования рынка мощности является создание благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, обеспечивающих создание новых генерирующих мощностей в объёме, достаточном для удовлетворения спроса на электроэнергию и поддержания необходимого уровня надёжности энергоснабжения. Отбор поставщиков мощности производится Системным оператором на основе конкурентного отбора ценовых заявок на продажу мощности. Поставщики, отобранные в результате конкурентного отбора, получают гарантию востребованности их мощности. В период действия этой гарантии продажа мощности может осуществляться по свободным двусторонним договорам с одновременной продажей электроэнергии на конкурентном рынке либо тарифным способом по цене, указанной поставщиком в ценовой заявке с одновременной продажей электроэнергии по тарифу, устанавливаемому ФСТ. Долгосрочный рынок мощности предусматривает: покупку/продажу мощности, отобранной по итогам конкурентного отбора мощности (КОМ), по договорам купли-продажи мощности, заключённым по итогам КОМ; покупку/продажу мощности по свободным договорам купли/продажи мощности, в том числе на бирже (СДМ); покупку/продажу мощности новых объектов тепловой генерации по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) и по договорам купли-продажи мощности новых атомных электростанций и тепловых электростанций, аналогичным ДПМ. покупку/продажу мощности генерирующих объектов, отнесённым к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме (вынужденные генераторы); покупку/продажу мощности по регулируемым договорам (РДМ) (в отношении поставок населению и приравненным к населению категориям потребителей); покупку/продажу мощности генерирующих объектов, определённых по результатам конкурсов и отборов инвестиционных проектов. В долгосрочном рынке КОМ производится исходя из формируемого системным оператором ЕЭС прогноза спроса на соответствующий период поставки. В случае превышения фактического спроса на мощность над прогнозным возможно проведение корректирующего конкурентного отбора. В ходе КОМ в первую очередь отбираются мощности, введённые по ДПМ с объектами тепловой генерации, а также по аналогичным ДПМ договорам с атомными электростанциями и гидроэлектростанциями. Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается, за исключением мощности генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания технологических режимов работы энергосистемы или поставок тепловой энергии (вынужденные генераторы). Мощность вынужденных генераторов оплачивается по тарифу, установленному ФСТ. В декабре 2010 года закончилась первая кампания по подписанию ДПМ. Объект тепловой генерации, введённый по ДПМ, получает гарантию оплаты мощности на 10 лет, обеспечивающую возврат капитальных затрат и оговорённых эксплуатационных расходов. Для договоров, аналогичных ДПМ, заключаемых с атомными электростанциями и гидроэлектростанциями, гарантия оплаты мощности составляет 20 лет. Рынок системных услуг Рынок системных услуг используется в качестве механизма обеспечения надежности функционирования энергетической системы и качества электрической энергии. В разных странах рассматривают различные типы системных услуг. Основными из них являются следующие: первичное и вторичное регулирование частоты электрического тока; регулирование напряжения; поддержание резервов мощности; возможность запуска генерирующего объекта без внешнего источника электрической энергии; регулирование нагрузки потребителей; противоаварийное управление. Постановлением Правительства Российской Федерации № 117 от 3 марта 2010 г. утверждены правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг. Данным постановлением определены 4 вида услуг по обеспечению системной надежности: услуги по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций; услуги по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт); услуги по регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится электрическая энергия; услуги по развитию систем противоаварийного управления в Единой энергетической системе России. Организация отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оплата таких услуг, а также координация их действий по оказанию услуг по обеспечению системной надежности осуществляются Системным оператором. Участники оптового рынка Участники оптового рынка — поставщики электрической энергии и мощности (генерирующие компании или организации, имеющие право продажи производимой на генерирующем оборудовании электрической энергии (мощности), организации, осуществляющие экспортно-импортные операции) и покупатели электрической энергии и мощности (энергосбытовые организации, крупные потребители электрической энергии (мощности), гарантирующие поставщики (энергоснабжающие организации), организации, осуществляющие экспортно-импортные операции), получившие статус субъектов оптового рынка и право на участие в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке (Постановление Правительства РФ № 1172 «Об утверждении правил оптового рынка электрической энергии и мощности"). Контрольные вопросы Что понимают под оптовым рынком электроэнергии. Перечислите особенности электроэнергии как товара. Сформулируйте основные принципы организации оптового рынка. Укажите сущность долгосрочных двусторонних договоров; рынка на сутки вперёд; балансирующего рынка. Перечислите участников оптового рынка. Лекция 3. Основные положения по учету электроэнергии Основной целью учета электроэнергии является получение достоверной информации о производстве, передаче, распределении и потреблении электрической энергии на оптовом и розничном рынках электроэнергии для решения основных технико-экономических задач: финансовых расчетов за электроэнергию и мощность между субъектами рынка (энергоснабжающими организациями, потребителями электроэнергии) с учетом ее качества; определения и прогнозирования технико-экономических показателей производства, передачи и распределения электроэнергии в энергетических системах; определения и прогнозирования технико-экономических показателей потребления электроэнергии на предприятиях промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунально-бытовым сектором и др.; обеспечения энергосбережения и управления электропотреблением. Качество подаваемой энергоснабжающей организацией энергии должно соответствовать требованиям, установленным государственными стандартами и иными обязательными правилами или предусмотренным договором энергоснабжения. Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества электроэнергии (и в необходимых случаях средних значений мощности): выработанной генераторами электростанций; потребленной на собственные и хозяйственные нужды (раздельно) электростанций и подстанций, а также на производственные нужды энергосистемы; отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций непосредственно к потребителям; переданной в сети других собственников или полученной от них; отпущенной потребителям из электрической сети; переданной на экспорт и полученной по импорту. Организация учета активной электроэнергии должна обеспечивать возможность: определения поступления электроэнергии в электрические сети различных классов напряжения энергосистем; составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистем и потребителей; контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и балансов электроэнергии; расчетов потребителей за электроэнергию по действующим тарифам, в том числе многоставочным и дифференцированным; управления электропотреблением. Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств. Учет электроэнергии производится на основе измерений с помощью счетчиков электрической энергии и информационно – измерительных систем. Для учета электроэнергии должны использоваться средства измерений, типы которых утверждены Госстандартом России и внесены в Государственный реестр средств измерений. Государственный метрологический контроль и надзор за средствами измерений, применяемыми при проведении учета электроэнергии, осуществляется органами Госстандарта России и аккредитованными им метрологическими службами на основе действующей нормативной документации. Организация учета электроэнергии Организация учета электроэнергии на действующих, вновь сооружаемых, реконструируемых электроустановках должна осуществляться в соответствии с требованиями действующих нормативно – технических документов в части: мест установки и объемов средств учета электроэнергии на электростанциях, подстанциях и у потребителей; классов точности счетчиков и измерительных трансформаторов; размещения счетчиков и выполнения электропроводки к ним. Учет активной и реактивной энергии и мощности, а также контроль качества электроэнергии для расчетов между энергоснабжающей организацией и потребителем производится, как правило, на границе балансовой принадлежности электросети. Для повышения эффективности учета электроэнергии в электроустановках рекомендуется применять автоматизированные системы учета и контроля электроэнергии, создаваемые на базе электросчетчиков и информационно – измерительных систем. Лица, выполняющие работы по монтажу и наладке средств учета электроэнергии, должны иметь лицензии на проведение данных видов работ, полученные в установленном порядке. Средства учета электрической энергии и контроля ее качества должны быть защищены от несанкционированного доступа для исключения возможности искажения результатов измерений. Организация эксплуатации средств учета электроэнергии Поставщик средств измерений, используемых для учета электрической энергии и контроля ее качества, должен иметь лицензию на их изготовление, ремонт, продажу или прокат, выдаваемую Госстандартом России в установленном порядке. Организация эксплуатации средств учета электроэнергии должна вестись в соответствии с требованиями действующих нормативно – технических документов и инструкций заводов – изготовителей. Эксплуатационное обслуживание средств учета электроэнергии должно осуществляться специально обученным персоналом. При обслуживании средств учета электроэнергии должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с действующими правилами. Ведомства могут на основании действующих правовых и нормативно – технических документов разрабатывать и утверждать в пределах своей компетенции ведомственные нормативно – технические документы в области учета электроэнергии, не противоречащие настоящим Правилам. Периодическая проверка средств измерений, используемых для учета электрической энергии и контроля ее качества, должна производиться в сроки, установленные Госстандартом России. Перестановка, замена, а также изменение схем включения средств учета производится с согласия энергоснабжающей организации. Контрольные вопросы Назовите цель учета электроэнергии? Укажите требования к качеству электроэнергии? Какие возможности должна обеспечивать организация учета активной электроэнергии? Укажите особенности организацииучета электроэнергии? Укажите особенности организацииэксплуатации средств учета электроэнергии? Лекция 4. Методы определения фактических значений потребления электрической энергии и мощности на промышленных предприятиях (в соответствии с Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии, утв. Постановлением Правительства РФ от 04.05.12 г. №442 (далее Положения)) На основании Приложения №3 к Положениям а) объем потребления электрической энергии (мощности) в соответствующей точке поставки определяется: если в договоре энергоснабжения имеются данные о величине максимальной мощности энергопринимающих устройств в соответствующей точке поставки, по формуле:  ,где  - максимальная мощность энергопринимающих устройств, относящаяся к соответствующей точке поставки, а в случае, если в договоре энергоснабжения не предусмотрено распределение максимальной мощности по точкам поставки, то в целях применения настоящей формулы максимальная мощность энергопринимающих устройств в границах балансовой принадлежности распределяется по точкам поставки пропорционально величине допустимой длительной токовой нагрузки соответствующего вводного провода (кабеля), МВт;Т - количество часов в расчетном периоде, ч; если в договоре энергоснабжения отсутствуют данные о величине максимальной мощности энергопринимающих устройств, по формулам:
где  - допустимая длительная токовая нагрузка вводного провода (кабеля), А; - номинальное фазное напряжение, кВ; - коэффициент мощности при максимуме нагрузки. При отсутствии данных в договоре коэффициент принимается равным 0,9;б) почасовые объемы потребления электрической энергии в соответствующей точке поставки определяются по формуле:  ,где W - объем потребления электрической энергии в соответствующей точке поставки, определенный в соответствии с подпунктом «а» настоящего пункта, МВт∙ч. Расчетные способы применяется в следующих случаях: при непредставлении потребителем показаний расчетного прибора учета в сроки, установленные в договоре энергоснабжения для 3-го и последующих расчетных периодов подряд, за которые не предоставлены показания расчетного прибора учета (пункт 166 Положений); при 2-кратном недопуске к расчетному прибору учета, установленному в границах энергопринимающих устройств потребителя, для проведения контрольного снятия показаний или проведения проверки приборов учета объем потребления электрической энергии (мощности) и оказанных услуг по передаче электрической энергии рассчитывается начиная с даты, когда произошел факт 2-кратного недопуска, вплоть до даты допуска к расчетному прибору учета (пункт 178 Положений); неисправности, утрате или истечении срока межповерочного интервала расчетного прибора учета либо его демонтаж в связи с поверкой, ремонтом или заменой определение объема потребления электрической энергии (мощности) и оказанных услуг по передаче электрической энергии по истечении 2-х месяцев с даты неисправности, демонтажа вплоть до даты допуска прибора учета в эксплуатацию (пункт 179 Положений); в отсутствие приборов учета вплоть до даты допуска прибора учета в эксплуатацию (пункт 181 Положений) выявление факта безучетного потребления (пункт 195 Положений). Расчетные способы применяются с 01.07.2012 г., а до 01.01.2013 г. с коэффициентом 0,8 к соответствующему объему, полученному в результате расчетного способа. В отсутствие приборов учета у потребителей, на которых не распространяются требования статьи 13 Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» в части организации учета электрической энергии, объем потребления электрической энергии рассчитывается сетевой организацией на основании расчетного способа, определенного в договоре энергоснабжения (пункт 181 Положений). В отношении потребителей с максимальной мощностью не менее 670 кВт (750 кВА), на которых распространяется требование об использовании приборов учета, позволяющих измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, то вплоть до выполнения указанного требования во всех точках поставки в границах балансовой принадлежности энергопринимающих устройств такого потребителя, которые оборудованы интегральными приборами учета, с 1 июля 2013 г. применяется следующий порядок определения почасовых объемов потребления электрической энергии: во всех точках поставки в границах балансовой принадлежности энергопринимающих устройств такого потребителя, которые оборудованы интегральными приборами учета, почасовые объемы потребления электрической энергии в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки в рабочие дни расчетного периода полагаются равными минимальному значению из объема потребления электрической энергии, определенного на основании показаний интегрального прибора учета за расчетный период, распределенного равномерно по указанным часам, и объема электрической энергии, соответствующего величине максимальной мощности энергопринимающих устройств этого потребителя в соответствующей точке поставки, а почасовые объемы потребления электрической энергии в остальные часы расчетного периода определяются исходя из равномерного распределения по этим часам объема электрической энергии, не распределенного на плановые часы пиковой нагрузки (пункт 181 Положений). Контрольные вопросы Укажите формулы для определения объема потребления электрической энергии (мощности) в соответствующей точке поставки? Укажите формулу для определения почасовых объемов потребления электрической энергии в соответствующей точке поставки определяются? В каких случаях применяются расчетные способы оплаты за электроэнергии? Укажите порядок определения почасовых объемов потребления электрической энергиив отношении потребителей с максимальной мощностью не менее 670 кВт (750 кВА) с 1 июля 2013 года. Лекция 5. Коэффициент мощности и его технико-экономическое значение Коэффициентом мощности cosφ называют отношение активной мощности потребителя к полной мощности  .Каждый потребитель электрической энергии характеризуется номинальным током и напряжением и номинальной полной мощностью, равными произведению номинального напряжения на номинальный ток. Для трехфазной системы переменного тока  Наилучшее использование мощности генератора будет при его работе с номинальными значениями гака и напряжения и при cosφ=1. В этом случае активная мощность генератора будет равна его полной мощности  При номинальных значениях тока и напряжения и изменяющемся cosφ мощность генератора будет прямо пропорциональна последнему, а уменьшение cosφ приведет к неполному использованию его мощности. С другой стороны, если приемник электрической энергии работает с постоянной активной мощностью при неизменном напряжении, но при различных cosφ, то его ток изменяется обратно пропорционально cosφ. Таким образом, с уменьшением cosφ ток приемника и питающей его сети увеличивается, что приводит к дополнительным потерям электрической энергии в линиях электропередачи  В настоящее время приняты следующие нормативные значения коэффициента мощности: 0,85 - при питании потребителей от генераторов электростанций на генераторном напряжении; 0,93 — при питании потребителей от районных сетей напряжением 110, 220кВ и от сетей 35кВ, питающихся от электростанций через две ступени трансформации; 0,95 — при питании потребителей от сетей напряжением 35кВ, питающихся от районных электросетей через три cry пени трансформации. Причины и последствия низкого коэффициента мощности Основными потребителями электрической энергии на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели (АД), которые наряду с активной (полезной) потребляют и реактивную мощность, идущую на создание вращающихся магнитных нолей. Потребляемая асинхронными двигателями реактивная мощность может быть разделена на намагничивающую, не зависящую от нагрузки и идущую на создание основного магнитного потока, и реактивную мощность, пропорциональную квадрату нагрузки и обусловленную магнитными нолями рассеивания в двигателе. В АД и трансформаторах основная доля реактивной мощности приходится на мощность Q0, идущую на создание основного магнитного потока, равную мощности холостого хода. Причины снижения величины коэффициента мощности (основные причины сравнительно большого потребления реактивной мощности) 1. Работа АД и трансформаторов при неполной загрузке при этом уменьшается активная мощность электрической машины, тогда как реактивная остается почти без изменений, что ведет к снижению cosφ. 2. Несовершенство конструкции АД и его некачественный ремонт (наличие большого воздушного зазора между статором и ротором). Магнитное сопротивление воздушного зазора составляет примерно 80% от общего сопротивления. 3. Повышение напряжения сети. С повышением напряжения у АД и трансформаторов возрастает магнитный поток, а следовательно, и потребляемая реактивная мощность, при этом коэффициент мощности снижается. 4. Снижение скорости электрических машин. Тихоходные асинхронные двигатели имеют более сложную магнитную цепь и потребляют большую реактивную мощность, а следовательно имеют более низкий cosφ чем быстроходные. Низкий cosφ промышленного предприятия приводит к увеличению мощности и размеров генераторов и трансформаторов. Потери мощности на нагревание проводов пропорциональны квадрату тока  , где I - полный ток, протекающий по проводу, A; R - сопротивление линии, Ом.Величина тока I обратно пропорциональна cosφ. Способы повышения cosφ Повышение cosφ естественным путем предусматривает качественную эксплуатацию электротехнического оборудования, которое может быть достигнуто проведением следующих мероприятии: 1. Повышением загрузки электродвигателей за счет рационального изменения технологического процесса. Двигатели, работающие с постоянной недогрузкой, следует заменять менее мощными (если загрузка двигателей составляет менее 40 %, то их замена обоснованна, если нагрузка колеблется в пределах 40-70%, необходимость их замены должна быть обоснованна технико-экономически). 2. Ограничением времени работы двигателей в режиме холостого хода. 3. Повышением качества ремонта электродвигателей. 4. Улучшением работы трансформаторов, переводя их нагрузки на другие трансформаторы или отключая их во время ее уменьшения. Пели трансформатор постоянно работает с недогрузкой и средняя загрузка его составляет менее 30 %, его следует заменить на трансформатор меньшей мощности. 5. Заменой асинхронных двигателей с фазным ротором в тех случаях, когда позволяет технологический процесс, асинхронными короткозамкнутыми двигателями, имеющими более высокий cosφ. 6. Заменой, где это возможно, АД на синхронные, работающие с перевозбуждением. При работе в режиме перевозбуждения синхронный двигатель (СД) имеет отрицательный сдвиг по фазе (ток опережает напряжение) и становится генератором активной энергии. Замена асинхронных двигателей на синхронные значительно улучшает коэффициент мощности предприятия. Искусственные способы повышения cosφ осуществляются путем установки на предприятиях специального электрооборудования, компенсирующего реактивную мощность. Регулируемая компенсация реактивной мощности обеспечивается с помощью шунтовых устройств, подключаемых к шинам подстанции или нагрузки параллельно. Эти устройства можно разделить на две принципиально отличные друг от друга группы. К первой группе источников реактивной мощности (ИРМ) относятся вращающиеся синхронные машины: синхронные генераторы электростанций, синхронные компенсаторы, синхронные двигатели. Эти устройства позволяют плавно регулировать реактивную мощность как в режиме генерирования, так и потребления. Ко второй группе относятся статические ИРМ или статические компенсаторы реактивной мощности. К ним относятся конденсаторные батареи, реакторы, но не токоограничивающие, устройства на базе преобразователей (выпрямители, инверторы) с искусственной коммутацией тиристоров или их комбинации. Конденсаторные батареи Конденсаторные батареи (КБ) являются простым и надежным статическим устройством. КБ собирают из отдельных конденсаторов, которые выпускаются на различные мощности и номинальные напряжения. Конденсатор — устройство, которое состоит из двух проводников, разделенных диэлектриком. Конденсатор, если к нему приложено напряжение, способен накапливать электрический заряд (заряжаться) и отдавать ею (разряжаться). В пространстве между проводниками, которые могут иметь любую форму, при заряде конденсатора образуется электрическое поле. Заряд конденсатора тем больше, чем больше его емкость и приложенное к его проводникам напряжение. Емкость конденсатора, в свою очередь, тем больше, чем больше внутренняя поверхность проводников, образующих конденсатор, и чем меньше расстояние между этими проводниками. Пространство между проводниками заполнено диэлектриком, т. е. материалом, обладающим высокими изоляционными свойствами или, можно сказать, очень низкой электропроводностью. К таким материалам относятся, например, воздух, конденсаторная бумага, керамика, синтетическая пленка. Диэлектрик, применяемый в конденсаторах, должен обладать высокой электрической прочностью, т. е. сохранять свои изолирующие свойства при высоком напряжении и небольшой толщине (10—15 мкм). Качество диэлектрика для конденсаторов тем выше, чем выше его диэлектрическая проницаемость, т. е. способность аккумулировать электрический заряд. Например, относительная диэлектрическая проницаемость конденсаторной бумаги, пропитанной маслом, составляет 3,54, а полистирольной пленки — 2,5—2,7. Число и емкость конденсаторов определяют в зависимости от величины реактивной мощности, необходимой для компенсации. Мощность однофазного конденсатора определяют по формуле  , где  - угловая частота, Гц; f - частота тока, Гц; U— линейное напряжение, кВ; С-емкость, мкФ.Конденсатор, как и любой элемент электроэнергетической системы. характеризуется потерями активной мощности, которые приводят к его нагреву. Эти потери тем больше, чем выше приложенное напряжение, его частота и емкость конденсатора. Потери в конденсаторе зависят и от свойств диэлектрика, определяемых тангенсом угла диэлектрических потерь (tgγ) и характеризующих удельные потери (Вт/кВАр) в конденсаторе. В зависимости от типа и назначения конденсатора потери в них могут составлять от 0,5 до 4 Вт/кВАр. В электроэнергетике для компенсации реактивной мощности применяют так называемые косинусные конденсаторы, предназначенные для работы при частоте напряжения 50 Гц. Их мощность составляет от 10 до 100кВАр. Конструктивно конденсатор представляет собой металлический (стальной или алюминиевый) корпус, в котором размещаются секции (пакеты), намотанные из нескольких слоев алюминиевой фольги, проложенные конденсаторной бумагой или синтетической пленкой толщиной 10-15 мкм (0,01-0,015 мм). Соединенные между собой секции имеют выводы, расположенные снаружи корпуса, в его верхней части. Трехфазные конденсаторы имеют три фарфоровых вывода, однофазные - один. Шкала номинальных напряжений конденсаторов от 230 В до 10.5 кВ, что позволяет собирать из них установки для сетей напряжением от 380 В и выше. Конденсаторы обладают хорошей перегрузочной способностью по току (до 30 % от номинального) и по напряжению (до 10 % от номинального). Группу конденсаторов, соединенных между собой параллельно или последовательно, или параллельно-последовательно, называют конденсаторной батареей. Конденсаторная батарея, оборудованная коммутационной аппаратурой, средствами защиты и управления, образует конденсаторную установку (КУ). Поэтому нерегулируемые КБ обладают отрицательным регулирующим эффектом, что, в отличие от синхронных компенсаторов, является их недостатком. Это значит, что мощность КБ снижается со снижением приложенного напряжения, тогда как по условиям режима эту мощность необходимо увеличивать. Контрольные вопросы Определение коэффициента мощности. Причины снижения величины коэффициента мощности. Способы повышения коэффициента мощности. Как рассчитываются потери мощности на нагревание проводов? С помощью каких устройств обеспечивается регулируемая компенсация реактивной мощности? Лекция 6. Качество электроэнергии и компенсация реактивной мощности Понятие качества электрической энергии отличается от понятия качества других товаров. Качество электроэнергии проявляется через качество работы электроприёмников. Поэтому, если он работает неудовлетворительно, а в каждом конкретном случае анализ качества потребляемой электроэнергии даёт положительные результаты, то виновато качество изготовления или эксплуатации. Под термином "качество электрической энергии" понимается соответствие основных параметров энергосистемы установленным нормам производства, передачи и распределения электрической энергии. Теория компенсации реактивной мощности Теория реактивной мощности. Появление термина «реактивная» мощность связано с необходимостью выделения мощности, потребляемой нагрузкой, составляющей, которая формирует электромагнитные поля и обеспечивает вращающий момент двигателя. Эта составляющая имеет место при индуктивном характере нагрузки. Например, при подключении электродвигателей. Практически вся бытовая нагрузка, не говоря о промышленном производстве, в той или иной степени имеет индуктивный характер. В электрических цепях, когда нагрузка имеет активный (резистивный) характер, протекающий ток синфазен (не опережает и не запаздывает) от напряжения. Если нагрузка имеет индуктивный характер (двигатели, трансформаторы на холостом ходу), ток отстает от напряжения. Когда нагрузка имеет емкостной характер (конденсаторы), ток опережает напряжение.  Суммарный ток, потребляемый двигателем, определяется векторной суммой  . К этим токам привязаны мощности потребляемые двигателем. 1. Р – активная мощность привязана к Iа (по всем гармоникам суммарно). 2. Q – реактивная мощность привязана к Iр (по всем гармоникам суммарно). 3. S – полная мощность потребляемая двигателем. (по всем гармоникам суммарно). Реактивная мощность не производит механической работы, хотя она и необходима для работы двигателя, поэтому ее необходимо получать на месте, чтобы не потреблять ее от энергоснабжающей организации. Тем самым мы снижаем нагрузку на провода и кабели, повышаем напряжение на клеммах двигателя, снижаем платежи за реактивную мощность, имеем возможность подключить дополнительные станки за счет снижения тока потребляемого с силового трансформатора. Параметр, определяющий потребление реактивной мощности называется Cos (φ) Cos (φ) = P1гарм / S1гарм P1гарм - активная мощность первой гармоники 50 Гц S1гарм - полная мощность первой гармоники 50 Гц ,  Таким образом, cosφ уменьшается, когда потребление реактивной мощности нагрузкой увеличивается. Необходимо стремиться к повышению сosφ, т.к. низкий сosφ несет следующие проблемы: 1. Высокие потери мощности в электрических линиях (протекание тока реактивной мощности). 2. Высокие перепады напряжения в электрических линиях (например 330…370 В, вместо 380 В). 3. Необходимость увеличения габаритной мощности генераторов, сечения кабелей, мощности силовых трансформаторов. Из всего вышеприведенного, понятно, что компенсация реактивной мощности необходима. Чего легко можно достичь применением активных компенсирующих установок. Конденсаторы, в которых будут компенсировать реактивную мощность двигателей. Потребители реактивной мощности. Потребителями реактивной мощности, необходимой для создания магнитных полей, являются как отдельные звенья электропередачи (трансформаторы, линии, реакторы), так и такие электроприёмники, преобразующие электроэнергию в другой вид энергии которые по принципу своего действия используют магнитное поле (асинхронные двигатели, индукционные печи и т.п.). До 80-85% всей реактивной мощности, связанной с образованием магнитных полей, потребляют асинхронные двигатели и трансформаторы. Относительно небольшая часть в общем балансе реактивной мощности приходится на долю прочих её потребителей, например на индукционные печи, сварочные трансформаторы, преобразовательные установки, люминисцентное освещение и т.п. Трансформатор как потребитель реактивной мощности. Трансформатор является одним из основных звеньев в передаче электроэнергии от электростанции до потребителя. В зависимости от расстояния между электростанцией и потребителем и от схемы передачи электроэнергии число ступеней трансформации лежит в пределах от двух до шести. Поэтому установленная трансформаторная мощность обычно в несколько раз превышает суммарную мощность генераторов энергосистемы. Каждый трансформатор сам является потребителем реактивной мощности. Реактивная мощность необходима для создания переменного магнитного потока, при помощи которого энергия из одной обмотки трансформатора передаётся в другую. Асинхронный двигатель как потребитель реактивной мощности. Асинхронные двигатели наряду с активной мощностью потребляют до 60-65% всей реактивной мощности нагрузок энергосистемы. По принципу действия асинхронный двигатель подобен трансформатору. Как и в трансформаторе, энергия первичной обмотки двигателя – статора передаётся во вторичную – ротор посредствам магнитного поля. Индукционные печи как потребители реактивной мощности. К крупным электроприемникам, требующим для своего действия большой реактивной мощности, прежде всего, относятся индукционные печи промышленной частоты для плавки металлов. По существу эти печи представляют собой мощные, но не совершенные с точки зрения трансформаторостроения трансформаторы, вторичной обмоткой которых является металл (садка), расплавляемый индуктированными в нём токами. Преобразовательные установки, преобразующие переменный ток в постоянный при помощи выпрямителей, также относятся к крупным потребителям реактивной мощности. Выпрямительные установки нашли широкое применение в промышленности и на транспорте. Так, установки большей мощности с ртутными преобразователями используются для питания электроизоляционных ванн, например при производстве алюминия, каустической соды и др. Железнодорожный транспорт в нашей стране почти полностью электрифицирован, причём значительная часть железных дорог использует постоянный ток преобразовательных установок. Для чего нужна компенсация реактивной мощности Реактивная мощность и энергия ухудшают показатели работы энергосистемы, то есть загрузка реактивными токами генераторов электростанций увеличивает расход топлива; увеличиваются потери в подводящих сетях и приемниках; увеличивается падение напряжения в сетях. Реактивный ток дополнительно нагружает линии электропередачи, что приводит к увеличению сечений проводов и кабелей и соответственно к увеличению капитальных затрат на внешние и внутриплощадочные сети. Компенсация реактивной мощности, в настоящее время, является немаловажным фактором позволяющим решить вопрос энергосбережения практически на любом предприятии. По оценкам отечественных и ведущих зарубежных специалистов, доля энергоресурсов, и в частности электроэнергии занимает величину порядка 30-40% в стоимости продукции. Это достаточно веский аргумент, чтобы руководителю со всей серьезностью подойти к анализу и аудиту энергопотребления и выработке методики компенсации реактивной мощности. Компенсация реактивной мощности – вот ключ к решению вопроса энергосбережения. Основные потребители реактивной мощности - асинхронные электродвигатели, которые потребляют 40 % всей мощности совместно с бытовыми и собственными нуждами; электрические печи 8 %; преобразователи 10 %; трансформаторы всех ступеней трансформации 35 %; линии электропередач 7 %. В электрических машинах переменный магнитный поток связан с обмотками. Вследствие этого в обмотках при протекании переменного тока индуктируются реактивные ЭДС обуславливающие сдвиг по фазе (φ) между напряжением и током. Этот сдвиг по фазе обычно увеличивается, а  уменьшается при малой нагрузке. Например, если двигателей переменного тока при полной нагрузке составляет 0,75-0,80, то при малой нагрузке он уменьшится до 0,20-0,40. Малонагруженные трансформаторы также имеют низкий коэффициент мощности ( ). Поэтому, применять компенсацию реактивной мощности, то результирующий энергетической системы будет низок и ток нагрузки электрической, без компенсации реактивной мощности, будет увеличиваться при одной и той же потребляемой из сети активной мощности. Соответственно при компенсации реактивной мощности (применении автоматических конденсаторных установок КРМ) ток потребляемый из сети снижается, в зависимости от на 30-50%, соответственно уменьшается нагрев проводящих проводов и старение изоляции. Кроме этого, реактивная мощность наряду с активной мощностью учитывается поставщиком электроэнергии, а, следовательно, подлежит оплате по действующим тарифам, поэтому составляет значительную часть счета за электроэнергию. Наиболее действенным и эффективным способом снижения потребляемой из сети реактивной мощности является применение установок компенсации реактивной мощности (конденсаторных установок). Использование конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности позволяет: разгрузить питающие линии электропередачи, трансформаторы и распределительные устройства; снизить расходы на оплату электроэнергии; при использовании определенного типа установок снизить уровень высших гармоник; подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз; сделать распределительные сети более надежными и экономичными. На практике коэффициент мощности после компенсации находится в пределах от 0,93 до 0,99. Преимущества использования конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности малые удельные потери активной мощности (собственные потери современных низковольтных косинусных конденсаторов не превышают 0,5 Вт на 1000 ВАр); отсутствие вращающихся частей; простой монтаж и эксплуатация (не нужно фундамента); относительно невысокие капиталовложения; возможность подбора любой необходимой мощности компенсации; возможность установки и подключения в любой точке электросети; отсутствие шума во время работы. Виды компенсации Индивидуальная. При конкретной близости к потребляющему пользователю. Групповая. Используется на линии питания определенной группы однотипных потребляющих пользователей; Общая (централизованная). Применяется на вводе предприятия или цеха;  Индивидуальная компенсация является наиболее простым и самым дешевым способом для того, чтобы эффективно компенсировать реактивную мощность. Число конденсаторных батарей равно числу нагрузок и каждый из конденсаторов расположен рядом с нагрузкой (возле двигателя и т. д.). Однако подобная компенсация хорошо подходит лишь для постоянной нагрузки, то есть в тех случаях, где РМ каждой из нагрузок меняется незначительно с течением времени, и чтобы её компенсировать, ненужно изменять номиналы подключенных конденсаторов. Поэтому, индивидуальную компенсацию по-другому ещё называют нерегулируемой, так как уровни реактивной мощности компенсаторов и нагрузки остаются неизменными. |
