1.4.4. Для электрической сети нормируемым показателем является технологический расход электроэнергии на ее транспорт.
Технологический расход электроэнергии при ее транспорте по электрическим сетям (потери) обусловлен физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.
По способу определения потери электроэнергии подразделяются на отчетные, технические и коммерческие.
Отчетные потери определяются путем измерения по счетчикам как разность количества электроэнергии, отпущенной в сеть и переданной из сети за прошедший промежуток времени, и представляют собой замыкающую часть баланса электроэнергии по энергосистеме.
Технические потери электроэнергии определяются расчетным путем на основе законов электротехники, а также схемных и режимных параметров сетей. Технические потери могут быть рассчитаны как за прошедший промежуток времени, так и на любой плановый (прогнозируемый) период при наличии ожидаемых режимных параметров сети.
Технические потери разделяются на потери, зависящие от нагрузки или «нагрузочные» (переменные) потери, и на потери, не зависящие от нагрузки электрических сетей или на, так называемые, «условно — постоянные» потери.
В свою очередь, условно-постоянные потери подразделяются на:
потери холостого хода трансформаторов;
потери на корону на ВЛ электропередачи;
потери в компенсирующих устройствах и реакторах;
прочие потери (в измерительных трансформаторах, приборах учета электроэнергии и др.).
Кроме того, к условно-постоянным потерям электроэнергии отнесен расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.
Нагрузочные потери электроэнергии подразделяются на потери в линиях электропередачи и в обмотках силовых трансформаторов.
Коммерческие потери электроэнергии представляют собой разность между значениями отчетных и технических потерь и зависят от многих факторов: неучтенной электроэнергии (хищения; погрешность, возникающая от неодновременного снятия показаний счетчиков); способов формирования полезно отпущенной электроэнергии потребителям; погрешности системы учета электроэнергии и др. Все составляющие коммерческих потерь, кроме допустимой погрешности системы учета электроэнергии, не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Поэтому в целом по энергосистеме коммерческие потери могут быть определены только за прошедший промежуток времени, как разность между отчетными и техническими потерями. В соответствии с Постановлением Федеральной энергетической комиссии РФ от 17.03.2000 г. № 14/10 потери электроэнергии в электрических сетях являются нормируемым показателем.
В основе норматива лежат технические потери с учетом погрешности средств измерения электроэнергии. Погрешность учета электроэнергии определяется как модуль значения допустимого небаланса электроэнергии в энергосистеме в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.
Т.4.5. По объему, форме и содержанию энергетические характеристики должны соответствовать требованиям действующих нормативных и методических документов.
К числу действующих нормативных и методических документов следует отнести:
— Положение о нормировании расхода топлива на электростанциях: РД 153-34.0-09.154-99. — М: СПО ОРГРЭС, 1999. (СО 153-34.09.154-99);
— Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций: РД 34.09.155-93. — М.: СПО ОРГРЭС, 1993. (СО 153-34.09.155-93).
Что является нормируемым показателем для электрической сети
Показатели качества электрической энергии, методы их оценки и, что самое главное, нормируемые значения определяет межгосударственный стандарт: «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» ГОСТ 32144-2013.
ГОСТ действует на территории России с 2014 года и является обязательным к исполнению всеми участниками процесса электроснабжения вне зависимости от их форм собственности.
Основное: в соответствии с ГОСТ 32144-2013, период регистрации — одна неделя (семь полных суток). Время усреднения — 10 минут. Маркированные данные не учитываются. Параметры регистрации и обработки данных указаны в ГОСТ 30804.4.30-2013 (IEC 61000?4?30:2008) и ГОСТ 30804.4.7-2013 (IEC 61000?4?7:2009). Стандартные значения напряжений указаны в ГОСТ 29322-1992.
| Обозначение | Наименование ПКЭЭ | Нормируемое значение |
|---|---|---|
| Продолжительные изменения характеристик напряжения | ||
| Δf | отклонение частоты | +/-0,2Гц за время 95% периода регистрации |
| Δf | отклонение частоты | +/-0,4Гц за время 100% периода регистрации |
| Медленные изменения напряжения (более 1 минуты) | ||
| δU + | положительное отклонение напряжения | не более 10% Uном. или Uсоглас. за время 100% периода регистрации |
| δU — | отрицательное отклонение напряжения | не более 10% Uном. или Uсоглас. за время 100% периода регистрации |
| Колебания напряжения и фликер | ||
| P st | кратковременная доза фликера | не более 1,38 за время 100% периода регистрации |
| P lt | длительная доза фликера | не более 1,00 за время 100% периода регистрации |
| Несимметрия напряжений в трёхфазной системе | ||
| K2U | коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности | не более 2% за время 95%; и не более 4% за время 100% периода регистрации |
| K0U | коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности | не более 2% за время 95%; и не более 4% за время 100% периода регистрации |
| Несинусоидальность напряжения | ||
| KU | суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения | не более установленных в ГОСТ за время 95%; и увеличенных в 1,5 раза за время 100% периода регистрации |
| KU(n) | коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения | не более установленных в ГОСТ за время 95%; и увеличенных в 1,5 раза за время 100% периода регистрации |
| Напряжение сигналов передаваемых по электрическим сетям | ||
| — | на рассмотрении (параметры не утверждены) | |
| Случайные события | ||
| u | провал напряжения | менее 5% от опорного напряжения не во всех фазах |
| u | прерывания напряжения | менее 5% от опорного напряжения во всех фазах |
| ΔtП | длительность провала (прерывания) напряжения | по ГОСТ |
| Uимп | импульсное напряжение | по ГОСТ |
| U п | перенапряжение | по ГОСТ |
| KперU | коэффициент перенапряжения | по ГОСТ |
Основная масса явлений, происходящих в электрических сетях и ухудшающих качество электрической энергии, происходит в связи с особенностями совместной работы электроприёмников (нагрузок) и электрической сети.
В отношении этих явлений потребители электрической энергии имеют возможность тем или иным образом влиять на её качество. Относительно других ПКЭЭ, ситуация сложнее и только их подробный анализ с привязкой к режимам работы сети конкретного предприятия, может дать продуктивный результат в сторону улучшения данного ПКЭЭ.
1.4.4. Для электрической сети нормируемым показателем является технологический расход электроэнергии на ее транспорт.
Технологический расход электроэнергии при ее транспорте по электрическим сетям (потери) обусловлен физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.
По способу определения потери электроэнергии подразделяются на отчетные, технические и коммерческие.
Отчетные потери определяются путем измерения по счетчикам как разность количества электроэнергии, отпущенной в сеть и переданной из сети за прошедший промежуток времени, и представляют собой замыкающую часть баланса электроэнергии по энергосистеме.
Технические потери электроэнергии определяются расчетным путем на основе законов электротехники, а также схемных и режимных параметров сетей. Технические потери могут быть рассчитаны как за прошедший промежуток времени, так и на любой плановый (прогнозируемый) период при наличии ожидаемых режимных параметров сети.
Технические потери разделяются на потери, зависящие от нагрузки или «нагрузочные» (переменные) потери, и на потери, не зависящие от нагрузки электрических сетей или на, так называемые, «условно — постоянные» потери.
В свою очередь, условно-постоянные потери подразделяются на:
—потери холостого хода трансформаторов;
—потери на корону на ВЛ электропередачи;
—потери в компенсирующих устройствах и реакторах;
—прочие потери (в измерительных трансформаторах, приборах учета электроэнергии и др.).
Кроме того, к условно-постоянным потерям электроэнергии отнесен расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.
Нагрузочные потери электроэнергии подразделяются на потери в линиях электропередачи и в обмотках силовых трансформаторов.
Коммерческие потери электроэнергии представляют собой разность между значениями отчетных и технических потерь и зависят от многих факторов: неучтенной электроэнергии (хищения; погрешность, возникающая от неодновременного снятия показаний счетчиков); способов формирования полезно отпущенной электроэнергии потребителям; погрешности системы учета электроэнергии и др. Все составляющие коммерческих потерь, кроме допустимой погрешности системы учета электроэнергии, не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Поэтому в целом по энергосистеме коммерческие потери могут быть определены только за прошедший промежуток времени, как разность между отчетными и техническими потерями. В соответствии с Постановлением Федеральной энергетической комиссии РФ от 17.03.2000 г. № 14/10 потери электроэнергии в электрических сетях являются нормируемым показателем.
В основе норматива лежат технические потери с учетом погрешности средств измерения электроэнергии. Погрешность учета электроэнергии определяется как модуль значения допустимого небаланса электроэнергии в энергосистеме в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.
Показатели качества электрической энергии
Стандартом устанавливаются следующие показатели качества электроэнергии (ПКЭ):
При определении значений некоторых ПКЭ стандартом вводятся следующие вспомогательные параметры электрической энергии:
Часть ПКЭ характеризует установившиеся режимы работы электрооборудования энергоснабжающей организации и потребителей ЭЭ и дает количественную оценку по КЭ особенностям технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления ЭЭ. К этим ПКЭ относятся: установившееся отклонение напряжения, коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения, коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, отклонение частоты, размах изменения напряжения.
Оценка всех ПКЭ, относящихся к напряжению, производится по действующим его значениям.
Для характеристики вышеперечисленных показателей стандартом установлены численные нормально и предельно допустимые значения ПКЭ или нормы.
Другая часть ПКЭ характеризует кратковременные помехи, возникающие в электрической сети в результате коммутационных процессов, грозовых атмосферных явлений, работы средств защиты и автоматики и в после аварийных режимах. К ним относятся провалы и импульсы напряжения, кратковременные перенапряжения. Для этих ПКЭ стандарт не устанавливает допустимых численных значений. Для количественной оценки этих ПКЭ должны измеряться амплитуда, длительность, частота их появления и другие характеристики, установленные, но не нормируемые стандартом. Статистическая обработка этих данных позволяет рассчитать обобщенные показатели, характеризующие конкретную электрическую сеть с точки зрения вероятности появления кратковременных помех.
Для оценки соответствия ПКЭ указанным нормам (за исключением длительности провала напряжения, импульсного напряжения и коэффициента временного перенапряжения) стандартом устанавливается минимальный расчетный период, равный 24 ч.
В связи со случайным характером изменения электрических нагрузок требование соблюдения норм КЭ в течение всего этого времени практически нереально, поэтому в стандарте устанавливается вероятность превышения норм КЭ. Измеренные ПКЭ не должны выходить за нормально допустимые значения с вероятностью 0,95 за установленный стандартом расчетный период времени (это означает, что можно не считаться с отдельными превышениями нормируемых значений, если ожидаемая общая их продолжительность составит менее 5% за установленный период времени).
Другими словами, КЭ по измеренному показателю соответствует требованиям стандарта, если суммарная продолжительность времени выхода за нормально допустимые значения составляет не более 5% от установленного периода времени, т.е. 1 ч 12 мин, а за предельно допустимые значения – 0 % от этого периода времени.
Рекомендуемая общая продолжительность измерений ПКЭ должна выбираться с учетом обязательного включения рабочих и выходных дней и составляет 7 суток .
В стандарте указаны вероятные виновники ухудшения КЭ. Отклонение частоты регулируется питающей энергосистемой и зависит только от нее. Отдельные ЭП на промышленных предприятиях (а тем более в быту) не могут оказать влияния на этот показатель, так как мощность их несоизмеримо мала по сравнению с суммарной мощностью генераторов электростанций энергосистемы. Колебания напряжения, несимметрия и несинусоидальность напряжения вызываются, в основном, работой отдельных мощных ЭП на промышленных предприятиях, и только величина этих ПКЭ зависит от мощности питающей энергосистемы в рассматриваемой точке подключения потребителя. Отклонения напряжения зависят как от уровня напряжения, которое подается энергосистемой на промышленные предприятия, так и от работы отдельных промышленных ЭП, особенно с большим потреблением реактивной мощности. Поэтому вопросы КЭ следует рассматривать в непосредственной связи с вопросами компенсации реактивной мощности. Длительность провала напряжения, импульсное напряжение, коэффициент временного перенапряжения, как уже отмечалось, обуславливаются режимами работы энергосистемы.
В таблице 2.1. приведены свойства электрической энергии, показатели их характеризующие и наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ .