УДК 621.316
, д. т.н., професор, , магістр.
ПРО НАДБАВКУ ДО ПЛАТИ ЗА РЕАКТИВНУ ЕНЕРГІЮ ЗА НЕДОСТАТНЄ ОСНАЩЕННЯ МЕРЕЖ СПОЖИВАЧА ЗАСОБАМИ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
В [1] надбавка за недостатнє оснащення мереж споживача засобами компенсації реактивної потужності визначається за формулою
, грн (1)
де П1 – сумарна основна плата; Сбаз=1,3 – нормативне базове значення коефіцієнта симулювання капітальних вкладень в засоби КРП в електричних мережах споживачів; Кj - коефіцієнт, що вибирається з табл.1 або табл.2 [1] в залежності від фактичного коефіцієнта потужності споживача tgj в середньому за розрахунковий період.
При обчисленні таблиць 1 і 2 введено зони нечутливості надбавки (1) до споживання реактивної потужності, які обмежені граничними значеннями коефіцієнтів потужності: для промислових споживачів (cosjгр.=0,97, tgj=0,25) і непромислових (cosjгр.=0,8, tgj=0,75).
Надбавка починає діяти, якщо фактичний коефіцієнт потужності менший наведених граничних значень cosjгр.
Слід зазначити, що від таких показників як cosj і tgj для розрахунку за компенсацію реактивних навантажень (КРН) не без підстав відмовились, відповідно, ще в 1974 і 1982 роках. Як відомо, cosj і tgj є функцією двох величин: активної Р і реактивної Q потужностей і не завжди об’єктивно відображають режим споживання реактивної енергії. Наприклад, протягом розрахункового періоду при відсутності сучасних засобів регулювання потужності компенсуювальних установок (КУ) можуть бути періоди перекомпенсації. В середньому величина tgj за розрахунковий період може досягти значень, при яких Кj=0 і П2=0. Можливі ситуації, коли Р і Q суттєво підвищились або знизились (приблизно пропорційно). Значення tgj не зміниться, в той же час втрати енергії і напруги зміняться суттєво. Тобто при малих значеннях tgj, при яких П2=0, втрати електроенергії і напруги можуть збільшуватись. Не випадково з 1982 року в якості показника для розрахунків за КРН була прийнята реактивна потужність, а з 1990 року – реактивна потужність і енергія.
В табл. 1 і 2 Методики [1] граничні значення tgjгр. економічно не обґрунтовані і прийняті однаковими для всіх споживачів. Насправді для різних споживачів оптимальні значення tgj, визначені на основі системного підходу, будуть мати різні значення (в залежності від їх електричної віддаленості від джерел живлення, навантажень, параметрів мереж, вартості засобів компенсації і т. д.). Такий підхід не дозволяє створювати передумови для оптимізації залишкового (недокомпенсованого) потокорозподілу реактивної потужності в мережах енергопостачальних компаній (вхідні реактивні потужності на вводах споживачів за критерієм мінімальних втрат не визначаються і не контролюються).
Звертає на себе увагу абсолютна необґрунтованість коефіцієнта С. У відповідності з [1] надбавка П2 нараховується за недостатнє оснащення мереж споживача засобами компенсації. Надбавка в цілому і є стимулом для капітальних вкладень споживача в засоби КРП. Коефіцієнт С із формули (1) необхідно вилучити (тим більше, що НКРЕ, можливо з інших причин, затвердила його рівним одиниці: С=1).
В формулі (1) коефіцієнт Кj відображає фактичний стан оснащення мереж споживача основним засобом компенсації – батареями силових конденсаторів (БК). Не менш важливим засобом КРН є пристрої і системи автоматичного оптимального (за критерієм мінімальних втрат) управління БК. Відсутність такого управління не дозволяє:
- забезпечувати вимоги енергопостачальних компаній щодо споживання реактивної потужності із її мереж (у вигляді заданих для кожного споживача вхідних реактивних потужностей);
- залучати споживачів до регулювання напруги в окремих вузлах;
- забезпечувати можливі нульові перетоки на межі розподілу мереж енергопостачальних компаній і споживачів (в разі їх економічного і технічного обґрунтування);
- здійснювати мінімізацію втрат в мережах енергопостачальних компаній (через задавання споживачам вхідних реактивних потужностей, визначених на основі системного підходу за критерієм мінімальних втрат);
- здійснювати мінімізацію втрат активної потужності і електроенергії в мережах споживачів (через підтримання в окремих вузлах (цехових ТП, РП) вхідних реактивних потужностей, визначених за критерієм мінімальних втрат);
- використовувати наявні компенсувальні установки для максимально можливого зниження втрат електроенергії в своїх мережах в міжпікові періоди електроспоживання енергопостачальних компаній;
- отримувати найбільший ефект від компенсації реактивної потужності.
У формулі (1) стимулювання капітальних вкладень в такі засоби компенсації як пристрої і системи оптимального управління КУ, на жаль, не передбачені.
На рис.1. показана залежність збільшення втрат електроенергії при передаванні реактивної потужності по електричній мережі від величини відхилення фактичного потокорозподілу реактивної потужності порівняно з оптимальним значенням (за критерієм мінімальних втрат). Відхилення фактичного потокорозподілу від оптимального характеризується величиною коефіцієнта К0.
Рис.1. Залежність збільшення втрат активної потужності DР в електричній мережі при передаванні реактивної від величини відхилення фактичного потокорозподілу реактивної потужності порівняно з оптимальним К0.
На рис.1. втрати потужності при К0=1 мінімально можливі і прийняті за 100%. Збільшення К0 призводить до збільшення втрат активної потужності при споживанні підприємством із мережі енергопостачальної компанії однакової величини вхідної реактивної потужності Qе (рис.2).
Рис.2. Узагальнена схема заміщення мережі споживача (n – число приєднань до ГПП (ЦРП), m – число елементів магістралі, Qе – вхідна реактивна потужність на вводі підприємства, кВАр; Qei, Qej – вхідна реактивна потужність на вводі і-го або j-го вузла, кВАр; QКУ – потужність КУ, кВАр; а – рівень КРН в мережах споживача або потужність КУ у відносних одиницях; y - вхідна реактивна потужність у відносних одиницях).
Із рис.1 видно, що при К0=2 збільшення втрат досягає 50%. Застосування оптимального (за критерієм мінімальних втрат, тобто, обернено пропорційно активним опорам відхідних від ГПП або ЦРП ЛЕП і трансформаторів цехових ТП) автоматичного управління батареями конденсаторів дозволяє досягти К0=1 і додатково (порівняно з пропорційним управлінням) знизити втрати на 50%.
Оптимальне управління БК полягає у підтриманні в кожному навантажувальному вузлі умови оптимальності потокорозподілу
(2)
де Qфі – фактичне значення вхідної реактивної потужності в і-му вузлі, кВАр; Qеі – оптимальне значення вхідної реактивної потужності (оптимальна уставка), визначене за критерієм мінімальних втрат для і-го вузла.
Значення Qеі можуть визначитись для характерних зон електроспоживання енергопостачальних компаній (зони пік, день, ніч). Пристрої управління повинні забезпечувати автоматичний перехід на уставки різних зон [2].
Пропонується надбавку до оплати за реактивну енергію визначити за моделлю
(3)
де ан – нормативне економічно обґрунтоване значення рівня (ступеня) компенсації реактивних навантажень споживача, відн. один.; аф – фактичне значення рівня КРН споживача, відн. один.; К0 – коефіцієнт, який характеризує величину відхилення фактичного потокорозподілу реактивної потужності в мережах споживача порівняно з оптимальним значенням (К0=1,0) до впровадження компенсації або додаткової компенсації, відн. один.
Нормативне оптимальне (за критерієм мінімальних втрат) значення величини ан визначається на основі системного підходу з використанням оптимізаційних методів [3]
, (4)
де Qк. о. – сумарна оптимальна потужність компенсувальних установок (БК, СД, СГ), які економічно доцільно установити чи використовувати в мережах споживача, кВАр; Qм – тридцятихвилинний максимум реактивного навантаження споживача, кВАр.
Фактичне значення величини аф визначається за вихідними даними споживача
(5)
де Qк. ф. – сумарна фактична потужність КУ, включених в роботу (фактичне оснащення КУ мереж споживача), кВАр.
Величина К0 визначається за формулою
, (6)
де Rе. в. – еквівалентний активний опір мереж споживача, визначений за втратами, Ом; Rе. - еквівалентний активний омічний опір мереж споживача, визначений шляхом послідовно-паралельного з’єднання їх елементів, Ом.
Величина Rе. в. визначається для періоду найбільших навантажень (в режимний день грудня місяця) за формулою [3]
(7)
де Qi – реактивне навантаження в і-му приєднанні (або реактивне навантаження і-ї ЛЕП, по якій здійснюється живлення і-ї цехової ТП від ГПП або ЦРП), кВАр; ri – активний опір і-го приєднання, Ом.
Для визначення величини Rе. в. на підприємстві повинен бути комерційний і технічний (поцеховий) облік електроенергії. На переважній більшості споживачів такий облік є, там, де його немає, друга складова надбавки П1(К0-1) буде стимулювати його впровадження. Оскільки на діючих підприємствах величина К0 знаходиться в основному в межах К0= 1,5¸3,0, то розрахункове значення К0 для таких підприємств можна прийняти 2¸2,5.
Вихідні дані для визначення Rе. в. беруться в результаті одночасної реєстрації показань електролічильників на вводах і відхідних приєднаннях ГПП або ЦРП споживача в режимний день (в період найбільших навантажень).
Значення Rе при радіальній мережі [4]
, (8)
rеі – еквівалентний опір мережі і-го приєднання, яке здійснює живлення і-ї цехової ТП від ГПП (ЦРП), Ом; n – кількість відхідних приєднань до ГПП (ЦРП).
До ГПП (ЦРП) можуть бути приєднані магістральні мережі. Їх еквівалентування починається з кінця. Наприклад, еквівалентний активний опір будь-якого відгалуження від магістралі (rj) з попереднім еквівалентним опором [rе(1,j-1)] (рис.2) буде дорівнювати [3]
, (9)
де rj – активний опір j-го відгалуження від магістралі, Ом; rе(1,j-1) – еквівалентний опір елементів магістралі з номерами від 1 до j-1, Ом.
Необхідно зазначити, що при досягненні споживачем значень аф=ан і К0=1 надбавка П2=0.
Приклад. Промисловому підприємству за розрахунковий період нарахована основна плата за споживання і генерацію реактивної енергії П1=13600 грн. Максимум реактивного навантаження складає Qм=1260 кВАр. На підприємстві установлено і включено в роботу Qк. ф.=600 кВАр батарей конденсаторів. Нормативне економічно обґрунтоване значення рівня компенсації реактивних навантажень (або потужність компенсувальних установок, які економічно доцільно установити в мережах підприємства у відн. одиницях), визначене на основі системного підходу, складає ан=0,915, а коефіцієнт відхилення фактичного потокорозподілу від оптимального значення, визначений за даними підприємства, - Ко=1,8. Визначити надбавку до основної плати за перетікання реактивної енергії. Система автоматичного оптимального управління компенсувальними установками відсутня.
Фактичний рівень КРН в мережах підприємства
Надбавка до основної плати за перетікання реактивної енергії
грн.
Висновки: 1. Параметри, що входять у формулу (1), недостатньо або зовсім не обґрунтовані. Коефіцієнти tgj і cosj наближено відображають режим споживання реактивної потужності за розрахунковий період, їх граничні значення економічно не обґрунтовуються, що не створює передумови для оптимізації потокорозподілу реактивної потужності в мережах енергопостачальних компаній. Діюча модель (форм.1.) не передбачає стимулювання капітальних вкладень в такі засоби компенсації як пристрої і системи оптимального управління батареями конденсаторів, що не дозволяє отримувати найбільший ефект від компенсації.
2. Запропонована модель базується на визначенні економічно обґрунтованих взаємозв’язаних рівнів компенсації для кожного споживача, виходячи із системного підходу і знайденій залежності величини надбавки від степені оснащення мереж споживача компенсуючими установками і результатами оптимального управління ними, що дозволяє стимулювати споживачів до отримання максимально можливого зниження втрат в мережах своїх і енергопостачальних компаній.
Література
1. , Банін Д. Б., та ін. Методика розрахунку плати за перетоки реактивної електроенергії між енергопостачальною організацією та її споживачами // Промислова електроенергетика та електротехніка. – 1998. – Вип. 4. – с. 7-37.
2. , , І. Способи та технічні засоби керування компенсувальними установками нового технічного рівня // Вісник ВПІ. – 2001. - №3. – с. 62-70.
3. Рогальський ія реактивної потужності. Методи розрахунку, способи та технічні засоби управління. І частина / Навчальний посібник. – Вінниця: ВДТУ. – 2002. – с.119
4. Карпов реактивной мощности в распределительных сетях. М.: Энергия. – 1975. – с.170
Рекомендовано кафедрою електротехнічних систем електроспоживання та енергозбереження.
