Отпуск с шин электрической энергии что это
Опубликовано: 17.09.2024
Мониторинг потерь электроэнергии. На всех уровнях управления в отрасли электроэнергетика потери электроэнергии в электрических сетях рассматриваются как составляющая часть баланса электроэнергии: куплено-продано-потеряно . Под термином куплено подразумевается отпуск электроэнергии в сеть , который всегда определяется как сумма отпуска с шин электростанциями АО-энерго и покупки электроэнергии в сальдированном исчислении с ФОРЭМ. Для дефицитных АО-энерго этот показатель характеризует собственную потребность энергосистемы в электроэнергии. Под продано понимается величина полезного отпуска, которая для избыточных АОэнерго состоит из суммы полезного отпуска собственным потребителям и передачи электроэнергии на ФОРЭМ в сальдированном исчислении. Соответственно, для дефицитных АО-энерго — это величина полезного отпуска собственным потребителям.
Нина Броерская,
ведущий инженер, к.т.н.
Филиал ОАО Инженерный центр ЕЭС —
Фирма ОРГРЭС
Потери электроэнергии, полученные расчетным путем с применением основных законов электротехники, а также с учетом схемных и режимных параметров сетей, принято называть техническими потерями. Разность между величинами отчетных и технических потерь называется коммерческой составляющей или коммерческими потерями.
Разность этих двух показателей, называемая отчетные потери электроэнергии , как правило, не соответствует величине технологического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях, истинную величину которого определить невозможно из-за информационной необеспеченности о режимах работы распредсетей среднего и низкого напряжений. Однако расчет этого показателя возможен с той или иной степенью достоверности в зависимости от принятых допущений.
В 2003 г. потери электроэнергии достигли 107 млрд.кВт.ч, что соизмеримо с выработкой всех атомных электростанций РФ. По отношению к отпуску электроэнергии в сеть потери составили 13,14%.
Методы расчета технических потерь электроэнергии приведены в действующих инструктивно-методических материалах. На базе этих методов разработаны программы расчета технических потерь с использованием ПК и внедрены в энергосистемах отрасли. Результаты этих расчетов ежегодно передаются в ОРГРЭС в виде макетов в составе внутриотраслевой формы отчетности, учитывающих структуру потерь и балансов электроэнергии на каждом классе напряжения. Эта информация на протяжении более двух десятилетий позволяет решать различные технико-экономические задачи на верхнем уровне управления отрасли. В частности, была проведена разработка нормативов потерь электроэнергии для сетей АО-энерго и ОАО ФСК ЕЭС . Ежегодно проводится анализ отчетных и оценка коммерческих потерь электроэнергии в сетях каждого АО-энерго и в целом по Российской Федерации.
По сравнению с докризисным 1990 г. потери электроэнергии в электрических сетях РФ увеличились на 35% при снижении отпуска в сеть на 14%. Относительные потери возросли с 8,2 до 13,14%.
Ежегодно растут отпуск электроэнергии в сеть, абсолютные и относительные потери в сетях за исключением 2002 г., когда наблюдалось незначительное снижение этих показателей. Однако не следует считать, что рост потерь обусловлен только увеличением хищений электроэнергии. Проводимая в эти годы политика по передаче функций сбытовой деятельности от перепродавцов в АО-энерго способствовала объективному росту потерь электроэнергии за счет потерь в коммунальных сетях. Рост электроэнергии, отпущенной в сеть, также является объективным фактором увеличения потерь.
Естественно, что росту потерь за этот период послужил экономический кризис в стране, который привел к большому количеству неоплаченной, а, следовательно, неучтенной электроэнергии. Проводимая реорганизация в электроэнергетической отрасли также не способствовала снижению уровня потерь, в основном из-за сокращения персонала энергосбытов при росте количества потребителей, а также из-за роста тарифов на электроэнергию и других негативных факторов, связанных с реорганизацией.
Минимальные относительные потери наблюдались в сетях Литовской и Эстонской ССР (5,94 и 7,49% соответственно), максимальные — в сетях Закавказских республик порядка 13 — 15%. В остальных республиках потери электроэнергии были на уровне среднего по Минэнерго СССР — порядка 9%.
Это означает, что загруженность высоковольтных сетей с малыми удельными потерями снизилась, а, соответственно, низковольтных сетей с большими удельными потерями, наоборот, возросла.
Кроме того, росту потерь электроэнергии послужило изменение структуры полезного отпуска электроэнергии потребителям. За минувший период с 1990 г. доля электроэнергии, отпущенной промышленным потребителям, снизилась с 59,8% до 52,8%, в то время как отпуск электроэнергии непромышленным потребителям и населению увеличился порядка на 7%.
Для оценки достоверности величины отчетных потерь электроэнергии разработаны методы их теоретического расчета на базе известных законов электротехники с использованием схемных и режимных параметров сетей. Эти методы и, соответственно, программы расчета на ПК внедрялись во всех энергосистемах, начиная с 1980-х годов и ранее.
Такие предприятия как Тюменьэнерго, Белгородэнерго, Кузбассэнерго, Вологдаэнерго, в которых доля полезного отпуска электроэнергии промышленным потребителям составляет 70% и более, имеют самые низкие потери порядка 6-7%. В то время как высокие потери электроэнергии в подразделениях, в которых доля полезного отпуска промышленным потребителям низкая — 20-30%, потери электроэнергии при этом достигают 20% и более.
На базе этой информации в ОРГРЭС в 1985г. была разработана Методика планирования потерь электроэнергии в электрических сетях Минэнерго СССР, которая была согласована с Госпланом СССР и утверждена руководством отрасли. В соответствии с этой методикой ежегодно разрабатывалось обоснование уровня потерь электроэнергии в электрических сетях в целом по отрасли и представлялось в Госплан СССР.
Необходимость этого была вызвана не только стремлением оценить величину потерь, но и обосновать их размер перед Госпланом СССР на плановый период. С этой целью в ОРГРЭС была разработана система сбора и анализа технических потерь электроэнергии (форма 7-энерго). В соответствии с этой формой информация о структуре технических потерь поступает ежегодно — один раз в год от всех АО-энерго.
Наибольшая доля потерь (27,6%) имеет место в сетях напряжением 110 кВ, что свидетельствует об их значительной загруженности и протяженности. В сетях 220 и 0,4 кВ потери составляют 18,8 и 18,6% соответственно, в сетях 35 и 10 кВ примерно по 15% в каждой. В сетях 500 и330 кВ потери незначительны, поскольку эти сети, в основном, находятся на балансе ОАО ФСК ЕЭС и лишь небольшая часть их осталась на балансе АО-энерго.
На основании проведенного анализа можно сделать вывод, что в целом по всем АО-энерго РФ в 2002 г. при величине отчетных потерь 93 млрд.кВт.ч технические потери составили порядка 67 млрд.кВт.ч и, следовательно, коммерческие потери составляют около 27%.
В составе условно-постоянных потерь 65% — это потери на холостой ход трансформаторов, 13,5% — потери на корону, 11% — расход электроэнергии на собственные нужды подстанций и 10,5% — прочие потери.
Соотношение между нагрузочными и условно-постоянными потерями следующее. В целом по всем сетям нагрузочные потери составляют 75,2%, условно-постоянные — 24,8%. В сетях различных классов напряжения это соотношение изменяется. Так, в сети 220 кВ оно составляет 67,5 и 32,5%, в сети 110 и 35 кВ — примерно по 72 и 28%. В сетях 220 кВ доля условно-постоянных потерь выше, чем в других сетях, что объясняется наличием в них потерь на корону .
В составе организационных мероприятий наибольший эффект — 69% от совершенствования учета электроэнергии. Сюда относится работа по выявлению хищений электроэнергии. В результате проведенных рейдов предприятиями Энергосбыта составлены акты на 1782 млн.кВт.ч
В целях снижения потерь электроэнергии проводятся соответствующие организационно-технические мероприятия. Эффект от проведения этих мероприятий в 2002 г. составил порядка 2,7-2,8 млрд.кВт.ч., удельная эффективность составила 3,34% от величины отчетных потерь электроэнергии.
Технические мероприятия по снижению потерь, требующие для своего выполнения значительных финансовых ресурсов, составили незначительную долю из-за отсутствия этих ресурсов. В основном выполнялись работы по вводу устройств компенсации реактивной мощности, по замене проводов на перегруженных участках сетей, по переводу сетей на более высокое напряжение и др. Общий эффект от этих мероприятий составил порядка 90-100 млн.кВт.ч.
Полезный отпуск - отпуск электроэнергии энергосистемой без учета собственных нужд электростанций, потерь в электрических сетях и производственных нужд энергосистемы, с учетом принятой электроэнергии от других энергосистем за вычетом электроэнергии, переданной в другие энергосистемы, с учетом электроэнергии, выработанной блок-станциями министерств и ведомств СССР. [1]
Полезный отпуск электроэнергии ( общий) энергообъединением Зп. [2]
Динамика полезного отпуска теплоэнергии потребителям ТЭЦ-1 за три последних года представлена в табл. 20.5. Можно видеть, что потребность в теплоэнергии существующих потребителей достаточно устойчива. [3]
Уменьшение полезного отпуска электрической и тепловой энергии , вызванное снижением уровня потребления. Рассчитываются снижение объема товарной продукции по электрический и тепловой энергии и экономия затрат на их производство, не связанные с нарушением нормальных условий подачи энергии потребителям по фактическому уровню энергопотребления. [4]
Выработка и полезный отпуск электроэнергии и теплоты являются расчетными показателями. Планирование годовой выработки и полезного отпуска электроэнергии и теплоты энергообъединением, связанным линиями электропередачи с другими энергообъединениями, производится на основе: а) анализа возможной выработки в рассматриваемый период существующим и вновь вводимым оборудованием; б) заявок крупных промышленных потребителей, отчетных данных за предшествующий период, материалов технических проектов по новым потребителям и др.; в) - норм удельных расходов электроэнергии и теплоты и планируемых объемов производства продукции. [5]
Спр - прогнозируемый полезный отпуск электроэнергии на расчетный период ( год, квартал, месяц) в стоимостном выражении, руб.; Wnpi - прогнозируемый полезный отпуск электроэнергии на расчетный период ( год, квартал, месяц) в натуральном выражении по соответствующей группе действующей статистической отчетности ( группа статистики), кВт - ч; Щл - тариф на электроэнергию для соответствующей группы статистики по прейскуранту цен на электроэнергию, руб / ( кВт - ч); t 1 - 4 - л - группы статистики. [6]
Для расчета полезного отпуска на квартал или месяц по формуле ( 8 - 4) необходимо прогнозировать температуру наружного воздуха на соответствующий период, что представляет собой определенные трудности. [7]
Рассмотрим прогнозирование полезного отпуска электроэнергии по темпам прироста. Для прогнозирования по темпам прироста электропотребления необходимо иметь статистические данные за достаточно длительный период времени и к тому же в устойчивых границах функционирования энергосистемы. [9]
Отдельные составляющие полезного отпуска ЭЭС - W J1 W W W - характеризуются индивидуальными значениями ан апп ап, выявить которые на данном этапе исследований не представляется возможным из-за большого количества питающих ЛЭП различных напряжений и недостаточного охвата их автоматизированным учетом и телеизмерениями. Вместе с тем результирующие для ЭЭС значения ан аШ1 ап могут быть определены путем исследования ГН ЭЭС по данным оперативно-измерительного комплекса Центральной диспетчерской службы АО-энерго. [10]
В справке указывается полезный отпуск электроэнергии ( кВт - ч и руб.) раздельно по сельским и бытовым потребителям в городах и поселках городского типа, а также общий итог. Особенностью расчетов с бытовыми потребителями является использование показателей реализации электроэнергии в качестве показателей полезного отпуска электроэнергии. [11]
Себестоимость энергии калькулируется на полезный отпуск . Калькуляционной единицей являются 1 кВт ч ( отпущенный с шин электростанции) и Гкал ( отпущенного с коллекторов) тепла на электростанциях; 1 кВт ч, и 1 Гкал ( отпущенных потребителю) в энергосистемах. [12]
По второму же методу суммарный полезный отпуск завышается на 80 млн. кет ч и объем товарной продукции на 640 тыс. руб. В связи с этим неправильное отражение получают производные показатели - себестоимость электроэнергии и потери в сетях. Это является результатом применения механического, формального метода исчисления показателей работы энергосистемы по нарастающему итогу как арифметической суммы показателей месяцев, в то время как в энергосистемах с реверсивными перетоками они должны определяться по сальдовому методу и являются по полезному отпуску, товарной продукции и себестоимости энергии суммой месячных показателей за вычетом количества и стоимости реверсивных перетоков электроэнергии. [13]
В строке 5 учитывается полезный отпуск тепловой энергии своими промышленно - производственными котельными. Для этого из количества тепловой энергии, отпущенной котельными, следует исключить количество теплоты, возвращаемое с конденсатом, мятым паром и обратной сетевой водой. [14]
В качестве основных форм учета полезного отпуска электроэнергии потребителям рационально использовать Сведения о показаниях счетчиков и потреблении электроэнергии и Карту расхода электроэнергии. Затем по каждому абоненту плательщика и всем расчетным счетчикам приводятся следующие сведения: номер абонента; наименование абонента; номер счетчика; показание счетчика. [15]
Жиросырье собирают в цехе убоя скота, обработки субпродуктов и кишок. Отсюда жир идет в жировой цех. Здесь жир промывают для удаления кровяных сгустков, остатков желудочно-кишечного тракта. При промывке сортируют на тонущие и плавающие.
3.1.2. Выработка изделий
Таблица 2 Наименование изделий Суточная выработка, т Количество рабочих дней в году Годовая выработка, т Батон «Нарезной» 0,5 кг. в/с. 5,96 348,00 2 074,78 Хлеб белый пшеничный 0,5 кг. в/с. 6,99 348,00 2 431.
2.3.1 Выработка
Выработка характеризует количество продукции в единицу рабочего времени. Это наиболее универсальный показатель производительности труда. В связи с тем, что затраты рабочего времени могут быть выражены количеством отработанных человека- дней.
2.1 Добыча полезных ископаемых, производство и распределение электрической и тепловой энергии
Краснодарский край по добыче полезных ископаемых занимает 35-е место среди 83 субъектов Российской Федерации и 4-е место в ЮФО после Волгоградской, Ростовской и Астраханской областей. Добыча нефти сократилась на 22% - с 1623 тыс. т до1267 тыс. т.
3.2 Расчет стоимости электрической энергии
В годовые эксплуатационные расходы включают только стоимость потерь электроэнергии. Wn=Рn*FД, (14) где Рn - потери мощности, кВт; FД - годовой действительный фонд времени оборудования, часы. Потери мощности по вариантам приведены в таблице 3.
2.6 Расчет стоимости электрической и тепловой энергии
Расчет стоимости потребляемых ресурсов на технологические нужды приведен в табл. 5 Таблица 5 Энергия Ед. изм. Расход на 1 мі Расход на программу Цена за ед., руб. Сумма, руб.
3. Расчет издержек производства электрической и тепловой энергии по экономическим элементам затрат на электростанции
Себестоимость - полные издержки на производство продукции, работ и услуг, включая затраты на потребление средств производства и оплату труда. При проектных расчетах затраты, образующие себестоимость продукции.
4. Калькуляция проектной себестоимости электрической энергии и теплоты
1.1 Расчет годовой потребности в электрической энергии
Годовая потребность в электрической энергии цеха складывается из потребностей на технологические цели и хозяйственные нужды.
4. РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
ТЭЦ - комбинированное производство электроэнергии, теплоты различных параметров, сжатого воздуха, побочной и сопутствующей продукции.
1.1 Саморегулирование на оптовом рынке электрической энергии (мощности) России
Основная особенность оптового рынка электрической энергии (мощности) России, заключающаяся в неразрывной связи отдельных ее элементов, требует единого управления процессом работы всей системы.
1.2 Реализационные договоры на розничных рынках электрической энергии
В числе договоров, направленных на реализацию электроэнергии на розничном рынке (далее - РРЭ), законодательством выделяются договор купли-продажи (поставки) электроэнергии, а также договор энергоснабжения.
1.2 Баланс электрической энергии компании
энергоснабжение район выброс амортизация Баланс энергии для территориальной генерирующей компании имеет вид: ЭвырТГК+ЭпокОРЭ= ЭпродОРЭ + Эсн, млн.кВт.*ч/год где: ЭвырТГК - выработка электроэнергии электростанциями.
2. ФОРМИРОВАНИЕ СМЕТЫ ЗАТРАТ НА ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ТГК
Затраты на производство продукции в смете группируются в соответствии с их экономическим содержанием по одноименным экономическим элементам: материальные затраты - Имат; затраты на оплату труда - Иот; отчисления на социальные нужды - Исоц.н.
3.2 Построение графиков безубыточности по электрической и тепловой энергии
В соответствии с объемом продаж электроэнергии и тепла на графики наносятся постоянные (Ипост), переменные (Ипер), суммарные затраты (И) и выручка от реализации электроэнергии и тепла (ВР) рис.1. Рис.1.
Экономика и управление на энергетическом предприятии.
Выполнил: Погребниченко В.А
Преподаватель: Путилова Н.Н.
Отметка о защите:
Задача 1.Исходные данные:
hуст(час)
Bуд(гут/кВт*ч)
Qн р (ккал/кг)
bуд котельн (кгут/Гкал)
Определение себестоимости электрической энергии КЭС.
1.Определить издержки производства продукции, используя укрупненные нормативы.
2.Определить себестоимость единицы электрической энергии, отпущенной с шин КЭС.
Электроэнергия, отпущенная с шин.
Капитальные вложения(основные фонды)
Норма амортизации по станции-5%(по условию)
Издержки на амортизацию
Издержки на ремонт
Издержки на заработную плату
Издержки на топливо
Расход топлива на эл. энергию:
Физический метод разнесения издержек.
Издержки, в соответствии с физическим методом, разделяем пропорционально расходу топлива на производство электрической и тепловой энергии.
- Себестоимость электрической энергии:
по амортизации:
по заработной плате:
по капитальному ремонту:
в итоге, себестоимость выработки электрической энергии составит:
Задача 2.
Определение себестоимости единицы энергии, отпущенной с шин и коллекторов ТЭЦ.
1.Определить условно-постоянные и условно-переменные издержки производства энергии теплоэлектроцентрали, используя укрупненные нормативы.
2.Изучить механизм распределения издержек ТЭЦ по видам энергии.
3.Определить себестоимость единицы электрической и тепловой энергии.
- Руст- установленная мощность-1000мВт;
- hуст- число часов использования установленной мощностиТЭЦ-5000ч;
- Ксн- расход электроэнергии на собственные нужды-8-10%(в зависимости от вида топлива);
- Куд- удельные капиталовложения-17000-20000руб./кВт;
-- норма амортизации и отчислений на ремонт соответственно-5и7%;
- Кшт- штатный коэффициент-0,5-0,7чел/мВт;
-Ф0-средняя норма заработной платы-15-20тыс.руб.на чел/месяц;
Отпуск тепла с коллект.;Qок
Электроэнергия, отпущенная с шин:
Капитальные вложения,(основные фонды):
Издержки на амортизацию:
Издержки на кап. ремонт:
Издержки на заработную плату:
Издержки на топливо:
Расход топлива на эл. энергию:
Расход топлива на тепло:
Отнесённые на эл.энергию:
Отнесённые на тепло:
Себестоимость эл. энергии, отпущенной с шин:
Себестоимость тепла, отпущенного потребителю:
Задача 3.
Определение себестоимости электрической и тепловой энергии, полезно отпущенной потребителям.
1.Сформировать издержки на производство, передачу и распределение электрической и тепловой энергии по энергокомпании в целом.
2.Определить себестоимость единицы электрической и тепловой энергии, полезно отпущенной потребителям.
Расход электроэнергии на технологический транспорт(потери эл. энергии) от отпуска энергии в сеть:
Потери тепловой энергии в сетях от отпуска тепла с коллекторов:
Издержки производства (потери эл. энергии) :
Издержки производства(потери тепловой энергии):
Издержки на управление компанией, отнесенные на эл. энергию:
Издержки на управление компанией, отнесенные на тепловую энергию:
Себестоимость произведенной энергии:
Себестоимость произведенной тепло энергии:
Себестоимость на управление, отнесённые на эл. энергию:
Себестоимость на управление, отнесённые на теплоэнергию:
Издержки по передачи тепловой и электро энергии по условию задачи-250млн.руб. и 670млн.руб. соответственно. Отсюда:
Себестоимость электроэнергии, полезно отпущенной потребителям:
Себестоимость теплоэнергии, полезно отпущенной потребителям:
Суммарная себестоимость эл.энергии:
Суммарная себестоимость теплоэнергии:
Задача 4.
Оценка эффективности использования производственных фондов электростанции.
Вариант 1.Оценить эффективность использования производственных фондов ГРЭС 2000 МВт, используя исходные данные задачи 1,результаты её решения и следующую дополнительную информацию:
1.2.1. Настоящая глава Правил распространяется на все системы электроснабжения.
Системы электроснабжения подземных, тяговых и других специальных установок, кроме требований настоящей главы, должны соответствовать также требованиям специальных правил.
1.2.2. Энергетическая система (энергосистема) - совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режимов в непрерывном процессе производства, преобразования, передачи и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом.
1.2.3. Электрическая часть энергосистемы - совокупность электроустановок электрических станций и электрических сетей энергосистемы.
1.2.4. Электроэнергетическая система - электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.
1.2.5. Электроснабжение - обеспечение потребителей электрической энергией.
Система электроснабжения - совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией.
Централизованное электроснабжение - электроснабжение потребителей электрической энергии от энергосистемы.
1.2.6. Электрическая сеть - совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.
1.2.7. Приемник электрической энергии (электроприемник) - аппарат, агрегат и др., предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии.
1.2.8. Потребитель электрической энергии - электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории.
1.2.9. Нормальный режим потребителя электрической энергии – режим, при котором обеспечиваются заданные значения параметров его работы.
Послеаварийный режим – режим, в котором находится потребитель электрической энергии в результате нарушения в системе его электроснабжения до установления нормального режима после локализации отказа.
1.2.10. Независимый источник питания - источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания.
К числу независимых источников питания относятся две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий:
- каждая из секций или систем шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания;
- секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций (систем) шин.
Общие требования
1.2.11. При проектировании систем электроснабжения и реконструкции электроустановок должны рассматриваться следующие вопросы:
- перспектива развития энергосистем и систем электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;
- обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей электрической энергии, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их принадлежности;
- ограничение токов КЗ предельными уровнями, определяемыми на перспективу;
- снижение потерь электрической энергии;
- соответствие принимаемых решений условиям охраны окружающей среды.
При этом должны рассматриваться в комплексе внешнее и внутреннее электроснабжение с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.
При решении вопросов резервирования следует учитывать перегрузочную способность элементов электроустановок, а также наличие резерва в технологическом оборудовании.
1.2.12. При решении вопросов развития систем электроснабжения следует учитывать ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы.
1.2.13. При выборе независимых взаимно резервирующих источников питания, являющихся объектами энергосистемы, следует учитывать вероятность одновременного зависимого кратковременного снижения или полного исчезновения напряжения на время действия релейной защиты и автоматики при повреждениях в электрической части энергосистемы, а также одновременного длительного исчезновения напряжения на этих источниках питания при тяжелых системных авариях.
1.2.14. Требования 1.2.11-1.2.13 должны быть учтены на всех промежуточных этапах развития энергосистем и систем электроснабжения.
1.2.15. Проектирование электрических сетей должно осуществляться с учетом вида их обслуживания (постоянное дежурство, дежурство на дому, выездные бригады и др.).
1.2.16. Работа электрических сетей напряжением 2-35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор.
Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:
- в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ - более 10 А;
- в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на воздушных линиях электропередачи:
- более 30 А при напряжении 3-6 кВ;
- более 20 А при напряжении 10 кВ;
- более 15 А при напряжении 15-20 кВ;
в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков генератор-трансформатор – более 5А.
При токах замыкания на землю более 50 А рекомендуется применение не менее двух заземляющих реакторов.
Работа электрических сетей напряжением 110 кВ может предусматриваться как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью.
Электрические сети напряжением 220 кВ и выше должны работать только с глухозаземленной нейтралью.
Категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения
1.2.17. Категории электроприемников по надежности электроснабжения определяются в процессе проектирования системы электроснабжения на основании нормативной документации, а также технологической части проекта.
1.2.18. В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории. Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.
Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.
Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
Электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.
1.2.19. Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания. В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п. Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить непрерывность технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения. Электроснабжение электроприемников первой категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление нормального режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.
1.2.20. Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.
Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
1.2.21. Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.
Уровни и регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности
1.2.22. Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109.
1.2.23. Устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах напряжением 3-20 кВ электростанций и подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. Отклонения от указанных уровней напряжения должны быть обоснованы.
1.2.24. Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях производятся исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости.
Читайте также: