На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Актуально

01.11.2013 Учет качества электрической энергии в тарифах потребителей

 

Учет качества электрической энергии в тарифах потребителей

 

In the article we consider the problems of regular control of indicators of the quality of the electric power in public networks as one of functionalities of advanced systems of automatic monitoring system and account of electric power. We offer to apply an insurance fund regarding tariff's adjustment for electric power depending on its quality indicators for a period and as a further stage in relations of a customer and the power supplying organization.

 

Сегодня электрическая энергия, поставляемая энергоснабжающей организацией потребителям, выступает как товар особого вида. Где товар, там применимо и понятие «качество», то есть электрическая энергия характеризуется совокупностью свойств, которые обуславливают ее пригодность обеспечивать нормальное функционирование технических средств потребителей электроэнергии.

Современная электрическая нагрузка потребителей разных секторов имеет тенденцию роста, неравномерный характер и наличие различного спектра приемников электроэнергии, чувствительных к отклонению каждого показателя ее качества (ПКЭ).

 

Требования, сформированные на первых этапах реструктуризации электроэнергетики к точному учету количества электроэнергии, обусловили необходимость создания систем АСКУЭ. Ими оснащаются объекты различных отраслей (промышленность, коммунально-бытовой сектор, сельское хозяйство и т. д.). Применение этих систем позволяет получать точную и оперативную информацию об электропотреблении.

Однако при всем разнообразии функциональных особенностей данные системы не могут решать вопросы, связанные с наличием некачественной электроэнергии в сетях. Так, если энергоснабжающая организация обеспечивает стопроцентную синусоидальность и симметричность питающего напряжения, то напряжение в точке общего присоединения (ТОП) потребителей может быть искаженным.

Неудовлетворительное качество электроэнергии в ТОП вызывает обоснованные претензии к энергоснабжающей организации со стороны потребителей. Поскольку нарушения норм стандарта по этим показателям встречаются часто, то и решение указанной проблемы должно быть достаточно простым.

Согласно [1], в качестве пунктов контроля КЭ могут использоваться точки общего присоединения, границы раздела балансовой принадлежности, центры питания (распределительное устройство понизительной подстанции энергоснабжающей организации) и другие точки электрической сети, в том числе выбранные по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем.

Дополнительно в качестве пункта контроля КЭ при допуске в эксплуатацию электроустановок, ухудшающих непосредственно качество электроэнергии, может быть выбрана точка в системе электроснабжения потребителя, приближенного к этой электроустановке.

В ТУ на строящиеся объекты, к примеру, в коммунально-бытовом секторе, сказано: «…Проектом предусмотреть исключение неблагоприятного влияния электроустановки потребителя на электрические сети энергосистемы».

В договоре на пользование электроэнергией для потребителей с присоединенной мощностью до 750 кВ•А, в свою очередь, записано: «Энергоснабжающая организация обязуется: …поддерживать на границе балансовой принадлежности электросети между Энергоснабжающей организацией и Абонентом показатели качества электроэнергии в соответствии с действующими нормативными документами, при соблюдении Абонентом установленных режимов электропотребления».

Из сказанного вытекает, что для обеспечения условий договора необходима его корректировка с учетом платы за нарушение ПКЭ. Однако в настоящее время ни в одном нормативно-техническом документе о такой корректировке не упоминается.

Сегодня есть разнообразная многофункциональная аппаратура, позволяющая перерабатывать большие объемы информации. Реализация мониторинга качества и количества электроэнергии не представляет технических трудностей, так как вопросы, связанные с учетом, контролем и управлением электроэнергией, решаются усовершенствованием существующих систем АСКУЭ.

Если рассматривать иерархическую структуру данной автоматизированной системы, то в принципе она ничем не отличается от предыдущей – имеет также три уровня: нижний, средний и верхний.

Нижний уровень содержит непосредственно измерители количества и качества электроэнергии, то есть современный «интеллектуальный электросчетчик», обладающий такими возможностями, как:

• измерение и учет активной и реактивной энергии в 1 или 2 направлениях;

• учет электроэнергии в многотарифном режиме;

• учет потерь;

• измерение фазных токов, напряжений, активной, реактивной и полной мощностей, коэффициента мощности, частоты;

• контроль и управление нагрузкой через встроенное или внешнее реле отключения;

• функции измерителя ПКЭ – измерение, обработка, накопление и хранение данных по основным показателям качества электрической энергии согласно [1, 2];

• функции устройства сбора и передачи данных (УСПД).

