Качество электроэнергии

Задачи нормирования уровня напряжения в распределительных сетях и взаимодействия в этом плане субъектов электроэнергетики решаются непрерывно и параллельно с развитием электроэнергетического комплекса. Выход в свет ГОСТ Р 54149-2010 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [1] вводит совершенно новые принципы нормирования отклонения напряжения.
Наши московские авторы в своем материале анализируют возможность выполнения норм этого стандарта в точках передачи электроэнергии.

ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В ТОЧКАХ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Взаимодействие субъектов электроэнергетики в свете требований нового стандарта

Валентина Суднова, к.т.н., старший научный сотрудник АНО «ЭлектроСертификация»
Илья Карташев, к.т.н., ведущий научный сотрудник НИУ «МЭИ»
Владимир Тульский, к.т.н., зам. заведующего кафедрой электроэнергетических систем НИУ «МЭИ»
Всеволод Козлов, начальник отдела
ООО «НИЦ Тест-Электро», г. Москва

Требования к отклонению напряжения выдвигались еще в конце XIX – начале XX веков. Так, в [2] описывается ситуация, когда из-за низкого напряжения невозможно было обеспечить нормальную работу дуговых ламп. Позднее опытным путем была установлена связь между потребляемой мощностью и производительностью электроприемников. Например, в [3] показаны результаты испытания электрических ламп накаливания (рис. 1), из которых видно, что с ростом напряжения увеличивается световой поток, но снижается продолжительность работы ламп, и наоборот.

Рис. 1. Результаты испытаний ламп накаливания, полученные в 1915 году

Дальнейшее обсуждение специалистами данного вопроса привело к тому, что в 1933 году появляется отраслевой стандарт № 569, утвержденный Постановлением Комитета по стандартизации при Совете Труда и Обороны, согласно которому допустимые отклонения напряжения от нормального при эксплуатации в электрических установках не должны превышать ± 5% [4]. Позднее эти требования нашли свое отражение в государственных стандартах качества электрической энергии, принятых в 1967, 1987 и 1997 годах. При этом важно отметить, что всегда обеспечивались следующие условия:

1. Отклонение напряжения нормировалось на выводах электроприемников (ЭП).
2. При определении нормальных уровней отклонения напряжения учитывалась эффективность работы конечных ЭП (продолжительность работы, коэффициент полезного действия, производительность установки и т.п.)

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НОВОГО ГОСТА

Новый ГОСТ Р 54149-2010 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [1] введен в Российской Федерации с 01.01.2013 взамен ГОСТ 13109-97 [5].

В преамбуле к [1] сказано, что в нем «учтены основные нормативные положения европейского стандарта «Характеристики напряжения электричества, поставляемого общественными распределительными сетями» (EN 50160:2010 «Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution networks»)» [6].

В [7] достаточно подробно проанализированы характеристики качества электроэнергии и их нормы по EN 50160:2010 и ГОСТ Р 54149-2010.

Целесообразно на конкретном примере проанализировать возможность выполнения норм по отклонениям напряжения в точках передачи электроэнергии (ТПЭ) субъектов электроэнергетики в соответствии с [1].

Область применения [1] – это «показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в точках передачи электрической энергии (ТПЭ) пользователям электрических сетей низкого, среднего и высокого напряжения систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц».

Уровни номинального напряжения согласно [1]:

• низкое (НН) – напряжение, номинальное среднеквадратическое значение U_ном которого не превышает 1 кВ;
• среднее (СН) – 1 кВ ≤ U_ном ≤ 35 кВ;
• высокое (ВН) – 35 кВ < U_ном ≤ 220 кВ.

Область применения [6] (дословный перевод): «В EN 50160 указаны основные параметры напряжения и диапазоны допустимых отклонений в заданной точке соединения (сцепления – coupling) в системах распределения электроэнергии низкого напряжения (НН) и среднего напряжения (СН) при нормальных условиях эксплуатации. В этом контексте НН означает, что междуфазное номинальное напряжение не превышает 1000 В, а СН означает, что междуфазное номинальное напряжение составляет от 1 до 35 кВ включительно».

Таким образом, в [1] устанавливаются нормы КЭ в ТПЭ сетей ВН, СН и НН, а в [6] – диапазоны допустимых отклонений КЭ в ТПЭ сетей СН и НН.

ТОЧКИ ПЕРЕДАЧИ

Согласно [1], точка передачи электрической энергии – это «точка электрической сети, соответствующая границе разграничения собственности электрических сетей сетевой организации, потребителя и/или другой сетевой организации, устанавливаемая в договоре между сторонами для передачи электрической энергии пользователю электрической сети», что по смыслу соответствует точке соединения (сцепления) в [6].

На рис. 2 представлена принципиальная схема региональной электрической сети. Принадлежность электросетей: ФСК ЕЭС, МРСК, территориальная сетевая организация (ТСО), исполнитель коммунальных услуг – управляющая компании (УК).

Рис. 2. ТПЭ в региональной электрической сети

Потребителями услуги по передаче ЭЭ в этом случае выступают:

1. УК, в ведении которой находятся сети от ВРУ 0,4 кВ здания (ТПЭ-1) до этажного распределительного щитка – сети НН;
2. ТСО, в ведении которой согласно Акту балансового разграничения находятся сети от мест крепления кабельных наконечников к конечной ошиновке ячеек фидеров РУ 10 кВ (ТПЭ-2) до ВРУ 0,4 кВ зданий – сети СН;
3. сетевая организация (СО) уровня МРСК, в ведении которой находятся сети ВН и ТПЭ-3 – шины 110 кВ.

ТПЭ-1, ТПЭ-2, ТПЭ-3 – это точки, в которых должны соблюдаться требования [1] в отношении показателя качества электроэнергии (ПКЭ), т.е. «медленные изменения напряжения электропитания»: отрицательное δU_(–) и положительное δU₍₊₎ отклонения напряжения от номинального/согласованного значения в точке передачи электрической энергии.

В ТПЭ-1 (сеть НН) отрицательное δU_(–) и положительное δU₍₊₎ отклонения не должны превышать 10% номинального [1].

В ТПЭ-2 (сеть СН) δU_(–) и δU₍₊₎ не должны превышать 10% от согласованного значения напряжения в ТПЭ (согласованное напряжение электропитания U_С – напряжение, отличающееся от стандартного номинального напряжения сети по [8], согласованное для конкретного пользователя электрической сети при технологическом присоединении в качестве напряжения электропитания [1]).

Таким образом, в [1] устанавливаются одинаковые требования к допустимому диапазону отклонений напряжения для смежных субъектов электроэнергетического рынка: ±10% в ТПЭ.

Уровень ТПЭ-3 в отношении требований к δU_(–) и δU₍₊₎ для сети на рис. 2 не рассматривается, т.к. магистральные сети не относятся к системе электроснабжения общего назначения – «совокупность электроустановок и электрических устройств, предназначенных для обеспечения электрической энергией различных потребителей электрических сетей» [1].

Кроме того, в соответствии с п. 6.3.12 [9] должны обеспечиваться режимы напряжения в сети:

• в ТПЭ–3 необходимый запас устойчивости энергосистемы в узлах нагрузки магистральных сетей по [10];
• в ТПЭ–2 соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров);
• в ТПЭ–1 соответствие показателей напряжения требованиям государственного стандарта.

ДИАПАЗОНЫ ОТКЛОНЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

В качестве примера необходимо оценить, какими должны быть границы диапазона отклонений напряжения в ТПЭ-2 для обеспечения ±10% от номинального значения в ТПЭ-1, т.е. чтобы в первую очередь были выполнены требования в отношении допустимых отклонений для ЭП, присоединенных к сетям 0,38 кВ.

Границы допускаемого диапазона отклонений напряжения для режимов наибольшей (НБ) и наименьшей (НМ) нагрузок I(II) определяются по [11]:

,

где Е_т – добавка напряжения на трансформаторе 10/0,4 кВ, соответствующая регулировочному ответвлению (принимается 5%);
ΔU_тр – относительное значение потерь напряжения в трансформаторе 10/0,4 кВ (принимается 4%).

Допустимые потери напряжения в линиях, учитывая опыт проектирования и эксплуатации электрических сетей, принимаются согласно [5]:

Для сетей НН (ΔU_нн):

• от шин ТП до ближайшего ВРУ_БЛ в сети 0,4 кВ – 2%, до удаленного ВРУ_УД – 6%.

Для сетей СН (ΔU_сн):

• в кабельных линиях – 6%;
• в воздушных линиях – 8%.

Для режима НМ нагрузок допустимые потери напряжения принимаются на 25% меньше, чем для режима НБ нагрузок.

Результаты расчета допустимых диапазонов отклонений напряжения в ТПЭ-2 и в ТПЭ-1 для режимов НБ и НМ нагрузки иллюстрирует диаграмма на рис. 3.

Рис. 3. Расчетные диапазоны допустимых отклонений напряжения для режимов НБ и НМ нагрузки в ТПЭ-2 (шины РУ 10 кВ) и в ТПЭ-1

В ТПЭ-2 полученный диапазон δU (+1%…+17%) проверяется по техническим требованиям: первое – допустимое рабочее напряжение и второе – диапазон регулирования напряжения устройством РПН.

В нормальном режиме напряжение на любых элементах электропередачи не должно повышаться сверх наибольшего рабочего, под которым следует понимать длительно допускаемое напряжение, т.е. без ограничения времени воздействия, безопасное для изоляции [9].

Для электрической сети напряжением 10 кВ наибольшее длительно допускаемое рабочее напряжение составляет 11,5 кВ, т.е. 115% от согласованного значения напряжения 10 кВ.

У двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ с устройством РПН диапазон регулирования напряжения обычно составляет ±16% (1,78 × ±9 ступеней) от номинального значения (110 кВ). Такие пределы отвечают границам полученного расчетного диапазона напряжений.

Следовательно, с учетом первого требования в часы НБ нагрузок в ТПЭ-2 необходимо обеспечивать такой режим напряжений, чтобы δU не выходили за пределы +1% и +15% от согласованного значения, в рассматриваемом случае равного 10 кВ.

Расчетные допустимые уровни напряжения на шинах 10 кВ ПС110/10 (ТПЭ-2) приведены на рис. 4.

Рис. 4. Допустимые уровни напряжения на шинах РУ 10 кВ (ТПЭ-2)

Определим диапазон δU на шинах ВРУ 0,4 кВ в случае, если в ТПЭ-2 смежными сетевыми организациями согласовывается напряжение U_С = 10 кВ и по [1] δU_(–) и δU₍₊₎ не должны превышать 10% от U_С .

В ТПЭ-1 согласно рис. 3 диапазон δU в часы НБ нагрузок составляет от –21 до +3%, а НМ: от –17 до +6% от номинального напряжения 380 В, т.е. границы диапазона ±10%, которые устанавливаются в [1], в ТПЭ-1 не обеспечиваются.

Следовательно, чтобы обеспечить в ТПЭ-1 показатели δU_(–) и δU_(+), равные –10…+10% (U_С = 10 кВ), диапазон регулирования δU на шинах 10 кВ (ТПЭ-2) должен быть +1…+15%, диапазон изменения напряжения в этом случае от 10,1 до 11,5 кВ.

Проверим, будут ли обеспечиваться показатели δU, равные ±10%, в ТПЭ-1 при U_С = 11,2 кВ и U_С = 10,4 кВ в ТПЭ-2. Результаты представлены в табл. 1.

Таблица 1. Проверка обеспечения норм для δU в ТПЭ-1 при различных значениях U_C

Осложнить ситуацию может и использование на подстанции уровня ТПЭ-2 трехобмоточных трансформаторов, т.к. регулирование напряжения трехобмоточным трансформатором отличается от регулирования двухобмоточным.

На трехобмоточных трансформаторах регулирование может осуществляться по напряжению одной из обмоток вторичного напряжения, например, по напряжению обмотки 6,3 кВ. Изменение напряжения в сети 10 кВ зависит от закона регулирования в сети 6 кВ, который должен удовлетворять условиям работы ЭП, подключенных к трансформаторам 10/0,4 кВ и 6/0,4 кВ [1].

МЕХАНИЗМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ

Рассмотренные выше диапазоны допустимых отклонений напряжения в ТПЭ-1 и в ТПЭ-2 позволяют сделать некоторые выводы:

1. Механизм взаимодействия между смежными сетевыми организациями – утверждение величины согласованного напряжения U_C, предлагаемый в [1], не работает, т.к. невозможно подобрать значение U_C, при котором интервал 90–110% будет таким же, как интервал 101–115% от U_C = 10 кВ, обеспечивающим в ТПЭ-1 δU = ±10%. Одним лишь введением величины согласованного напряжения U_C при взаимодействии субъектов рынка электроэнергии не обойтись.
2. Единственным решением в данном случае будет внесение в договоры поставки электроэнергии определенного диапазона δU от величины U_C, в рамках которого вышестоящая СО будет поддерживать величину отклонения напряжения с помощью своих средств регулирования напряжения.
   Допустимый диапазон δU в ТПЭ субъектов электроэнергетики должен рассчитываться в каждом конкретном случае на основании данных о величине потерь напряжения и проверяться по техническим условиям.
3. Органы по сертификации электроэнергии должны осуществлять анализ протоколов испытаний электроэнергии по показателю δU с учетом их допустимых диапазонов изменения в вышеуказанных ТПЭ.

ДОПУСТИМЫЙ УРОВЕНЬ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ

В отличие от [5] требования к допустимым отклонениям напряжения в [1] отнесены не к зажимам ЭП, а к ТПЭ.

Относительно ЭП сказано, что «в электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают установленных для них допустимых значений при выполнении требований настоящего стандарта к КЭ в точке передачи электрической энергии».

При возможном напряжении в ТПЭ, равном 90% U_ном, для промышленного потребителя, в чьем электрохозяйстве есть, по меньшей мере, трансформаторы с переключением без возбуждения, обеспечить условия для ЭП еще представляется возможным. А вот для бытового потребителя «обеспечить условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают установленных для них допустимых значений при выполнении требований ГОСТ Р 54149 к качеству электроэнергии в ТПЭ», например во внутридомовой сети, когда ТПЭ – это шины ВРУ 0,4 кВ, становится технической задачей, которую он, по сути, и не должен решать, и на его стороне закон РФ «О защите прав потребителя».

И самым простым для потребителей – юридических лиц – в таком случае будет организационное решение, т.е. фиксирование в договоре энергоснабжения с энергосбытовой организацией определенного диапазона отклонения напряжения в ТПЭ, учитывающего фактическую величину потери напряжения в сети потребителя – от вводного устройства до наиболее удаленного ЭП.

Из всего сказанного выше следует, что обеспечение норм качества ЭЭ на выводах конечных ЭП по-прежнему остается точкой отсчета во-первых, при определении диапазонов отклонения напряжения в других характерных точках распределительных сетей, в т.ч. и в ТПЭ, и, во-вторых, для определения закона регулирования напряжения в центре питания.

ЛИТЕРАТУРА

1. ГОСТ Р 54149-2010. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
2. Электрическое освещение города Казани // Электричество. 1907. № 11. С. 382–385.
3. Результаты испытания металлических ламп накаливания // Электричество. 1915. № 11. С. 257.
4. Постановление Комитета по стандартизации при Совете Труда и Обороны // Электричество. 1933. № 7. С. 54.
5. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
6. EN 50160-2010. Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution networks.
7. Вагин Г. Я. Комментарий к новому стандарту на качество электрической энергии ГОСТ Р 54149-2010 и сопровождающим его стандартам / Г. Я. Вагин // Промышленная энергетика. 2013. № 1. С. 39–43.
8. ГОСТ 29322-92. Стандартные напряжения.
9. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей в Российской Федерации / М-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»: РД 34.20.501-95. – 15-е изд., перераб. и доп. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
10. СО 153-34.20.576-2003. Методические указания по устойчивости энергосистем.
11. ГОСТ Р 53333-2008. Контроль качества электрической энергии.