Коэффициенты реактивной мощности в договорах по передаче электрической энергии

Технически необходимая степень КРМ в каждой точке сети определяется параметрами линий, соединяющих эту точку с источниками питания. Эти параметры индивидуальны для каждой точки и, следовательно, для каждого потребителя. Однако тарифы на электроэнергию не устанавливаются индивидуально для каждого потребителя, а дифференцируются только по четырем уровням напряжения питания: 110 кВ и выше, 35 кВ, 6–20 кВ и 0,4 кВ.

Дифференциация условий потребления (генерации) реактивной мощности для потребителей, присоединенных к сетям 110 кВ и ниже, в новом документе также осуществлена по четырем группам напряжений сетей, что представляется правильным. Так как затраты на производство и передачу реактивной энергии гораздо меньше аналогичных затрат, обусловленных активной энергией, способы выражения тарифов на реактивную энергию не могут быть «изощреннее» тарифов на активную энергию.

Значение коэффициента реактивной мощности в часы больших суточных нагрузок электрической сети (tg ϕ) установлены в зависимости от номинального напряжения сети, к которой подключен потребитель:

Данные значения указывают в договорах с потребителями электрической энергии, присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых более 150 кВт (за исключением граждан-потребителей, использующих электрическую энергию для бытового потребления, и приравненных к ним в соответствии с нормативными правовыми актами в области государственного регулирования тарифов групп (категорий) потребителей (покупателей), в том числе многоквартирных домов, садоводческих, огороднических, дачных и прочих некоммерческих объединений граждан).

Значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, устанавливается равным нулю для всех случаев.

Сумма часов, составляющих периоды больших и малых суточных нагрузок, должна быть равна 24 часам и относиться ко всем суткам месяца, за исключением периодов привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности. При определении в договоре временных интервалов больших и малых нагрузок необходимо руководствоваться фактическими параметрами режима электрической сети в конкретном энергоузле.

Если иное не определено договором, часами больших нагрузок считается период с 7 ч 00 мин до 23 ч 00 мин, а часами малых нагрузок – с 23 ч 00 мин до 7 ч 00 мин местного времени. Временные интервалы, в течение которых потребитель привлекается к регулированию реактивной мощности в часы больших и малых нагрузок, могут быть меньше соответствующих периодов больших и малых суточных нагрузок и относиться только к установленным в договоре суткам месяца.

В случае участия потребителя по соглашению с сетевой организацией в регулировании реактивной мощности в часы больших и/или малых нагрузок электрической сети, в договоре энергоснабжения определяются также диапазоны значений коэффициентов реактивной мощности, устанавливаемые отдельно для часов больших (tg ϕб ) и/или малых (tg ϕм) нагрузок электрической сети и применяемые в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности.

При решении задачи установки КУ в сети потребителя суммарная мощность КУ является известной (равной разности между фактическим и заданным потреблением). Необходимо определить наилучший вариант размещения КУ в узлах внутренней сети предприятия с учетом специфики технологического процесса, возможностей установки КУ и желаемых режимов напряжения в узлах.

При решении аналогичной задачи для сетевой организации кроме указанных факторов необходимо осуществить экспертную оценку возможных действий потребителя. Если предполагается, что потребитель (или группа потребителей, питающихся от узла) в течение длительного времени не произведет установку КУ в своих сетях, то установка КУ в узле сетевой организации экономически выгодна. В противном случае установленные КУ могут оказаться неиспользуемыми. В обеих задачах необходимо учитывать прогноз изменения реактивных нагрузок.

Для потребителей, присоединенных к сетям напряжением 220 кВ и выше, а также к сетям 110 кВ (154 кВ) в случаях, когда они оказывают существенное влияние на электроэнергетические режимы работы энергосистем, предельное значение коэффициента реактивной мощности определяют на основе расчетов режима работы электрической сети, выполняемых как для нормальной, так и для ремонтной схем сети.

Индивидуальный характер влияния на режим сети крупных потребителей и малая вероятность компенсации изменений их нагрузки другими потребителями приводят к необходимости установления предельно допустимых значений в виде почасового суточного графика, а не в виде средних значений для часов больших и малых нагрузок как для потребителей, присоединенных к сетям 0,4–110 кВ. Это могут быть не обязательно 24 разных значения; в конкретном случае могут быть выделены несколько интервалов в течение суток.

Предельное значение реактивной нагрузки конкретного потребителя может быть определено при последовательном ее увеличении до значения, при котором параметры режима в каком-либо узле сети или в какой-либо линии электропередачи выходят на предельно допустимый уровень. Очевидно, что получение этого значения связано с теми или иными допущениями в отношении нагрузок других потребителей.

Можно рассматривать два предельных порядка утяжеления режимов:

• увеличение реактивной мощности только в рассматриваемом узле сети;
• одновременное увеличение реактивной мощности, потребляемой во всех узлах сети.

Первый порядок предполагает определение максимальной реактивной мощности, потребляемой в рассматриваемом узле сети, при условии, что потребители во всех остальных узлах не увеличивают своего потребления. Такой расчет приведет к достаточно высоким значениям допускаемого коэффициента реактивной мощности, так как не предполагает одновременного нарушения условий несколькими потребителями. Второй порядок предполагает ситуацию, при которой потребители во всех узлах могут одновременно увеличить потребление.

Очевидно, что при первом подходе требования к потребителям окажутся наиболее мягкими, а при втором – наиболее жесткими. Вместе с тем обе описанные ситуации можно считать маловероятными. Необходимо рассчитывать на ситуацию, при которой в ряде узлов нагрузки могут увеличиться одновременно, однако число таких узлов при расчете максимально допустимого потребления реактивной мощности конкретным потребителем должно быть ограничено разумным пределом.

Каждый из узлов сети имеет разную степень влияния на уровень напряжения в других узлах и разный размер «зоны влияния». Поэтому представляется логичным выделение сравнительно небольшой группы «критериальных» узлов, нагрузки которых следует рассматривать как увеличивающиеся с большой вероятностью одновременно с нагрузкой рассматриваемого узла. В остальных узлах реактивные нагрузки следует принимать на уровне их фактических значений, но не более соответствующих tg ϕ = 0,5.

Каждая сеть имеет свои специфические особенности режимов, поэтому получить строгие математические выражения для установления необходимого числа «критериальных» узлов и тем более их конкретного перечня невозможно. Можно использовать обычно принимаемый в инженерных расчетах критерий практической достоверности, который предполагает возможный выход за обычные условия пяти процентов случайных ситуаций. В этом случае число «критериальных» узлов необходимо ограничить пятью процентами общего числа узлов в сети. Например, для схемы в 300 узлов это составит 15 узлов. Выбор конкретных узлов является прерогативой энергоснабжающей организации.

Превышение установленных в договоре предельных значений коэффициента реактивной мощности оплачивается потребителем в соответствии с повышающим коэффициентом к тарифу. Выход технических параметров режима сети за предельно допустимые значения по определению является недопустимой ситуацией и не может компенсироваться оплатой.

Поэтому допустимые значения коэффициента реактивной мощности, включаемые в договор с потребителем, должны рассчитываться из условия сохранения определенного запаса по напряжению и нагрузкам линий электропередачи. При превышении этих значений потребитель выводит режим сети в зону риска, хотя расчетные значения параметров режима еще не достигают предельно допустимых значений. В этой зоне допустимо стимулировать потребителя к нормализации нагрузки экономическими способами.

Предельное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой конкретным потребителем в рассматриваемый час суток, определяют из условия недопущения снижения напряжения ни в одном из узлов электрической сети ниже номинального значения и повышения нагрузки ни одной из линий электропередачи сверх значения, допустимого по условиям устойчивости работы электрической сети.

Предельное значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой конкретным потребителем в рассматриваемый час суток, определяют из условия недопущения повышения напряжения ни в одном из узлов электрической сети выше значения, предельно допустимого для электрооборудования, и повышения нагрузки ни одной из линий электропередачи сверх значения, допустимого по условиям устойчивости работы электрической сети.

Для обеспечения указанных условий расчетные значения напряжений в узлах и нагрузок линий электропередачи должны приниматься с учетом коэффициентов запаса. Исходя из экспертных оценок они могут быть установлены на уровнях:

• 0,3 – для повышения напряжения в узлах от номинального напряжения сети до допустимого для электрооборудования;
• 0,1 – для нагрузок линий электропередачи по отношению к предельно допустимому значению по условиям устойчивости работы электрической сети.

Предельно допустимые (максимальные) напряжения электрооборудования установлены ГОСТ 721 «Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В» (прил. 8). Значения допустимых напряжений с учетом коэффициента запаса приведены в табл. 7.2.

Предельно допустимые напряжения

Предельно допустимое минимальное напряжение в узле сети может быть получено из условия обеспечения допустимых отклонений напряжения в сетях, присоединенных к шинам низкого напряжения трансформаторов. Расчеты показывают, что допустимые отклонения напряжения на этих шинах с учетом стандартных диапазонов РН устройствами РПН обеспечиваются при любом значении напряжения на шинах высокого напряжения в диапазоне от 0 до +10 % от номинального напряжения сети (см. п. 8.4.2). Поэтому предельно допустимое минимальное напряжение в узле сети может быть принято равным номинальному напряжению.

Как следует из изложенного, к потребителям, присоединенным к сетям напряжением 110 кВ (154 кВ), могут предъявляться разные требования в зависимости от того, оказывают они существенное влияние на режимы работы энергосистем или нет. Несмотря на то что однозначно определить понятие существенности влияния трудно, очевидно, что в нормативном документе должен быть указан его количественный критерий. На основе экспертной оценки принято, что потребителя относят к существенно влияющим на режимы сети, если при изменении его реактивной мощности от нуля до значения, соответствующего tg ϕ = 0,5, изменение напряжения в точке его присоединения превышает 5 %.

РД 34.20.185-94 СО 153-34.20.185-94 Инструкция по проектированию городских электрических сетей

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И
ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ГОРОДСКИХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Утверждена: Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 07.07.94, Российским акционерным обществом энергетики и электрификации «ЕЭС России» 31.05.94

Инструкция вводится в действие с 01.01.95 г. взамен Инструкции по проектированию городских и поселковых электрических сетей, ВСН 97-83.

Разработчики: Гипрокоммунэнерго (Лордкипанидзе В.Д.), РАО «ЕЭС России» (Акимкин А.Ф., Антипов К.М.), Энергосетьпроект (Файбисович Д.Л.)

Предыдущее издание Инструкции по проектированию городских и поселковых электрических сетей, ВСН 97-83, утвержденной Минэнерго СССР, выпущено в 1983 г. и частично устарело.

Настоящее третье издание Инструкции по проектированию городских электрических сетей подготовили Гипрокоммунэнерго, Энергосетьпроект и Департамент науки и техники Российского акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России».

Пересмотр действующей Инструкции по проектированию городских и поселковых электрических сетей обусловлен, в основном, изменением нормативов расчетных электрических нагрузок коммунально-бытовых потребителей, уточнением требований к надежности электроснабжения и схемам построения электроснабжающих и распределительных сетей.

При подготовке третьего издания учтены требования действующих государственных стандартов, строительных норм и правил, рекомендации совещаний научно-технических обществ энергетики и электрификации, а также замечания и предложения энергосистем, энергонадзоров, проектных, исследовательских, монтажных и других организаций по проекту Инструкции.

В Инструкции, с учетом происшедших изменений форм собственности, приведены некоторые рекомендации по выполнению электрических сетей до 1 кВ при коттеджном строительстве.

Настоящее издание Инструкции подготовлено по результатам рассмотрения проекта Инструкции на научно-техническом Совете Российского акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России» и отредактировано редакционной комиссией. Инструкция вводится в действие с 01.01.95 г. С введением настоящей Инструкции в действие утрачивает силу «Инструкция по проектированию городских и поселковых электрических сетей», ВСН 97-83.

Начальник Электротехнического отдела Департамента науки

и техники Российского акционерного общества энергетики и

электрификации «ЕЭС России» К.М. Антипов

РАЗДЕЛ 1

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Глава 1.1 .

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

1.1.1 . Инструкция по проектированию городских электрических сетей * распространяется на вновь сооружаемые и реконструируемые электрические сети городов (районов и микрорайонов) и поселков городского типа ** до и выше 1 кВ, в том числе на электрические сети к отдельным объектам, находящимся на территории города, независимо от их ведомственной принадлежности.

* Согласована с Комитетом Российской Федерации по муниципальному хозяйству 22.09.93, Главным управлением Государственной противопожарной службы МВД РФ 22.02.94.

** Поселки городского типа согласно СНиП 2.07.01 «Планировка и застройка городских и сельских поселений» относятся к категории малых городов и в дальнейшем «электрические сети городов и поселков городского типа» именуются «электрические сети городов».

Требования Инструкции не распространяются на внутренние электрические сети зданий и сооружений, а также на внутриплощадочные электрические сети предприятий, расположенных на территории города.

1.1.2 . Городские электрические сети должны также удовлетворять не измененным настоящей Инструкцией требованиям Правил устройства электроустановок ( ПУЭ ), соответствующих строительных норм и правил (СНиП и СН) и других нормативных документов, перечень которых дан в приложении 2 .

1.1.3 . К городским электрическим сетям относятся:

1.1.3.1 . электроснабжающие сети напряжением 35 кВ и выше, включая кольцевые сети с понижающими подстанциями, линии и подстанции глубоких вводов;

1.1.3.2 . распределительные сети напряжением 6 — 20 кВ (см. также п. 3.1.7 ), включая распределительные пункты (РП), трансформаторные подстанции (ТП), линии, соединяющие центры питания (ЦП) с РП и ТП, линии, соединяющие ТП между собой, питающие линии промышленных предприятий, находящихся на территории города;

1.1.3.3 . распределительные сети напряжением до 1 кВ, кроме сетей промышленных предприятий этого класса напряжения.

1.1.4 . Городские электрические сети должны выполняться комплексно, с увязкой между собой электроснабжающих сетей 35 кВ и выше и распределительных сетей 6-20 кВ, с учетом всех потребителей города и прилегающих к нему районов. Электрические сети должны выполняться с учетом обеспечения наибольшей экономичности, требуемой надежности электроснабжения, соблюдения установленных норм качества электроэнергии. При этом рекомендуется предусматривать совместное использование отдельных элементов системы электроснабжения для питания различных потребителей независимо от их ведомственной принадлежности.

1.1.5 . Проектом должна предусматриваться возможность поэтапного развития системы электроснабжения по мере роста нагрузок в перспективе без коренного переустройства электросетевых сооружений на каждом этапе.

1.1.6 . Система электроснабжения должна выполняться так, чтобы в нормальном режиме все элементы системы находились под нагрузкой с максимально возможным использованием их нагрузочной способности.

Применение резервных элементов, не несущих нагрузки в нормальном режиме, может быть допущено как исключение при наличии технико-экономических обоснований.

1.1.7 . При реконструкции действующих сетей необходимо максимально использовать существующие электросетевые сооружения. Решение об их ликвидации может быть принято только при соответствующем технико-экономическом обосновании.

1.1.8 . Электроустановки должны выполняться, как правило, с применением типовых проектов или решений с учетом максимального применения комплектного электротехнического оборудования заводского изготовления.

Глава 1.2 .

ОБЪЕМ И СОСТАВ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

1.2.1 . Основные решения по электроснабжению потребителей города (района) разрабатываются в концепции развития и реконструкции города, генеральном плане, проекте детальной планировки и схеме развития электрических сетей города (района).

1.2.2 . В составе концепции развития города рассматриваются основные вопросы перспективного развития системы электроснабжения на расчетный срок с выделением первой очереди, выполняются расчет электрических нагрузок и их баланс, распределение нагрузок по ЦП, закрепление площадок для новых электростанций и подстанций, трасс воздушных и кабельных линий электропередачи 35 кВ и выше, размещение баз предприятий электрических сетей.

Результаты расчета электрических нагрузок должны сопоставляться со среднегодовыми темпами роста нагрузок характерных районов города, полученными из анализа их изменения за последние 5 — 10 лет и, при необходимости, корректироваться.

1.2.3 . В объем графического материала по развитию электрических сетей 35 кВ и выше должны входить схемы электрических соединений и конфигурация сетей 35 кВ и выше на плане города в масштабе 1:25000 (1:10000) с указанием основных параметров элементов системы электроснабжения (нагрузок и мощности трансформаторов ЦП, напряжения, марок кабелей и сечений проводов воздушных линий электропередачи).

1.2.4 . Электрические сети 10 (6) кВ разрабатываются в проекте детальной планировки с расчетом нагрузок всех потребителей и их районированием, определением количества и мощности ТП и РП на основании технических условий энергоснабжающих организаций, выдаваемых на основании утвержденной в установленном порядке схемы развития электрических сетей города (района). В объем графического материала по этим сетям должны, входить схемы электрических соединений и конфигурация сетей 10 (6) кВ на плане района в масштабе 1:2000 с указанием основных параметров системы электроснабжения.

1.2.5 . Схемы развития городских электрических сетей 10 (6) и 35 кВ и выше разрабатываются на основе концепции развития города в увязке со схемой развития электрических сетей энергосистемы на расчетный срок до 10 лет, соответствующий, как правило, генеральному плану города.

В схеме должны рассматриваться основные направления развития сетей 35 кВ и выше на расчетный срок концепции города.

Схемы развития городских электрических сетей в первую очередь должны разрабатываться для крупных и крупнейших городов и городских агломераций.

Допускается разработка схемы развития электрических сетей 35 кВ и выше и схемы развития электрических сетей 10 (6) кВ в виде двух самостоятельных взаимоувязанных работ.

1.2.6 . В схеме развития городских электрических сетей должны рассматриваться:

1.2.6.1 . существующие системы электроснабжения;

1.2.6.2 . электрические нагрузки на перспективу с районированием их по ЦП и источники их питания;

1.2.6.3 . схемы электроснабжающих сетей районов города с определением количества, мощности, напряжения и мест расположения ЦП с учетом категории электроприемников потребителей;

1.2.6.4 . схемы распределительных сетей 10 (6) кВ и их параметры, а, в необходимых случаях, также сетей 0,38 кВ с учетом категорий электроприемников потребителей;

1.2.6.5 . режим нейтрали сетей выше 1 до 35 кВ и компенсация токов замыкания на землю;

1.2.6.6 . токи короткого замыкания;

1.2.6.7 . потребность в основном оборудовании и материалах;

1.2.6.8 . стоимость строительства и реконструкции сетей по укрупненным показателям;

1.2.6.9 . технико-экономические показатели сетей.

1.2.7 . Схемы развития сетей должны содержать рекомендации по вопросам:

1.2.7.2 . учета электрической энергии;

1.2.7.3 . компенсации реактивной мощности;

1.2.7.4 . релейной защиты и автоматики сетей;

1.2.7.5 . защиты от перенапряжений и заземления в сетях;

1.2.7.6 . диспетчеризации и телемеханизации сетей;

1.2.7.7 . организации эксплуатации сетей;

1.2.8 . Для крупных и крупнейших городов объем проектных проработок электрических сетей 10 (6) кВ по договоренности с заказчиком допускается ограничивать питающими сетями всех потребителей города. При этом сети 10 (6) кВ должны быть рассмотрены в части обеспечения питания особо важных элементов городского хозяйства в экстремальных условиях.

1.2.9 . Рабочие проекты расширения и реконструкции отдельных элементов электрических сетей на конкретный срок строительства объекта должны разрабатываться на основе схем развития городских электрических сетей.

Проекты разрабатываются согласно ГОСТ 21.101-79 «Основные требования к рабочей документации».

1.2.10 . Сети внешнего электроснабжения коммунальных, промышленных и прочих потребителей, расположенных в селитебной зоне городов, должны разрабатываться в составе проектов строительства или реконструкции указанных потребителей по техническим условиям энергоснабжающей организации, выдаваемым согласно утвержденной в установленном порядке схеме развития городских электрических сетей.

РАЗДЕЛ 2

РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ

Глава 2.1 .

РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ

2.1.1. ² Расчетная электрическая нагрузка* квартир Ркв кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле

где: Ркв.уд. — удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир (зданий) по табл. 2.1.1 . ² , кВт/квартира

n — количество квартир.

* При определении расчетной электрической нагрузки линии или на шинах 0,4 кВ ТП должны учитываться: суммарное количество квартир (коттеджей), лифтовых установок и другого силового электрооборудования, питающегося от ТП и потери мощности в питающих линиях 0,38 кВ (см. также п. 2.1.3.1 и 2.1.3.2 РД).

2.1.1. 1 Удельные расчетные электрические нагрузки электроприемников коттеджей принимаются по табл. 2.1.1. 1 , кВт/коттедж.

2.1.2. ² Расчетная электрическая нагрузка квартир и коттеджей с электрическим отоплением и электрическим водонагревом должна определяться по проекту внутреннего электрооборудования квартиры (здания), коттеджа в зависимости от параметров установленных приборов и режима их работы (определяется теплотехнической частью проекта).

2.1.3. Расчетная нагрузка силовых электроприемников P_с, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле

2.1.3.1 . Мощность лифтовых установок P_р.л, кВт, определяется по формуле

,

где k’_c — коэффициент спроса по табл. 2.1.2; п_л — количество лифтовых установок; Р_ni — установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

2.1.3.2 . Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств P_ст.у, кВт, определяется по их установленной мощности с учетом коэффициента спроса k_c по табл. 2.1.3 ;

.

Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств при расчете электрических нагрузок не учитывается.

2.1.4 . Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников P_р.ж.д, кВт, определяется по формуле

где P_кв — расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт; P_с — расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт; k_у — коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников (равен 0,9).

2.1.5 . Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов следует принимать по табл. 2.1.4 .

2.1.6. ² Расчетная электрическая нагрузка жилых зданий микрорайона (квартала).

Рр.мр., кВт, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП ориентировочно может определяться по формуле:

Рр. мр. = Рр.ж.зд. уд. S × 10 -3

где: Рр.ж.зд.уд. — удельная расчетная нагрузка жилых зданий, Вт/м 2 приведена в табл. 2.1.5 ² .

S — общая площадь жилых зданий микрорайона (квартала), м 2 .

Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников
квартир жилых зданий, кВт/квартира