Информация с нижнего уровня концентрируется на среднем уровне, который реализуется с помощью концентраторов, контроллеров, устройств сбора (и передачи) данных (УСД, УСПД), мультиплексоров и т. д. Далее она передается на верхний уровень, который, как правило, для всех систем одинаков. Это компьютерная локальная вычислительная сеть (ЛВС, LAN), существующая корпоративно или специально созданная для АСКУЭ и АИИС (информационно измерительная сеть мониторинга нагрузок).

Уровни связаны между собой каналами связи (проводными, модемными, оптоволоконными или радиоканалом), которые отвечают стандартам по обеспечению коммутативности различной аппаратуры.

Непрерывная (на нижнем уровне) регистрация значений показателей качества электроэнергии с интервалами усреднения, установленными ГОСТом, позволяет представить общее количество потребленной электроэнергии в следующем виде:

WS = Wнорм + Wнек, (1)

где Wнорм – количество потребленной электрической энергии, при котором фактическое значение ПКЭ в точке реализации меньше значения ПКЭ, установленного в договоре на пользование электроэнергией и в нормативно-технической документации, кВт•ч;

Wнек – количество потребленной некачественной электрической энергии, при котором фактическое значение ПКЭ превышает нормально и предельно допустимые значения, кВт•ч.

Учитывая, что удельные приведенные затраты на 1 кВт•ч отпущенной потребителю электроэнергии зависят от целого ряда факторов, то, соответственно, и плата за пользование электроэнергией за определенный период составит:

ПS = По + ПснS, (2)

где По = WнормТо – плата за потребленную электроэнергию соответствующего ГОСТа, ТКП качества, руб.;

ПснS – плата за потребленную электроэнергию с качеством, не соответствующим стандарту, руб.

Плата за электроэнергию По можно определить, используя одну из схем дифференциации тарифов по времени суток.

Согласно этой дифференциации плата осуществляется по одноставочным, двухставочным и двухставочно-дифференцированным тарифам. В перспективе возможна и более глубокая их дифференциация.

Расчет размеров платы за электроэнергию с показателями качества, выходящими за пределы допустимых, в связи с применением различных тарифных систем тоже должен проводиться дифференцированно, так как нарушение ПКЭ, например в ночные часы, не может быть равнозначным такому нарушению в часы пиковых нагрузок, когда включено наибольшее количество ответственных потребителей. В связи с этим предложения по корректировке стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от ее качества, изложенные в [3], следует признать хотя и ценными на сегодняшний день самим фактом их появления, но в значительной мере и упрощенными, не учитывающими форму суточного графика нагрузок (ФГН). Рассмотрим кратко сущность предложенной в [3] корректировки стоимости электроэнергии.

В ходе эксперимента, проводимого в распределительных сетях Орловской области РФ, определялось количество контрольных точек (из 100), в которых ПКЭ всего перечня (11 показателей) согласно ГОСТ 13109-97 выходило за пределы допустимых норм. На основании полученной информации было предложено использовать повышающий/понижающий коэффициент Кп, используемый для расчета платы ПснS, по следующей форме:

Псн = WSТоKn, (3)

где То – действующий (одноставочный) тариф на электроэнергию, руб./кВт•ч.

Поправочный коэффициент рассчитывается для двух случаев:

• если искажения в ПКЭ одновременно вносят и потребитель, и ЭС, то

 

 

• если искажения вносятся потребителем и ЭС в разные ПКЭ, то

 

 

где Кпэс, Кпп – поправочные коэффициенты при превышении ПКЭ по вине энергосистемы (потребителя);

Кni – n-й поправочный коэффициент для определенного уровня отклонения ПКЭ в определенный момент времени и определенного ПКЭ;

Ki, Kj – поправочные коэффициенты для ЭС и потребителя;

n, m – суммарное число ПКЭ, по которым имел место их выход за допустимые пределы соответственно потребителя и ЭС;

i, j – номер ПКЭ, по которому происходит его нарушение.

Авторами [4] предложены значения коэффициентов по каждому показателю качества на основе вычислений по результатам измерений с применением расчетной формулы (3), в которой, как уже упоминалось, использован одноставочный тариф. Подобные упрощения в условиях применения сложных тарифов существенно увеличивают погрешность расчетов даже в случае обоснованно рассчитанных значений Ki, Kj. Покажем это на конкретном примере.

В настоящее время в России применяется такой вид рынка энергии, как РСВ – рынок на сутки вперед. Сущность РСВ в том, что потребитель, руководствуясь часовыми ценами на электрическую энергию по каждым суткам, заказывает за 1–3 дня вперед почасовые нагрузки и старается их соблюдать, так как оплата осуществляется не только за потребленную энергию по почасовым ценам, но и за отклонения от заявленных величин с учетом штрафных коэффициентов. В таких условиях формула (3) принимает вид:

 

 

где Wi – суммарное электропотребление в i-й час суток, кВт•ч;

Ti – сложившаяся на рынке цена на электроэнергию в i-й час суток, руб./кВт•ч;

Kni – поправочный коэффициент, рассчитанный по формулам (4) и (5);

∆Wi, ∆Ti – величина отклонения потребителей в i-й час энергии от согласованного значения и, соответственно, удельная доплата за это отклонение.

Как видно из (6), интегральная плата за потребление электроэнергии в данном случае рассчитывается как сумма почасовых плат с учетом количества, качества энергии в течение каждого часа и степени соблюдения режима потребления. По этой причине вариант расчета платы по формуле (6) можно считать наиболее универсальным. Так, при использовании двухставочного тарифа и отсутствии контроля за соблюдением режима электропотребления формула (6) принимает вид (3). При использовании трехзонного тарифа новое слагаемое в правой части (6) делится на три части в соответствии с длинами зон (ночная, полупиковая и пиковая) и т. д.

К сожалению, в Беларуси в необходимом объеме отсутствует опыт оценки качества электроэнергии в точках балансового разграничения потребителей, что не позволяет проранжировать по убыванию количественные показатели КЭ по всем 11 показателям с тем, чтобы выбрать наиболее важные из них.

Так, в [3] при анализе 11 ПКЭ показано, что установившееся отклонение напряжения в 50 % случаев, а коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательноcти в 58 % случаев не соответствовали ГОСТу. В то же время по 6 показателям имело место соответствие ГОСТу в 100 % случаев. Данные свидетельствуют о том, что прежде чем анализировать варианты тарифной системы, учитывающие ПКЭ, следует набрать необходимый опыт по их расчету в реальных условиях эксплуатации, для чего нужны специальные эксперименты с охватом различных категорий потребителей. При этом фактор времени, в течение которого i-й ПКЭ выходил за пределы допустимого, должен учитываться обязательно, как это представлено в таблице.

 

Таблица

 

Результаты контроля качества электрической энергии на суточном интервале (пример)

Показатели

качества

электрической

энергии

tпик = 6 ч

tпп = 10 ч

tн = 8 ч

соответствует ГОСТу

не соответствует ГОСТу

соответствует ГОСТу

не соответствует ГОСТу

соответствует ГОСТу

не соответствует ГОСТу

Установившееся отклонение напряжения

3

3

6

4

8

2

Размах изменения напряжения

4

2

8

2

9

1

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения

5

1

10

0

10

0

Оставшиеся показатели

 

 

 

 

 

 

Всего

50

16

90

20

80

8

 

6 ´ 11 = 66 ч

10 ´ 11 = 110 ч

8 ´ 11 = 88 ч

 

В таблице указано не число несоответствий ПКЭ стандарту, а суммарное время этого несоответствия, что позволяет рассчитать значения коэффициентов Кнп, Кнпп, Кнн, определяемых как:

Кнп = tнп / tп, Кнпп = tнпп / tпп,

Кнн = tнн / tн, (7)

где Кнп – коэффициент, определяющий долю времени tнп на пиковом интервале нагрузок, в течение которого ПКЭ не соответствовал стандарту;

Кнпп, tнпп, Кнн, tнн – то же для полупикового и ночного интервалов.

В основу расчетов по трехзонному тарифу положена плата за потребленную в пиковой, полупиковой и ночной зонах энергию (Wп, Wпп, Wн). Используя данные значения (они в полном объеме собираются, хранятся в памяти электронных счетчиков и систематически передаются в корпоративную вычислительную сеть), можно определить составляющую доплаты за электроэнергию, потребленную с ПКЭ, не соответствующими ГОСТу:

ПснS = WпKнпТпKп +

+ WппKнппТпKпп + WнKннТнKн. (8)

Из (8) следует, что если принять на первом этапе весовые значения каждого из 11 ПКЭ одинаковыми, то значения Кнп, Кнпп, Кнн определяются как:

 

 

Что же касается определения виновника искажений по рассматриваемым основным ПКЭ, то за недопустимые отклонения напряжения в питающей сети и частоты ответственность должна нести энергоснабжающая организация.

Возьмем, к примеру, проведенные измерения за недельный период в коммунально-бытовом секторе г. Жодино [5]. Как оказалось, установившееся отклонение напряжения там достигало по фазам: А – 260,8 В; В – 251,9 В; С – 250,1 В, существенно превышая предельно и нормально допустимые по ГОСТ 13109-97 значения. В результате проведенных обследований выяснилось, что причиной отклонений ПКЭ от нормы была неправильно выбранная уставка устройства переключения без возбуждения (ПБВ) питающего трансформатора.

Виновником ряда других ПКЭ, таких как коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, коэффициенты несимметрии по обратной и нулевой последовательностям, могут выступать как электроустановки потребителей, так и энергоснабжающей организации.

Если рассмотреть ситуацию с несимметрией напряжений, то требования ГОСТа, согласно [6], не выполняются в 44 % случаев, что почти на каждой второй ТП. Причина этого – несимметричная нагрузка по фазам (рис. 2).

 

Из графиков видно, что фаза С в среднем загружена в 2 раза больше, чем А, поэтому отклонение напряжения на ней в среднем составляет 4 %, а на фазе А – около 9 %. Такая несимметрия напряжения отрицательно влияет на трехфазных потребителей (электропривод), а несимметричная нагрузка вызывает дополнительные потери электроэнергии и напряжения от токов обратной последовательности. Очевидно, что ответственность за несимметрию напряжения в данном случае ложится на потребителя.

Возможный алгоритм оценки надбавки (скидки) к тарифу на электроэнергию при учете показателей качества электроэнергии можно представить следующим образом (рис. 3).

По данному алгоритму можно произвести расчет величины надбавки (скидки) к тарифу на электроэнергию по определенному ПКЭ и в совокупности по всем показателям КЭ за расчетный период.

Значение платы за некачественную потребленную электроэнергию зависит от:

• числа ПКЭ, по которым происходит нарушение норм стандартов в точке учета электроэнергии в течение расчетного периода;

• времени превышения нормально и предельно допустимых значений ПКЭ в точке контроля электроэнергии.

Учитывая, что значения корректирующих тарифы коэффициентов не могут быть в полном объеме определены сразу в связи с тем, что по части из них оперативно определить виновника искажения ПКЭ нельзя, возможен следующий вариант решения. Поставщик энергии и потребитель при заключении договора на электроснабжение готовят приложение к нему в виде обязательства по созданию страхового фонда, зависимого от степени риска потребителя и поставщика энергии, обусловленного возможным выходом ПКЭ за установленные пределы. Размеры этого фонда определяются на основе предварительно накопленного опыта по оценке ПКЭ в реальных условиях, что представляется наиболее целесообразным на первом этапе разработки тарифной системы рассмотренного выше назначения.

На заключительном этапе, а таким может быть каждый месяц или в целом год, страховой фонд постепенно распределяется между поставщиком энергии и потребителем на основе разного вида документов. Среди них могут быть и протоколы хозяйственных судов, если потребитель и поставщик энергии не смогли прийти к соглашению по некоторым фактам нарушения ПКЭ, приведшим к существенным финансовым потерям.

Изложенный выше подход юридически обоснован, так как взаимоотношения поставщика энергии и потребителя связаны с определенными рисками, защита от которых и осуществляется с помощью страховых фондов.

Таким образом, внедрение подобных систем можно считать следующим этапом развития АСКУЭ, технически готовых к решению все более сложных задач на современном уровне.

 

Евгений ЗАБЕЛЛО, доктор технических наук, профессор,
Виталий БУЛАХ, аспирант БГАТУ

 

(Статья поступила в редакцию 28.10.2013 г.)

 

Литература

 

1. ТКП 183.1-2010. Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах общего назначения.

2. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

3. Бородин М. В., Виноградов А. В. Корректировка стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от ее качества // Промышленная энергетика. – 2013. – № 7.

4. Виноградов А. В., Бородин М. В. Способ коммерческого учета электрической энергии в зависимости от показателей ее качества. Сборник материалов по результатам конференции, прошедшей в рамках «Недели науки – 2010 г.». – Орел: Орел, 2010.

5. Криксин П. В., Лялюго А. Ю. Проблема качества электрической энергии сама собой не решится // Энергохозяйство предприятия: технологии, проекты, опыт. – 2012. – № 4.

6. Карташев И. И., Пономаренко И. С. и др. Качество электроэнергии // Промышленная энергетика. – 2002. – № 8.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком