Пользование электрической энергией

Расчет электрических нагрузок определяет параметры электропо­требления A, P_max(Q_max), являющиеся основой экономических свя­зей электрики и электроэнергетики, которые реализуются как отноше­ние потребителя и энергосистемы (энергоснабжающей организации), регламентированные Правилами пользования электрической и тепло­вой энергией. Правила касаются 6УР, но положенные в их основу прин­ципы могут быть использованы электриками цехов для внедрения хоз-

расчетных отношений. В этом случае неизбежно решение вопроса о параметрах потребления каждой КТП, ЗУР, подстанции 4УР.

Договорное потребление электроэнергии — согласованное в договоре количество энергии. Договорное значение потребляемой мощности — согласованная в договоре максимальная 30-минутная электрическая нагрузка в часы контроля, устанавливаемая договором. Расчетный пе­риод — период времени, за который должны быть проведены все взаи­морасчеты за потребленную электроэнергию.

Договор на отпуск и потребление электроэнергии заключается на 5 лет, один год или иной период. Ежегодно, за месяц до наступления нового года, потребитель уточняет квартальные (месячные) потреб­ления энергии и месячные значения мощности, участвующей в суточном максимуме нагрузки энергосистемы на 6УР. По договоренности могут применяться санкции за отклонение от договорных значений потребле­ния энергии и мощности (с учетом сохранения контроля за устойчи­востью режима энергоснабжения) не более чем на ± 2%. При автомати­зированном учете, наличии сумматоров или счетчиков с указателем максимума могут быть установлены более широкие пределы откло­нения, но не более чем ± 5%.

Для оплаты все потребители электроэнергии подразделяются на пять тарифных групп: I — промышленные, сельскохозяйственные, строи­тельные, транспортные предприятия (объединения), предприятия связи, материально-технического снабжения и заготовок, торговли и общест­венного питания, коммунальное хозяйство и бытовое обслуживание населения: непромышленные потребители и т. д. с присоединенной мощностью 750 (1000) кВ • А и выше; II — потребители электроэнергии, указанные в I группе, с присоединенной мощностью до 750 (1000) кВ • А, а также электрифицированные железнодорожный и городской тран­спорт и судоходные сооружения (каналы, шлюзы и судоподъемники) независимо от присоединенной мощности; III — оптовые потребителя перепродавцы; IV — население; V — поселки-городки.

В стране применяются два вида тарифов: одноставочный — состо­ит из платы за киловатт-час отпущенной потребителю активной электро­энергии; двухставочный — состоит из годовой платы за 1 кВт заявлен­ной потребителем наибольшей мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, и за 1 кВт • ч потребленной активной элект­роэнергии.

Действующая в стране система тарифов не ориентирована на различные оплаты в различные часы суток. Но при создании системы электро­снабжения следует учитывать, что в перспективе станут обязательными схемные решения, обеспечивающие возможность изменения Р_max в различные часы суток (соотношение минимальной и максимальной оплаты в ряде стран уже сейчас велико и достигает 1: 6).

Оплата за потребляемую реактивную энергию выражена также в виде двухставочных и одноставочных тарифов. Часть реактивной мощности

выгодно получать от компенсирующих устройств (КУ), устанавливае­мых непосредственно у потребителей. Эта часть определяется технико-экономическими расчетами. В договор на пользование электроэнергией записывают полученные с помощью расчетов экономические значения реактивной мощности Q_э в часы максимальных нагрузок энергосисте­мы (в случаях двухставочного тарифа) и реактивной энергии W_э за месяц (при обоих видах тарифа), потребление которых оплачивается по пониженному тарифу. Соотношение делает выгодным снижение по­требления реактивных мощности и энергии вплоть до оптимальных значений.

На ряде предприятий используются нерегулируемые конденсаторные установки. Если их мощность превышает реактивную нагрузку потре­бителя в часы минимальных нагрузок, то реактивная мощность генери­руется в сеть, что вызывает увеличение потерь в сетях за счет обратных потоков реактивной мощности и напряжений в узлах сверх допустимых значений. Для устранения этих явлений устанавливается тариф, по ко­торому потребитель оплачивает реактивную энергию, генерируемую им в сеть системы. Если такие режимы работы КУ потребитель обеспечи­вает по заявке энергосистемы, то принудительно потребляемая в часы ее малых нагрузок или генерируемая в часы больших нагрузок реактив­ная энергия оплачивается энергосистемой.

Расчет оптимальных значений реактивной мощности и энергии про­изводят в соответствии с Инструкцией по системному расчету компен­сации реактивной мощности, которая устанавливает два метода: нор­мативный и оптимизационный. Первый принимает оптимальный коэф­фициент реактивной мощности равным его нормативному значению, второй определяет оплату с помощью расчетов по специальным опти­мизационным программам. Внедрение программ оптимизационных расчетов выгодно для народного хозяйства в целом, так как приводит к повышению экономичности работы электрических сетей.

Скидки и надбавки за качество электроэнергии стимулируют соблю­дение требований ГОСТ. Скидки с тарифа применяются при отклоне­ниях напряжения и частоты сверх допустимых значений, а надбавки — при повышении по вине потребителя допустимых значений, коэффи­циентов не синусоидальности напряжения и дозы колебаний напряже­ния. Скидка (надбавка) к тарифу по каждому показателю качества определяется по табличным значениям с учетом относительного време­ни, повышения нормального и максимального значений ПКЭ. В табли­це приводится относительное время превышения нормального и мак­симально допустимого значений показателя качества. Суммарная скид­ка (надбавка) определяется суммой скидок (надбавок), вычисленных по каждому показателю качества.

Разрабатываются правила применения скидок и надбавок, которые предусматривают: 1) измерение основных показателей КЭ на границе балансовой принадлежности 6УР и относительного времени превышения

нормального и максимального значений ПКЭ; 2) определение относи­тельного влияния потребителя на КЭ в точке общего присоединения. Решение первой задачи возможно с помощью приборов общего назна­чения.

Наибольшие трудности представляет решение второй задачи, при ко­тором следует исходить из принципов. 1) уровень искажений в кон­кретной точке сети обусловливается влиянием всех потребителей, под­ключенных к энергосистеме. Для конкретного потребителя должна ре­шаться задача определения его индивидуального вклада; 2) основным методом определения долевого вклада является метод сравнения зна­чений ПКЭ в общей точке при работающем и отключенном от сети по­требителе (практически он наиболее осуществим); 3) в случае невоз­можности отключения потребителя от сети следует использовать техно­логические паузы работы его оборудования; 4) при определении ин­дивидуального вклада потребителя следует рассматривать лишь две сто­роны потребителя и энергосистему, которая в этом случае включает в себя всех других потребителей и собственные источники напряжений, внешние по отношению к рассматриваемому потребителю.

Граница 6УР ответственности между потребителями и энергоснабжающими организациями за состояние и обслуживание электроустано­вок определяется их балансовой принадлежностью. Граница ответствен­ности за состояние и обслуживание электроустановок на напряжение 1 кВ и выше устанавливается на соединителе проходного изолятора воздушной линии с наружной стороны закрытых распределительных устройств и на выходе провода из натяжного зажима портальной от­тяжной гирлянды изоляторов открытых распределительных устройств; а также на наконечниках кабельных или воздушных вводов питающих или отходящих линий.

Мощность потребителя, участвующая в максимуме нагрузки энерго­системы, фиксируется в договоре поквартально и контролируется энер­госберегающей организацией по фактическому получасовому максиму­му нагрузки потребителя, определяемому по показаниям приборов учета. Часы максимума энергосистем устанавливаются энергосберегаю­щей организацией. Периоды контроля утром и вечером не должны превышать 3 ч. Сумма основной годовой платы, фиксируемая в договоре, устанавливается с учетом обусловленной в договоре нагрузки потреби­теля, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы.

При нескольких питающих линиях за расчетную нагрузку принима­ется совмещенный 30-минутный максимум нагрузки потребителя в ча­сы суточного максимума нагрузки энергосистемы. Контроль за факти­ческой совмещенной получасовой нагрузкой потребителя должен про­водиться по счетчикам, фиксирующим максимальную 30-минутную на­грузку потребителя в часы максимума энергосистемы. При двух или более таких электросчетчиках должны устанавливаться специальное устройство, суммирующее нагрузку (сумматор), или автоматизирован

ная система контроля и учета электроэнергии. При отсутствии сумматора совмещенный максимум нагрузки потребителя может определять­ся путем умножения суммы разновременных максимумов нагрузки (по отдельным питающим линиям) на коэффициент одновременности нагрузки.

Вопросы для самопроверки

1. Выделите характерные группы электроприемников по механиче­ской нагрузке.

2. Какие режимы работы электрических двигателей учитываются в
системах электроснабжения?

3. Поясните различие в физическом смысле расчетной величины
электрической нагрузки по нагреву и нагрузки по проектным и дого­ворным условиям.

4. Сравните классическое понятие получасового максимума нагруз­ки и разнообразие использования термина в практике эксплуатации,
проектирования, договорных отношений.

5. Рассмотрите применяющиеся величины интервала осреднения
электропотребления во времени и графики электрических нагрузок.

6. Изобразите суточные графики электрической нагрузки любых
известных Вам потребностей (можно и квартиры) и поясните неизбеж­ность для электрики изменения параметров электропотребления по
часам и минутам.

7. Запомните математические выражения расчетных коэффициентов
применяемых при определении электрических нагрузок.

8. Сравните эмпирические методы расчета электрических нагрузок.

9. Укажите достоинства, недостатки и область применения метода
упорядоченных диаграмм.

10. Охарактеризуйте исходные данные, необходимые для статистических и вероятностных методов расчета электрических нагрузок.

11. Оцените по таблицам разброс параметров при использования
комплексного метода расчета электрических нагрузок.

12. Поясните ценологические свойства электрического хозяйства и термины при использовании видового и рангового распределений
применительно к параметрам электропотребления, электрооборудова­ния, технико-экономическим показателям электрики.

13. Объясните различие в физическом смысле электроемкости про­дукции и удельных расходов электроэнергии.

14. Приведите пример договорных отношений предприятия и энергосистемы.

ГЛАВА ТРЕТЬЯ