«. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

I I. Системным расчетом компенсации реактивной мощности (КРМ) в электрических сетях называют расчет. определяющий оптимальные взаимоувязанные решения по КРМ в сетях энергосистемы и присоединенных к ней ..отребителей.

1.2. Результаты расчета КРМ в сети энергосистемы представляются в пиле оптимальных мощностей и мост размещения конденсаторных установок (КУ). а в сети потребителя —в виде следующих величин, указываемых в договоре на пользование электроэнергией (ДПЭ):

а)    экономического значения реактивной энергии 1Г_в#, потребляемой из сети энергосистемы за месяц в часы больших нагрузок электрической сети;

б)    экономического значения реактивной мощности Q* потребляемой из сети энергосистемы в часы больших нагрузок электрической сети (только для потребителей I тарифной группы, рассчитывающихся за реактивную мощность):

в)    технических пределов потребления реактивной мощности Q, в часы больших нагрузок электрической сети или реактивной энергии 1Г_в11 за месяц в эти же часы.

при превышении которых энергоснабжающая организация не несет ответственности за снижение напряжения в точке учета электроэнергии ниже уровня, установленного в ДПЭ для часов максимума нагрузки электрической

сети;

г)    технических пределов генерации реактивной мощ

ности Q, нлн реактивной энергии tT_Qr в сеть энергосистемы в часы малых нагрузок электрической сети, при превышении которых энергоснабжающая организация не несет ответственности за повышение напряжения в точке учета    электроэнергии выше уровня, установленного

в ДПЭ для часов минимума нагрузки электрической сети;

д)    в случае необходимости — предельных значений реактивной мощности или реактивной энергии, генерируемой в сеть энергосистемы в часы больших нагрузок электрической сети и принудительно потребляемой в часы ее малых нагрузок за месяц.

В соответствии с Правилами пользования электрической энергией перечисленные выше величины устанавливают поквартально, поэтому их значения принимают одинаковыми для каждого месяца, входящего о квартал. Допускается устанавливать указанные величины одинаковыми для I н IV кварталов, а также для I! и III кварталов.

1.3.    Часы больших и малых нагрузок, а также максимума н минимума нагрузки электрической сети устанавливаются энергоснабжающей организацией индивидуально для каждого потребителя на основе анализа графиков реактивной нагрузки потребителя и сети, от которой о* получает питание.

Если чзсы больших и малых нагрузок электрической сети энергоснабжающей организацией не устанавливаются. величины, перечисленные в п. 1.2а —г. относятся ко всему расчетному периоду без разделения его иа часы больших и малых нагрузок.

Часы максимума и минимума нагрузки электрической сети устанавливаются энергоснабжающей организацией для фиксации во времени периодов максимального и минимального напряжения в точке учета электроэнергии. При отсутствии специальных расчетов эти часы принимаются совпадающими с часами максимума и минимума нагрузки энергосистемы.

1.4.    В технических условиях на присоединение потребителя любой тарифной группы указывают экономическое значение потребления реактивной мощности Q„ а также технические пределы ее потребления Q. и генерации Q, Для IV квартала года.

1-5. Основой для расчета зиачеиий 1Г₀, я 0, для всех кварталов года является значение коэффициента реактивной мощности tg?,^lv в точке учета электроэнергии для часов максимума нагрузки энергосистемы в IV квартале года (далее обозначается tg?,)*.

Настоящая Инструкция устанавливает два метода расчета значений tg ?,: нормативный и оптимизационный.

Нормативный метод основам на применении нормативных значений tg?,.. установленных настоящей Инструкцией.

Оптимизационный метод основан на использовании значений tg?,.», полученных по специальным оптимизационным программам, прошедшим аттестацию в базовой организации и имеющим сертификат на применение, выданный Главгосэнергонадзором Минэнерго СССР.

• Для энергосистем. максимум нягруэкя которых наблюдается а другой кяартале. значения, приведенные далее для IV яаартала. относятся к кварталу с максимальной иагруакоВ.

Порядок расчета значений 1Г_Ч, и Q, по известным значениям tg?, одинаков для обоях методов и устанавливается настоящей Инструкцией.

Расчеты значений tg?,₀ по оптимизационным программам должны выполняться энергоснабжающей организацией или по ее заказу другой организацией и согласовываться с базовой Порядок аттестации программ и согласования результатов расчета установлен Правилами аттестации программ системного расчета компенсации реактивной мощности в электрических сетях и согласования результатов расчета.

Расчеты значений 1Р«, и Q, по известным значениям tg?» должны выполняться энергоснабжающей организацией.

1.6.    Нормативные значения tg?,, настоящей Инструкцией устанавливаются на шинах 6—20 кВ¹ подстанций различных классов напряжения.

Оптимальные значения tg?,₀ рассчитываются по оптимизационным программам, как правило, в два этапа;

1)    взаимоувязанный расчет значений tg?,» на шинах 6—20 кВ всех подстанций 35 кВ и выше энергосистемы и потребителей;

2)    взаимоувязанный расчет значений tg?,* на шинах 0.4 кВ всех подстанций 6—20/0,4 кВ рассматриваемой сети 6—20 кВ на основе полученного на первом этапе значения tg?,.* на шинах 6—20 кВ питающей подстанции.

Если второй этап расчета не проводится, а также в случае применения нормативного метода, значения tg?, для всех потребителей, питающихся от подстанции 35 кВ и выше, принимают одинаковыми н равными значению tg ?, на шинах 6—20 кВ этой подстанции.

1.7.    Если приборы учета электроэнергии установлены не иа шинах, для которых определен tg?„ последний необходимо скорректировать на величину б=АQJP (где Л<? —потери реактивной мощности в сети от рассматриваемых шин до точки установки приборов учета в часы максимума нагрузки энергосистемы; Р — нагрузка потребителя я эти же часы). Если точка учета электроэнергии находится выше шии. для которых определено значение tg?„ то последнее увеличивают иа б. если ниже данных шин. то уменьшают на 6

1.8.    Выбор метода расчета осуществляет энергоснабжающая организация. Ко всем потребителям должен применяться одинаковый метод. Допускается применять нормативный метод к потребителям, питающимся от шин генераторного напряжения и от сети 0,38 кВ. а также к сезонным потребителям независимо от метода, применяемого к остальным потребителям.

В случае применения энергосистемой оптимизацией» ного метода и установления потребителю значения tg ?. * меньше приведенного в настоящей Инструкции нормативного значения tg?,. потребитель вправе потребовать от энергоснабжающей организации предъявления расчета, согласованного в установленном порядке.

1.9.    Основой для расчета технических пределов по

требления реактивной мощности Q. и энергии 1Г_в. в пасы больших нагрузок электрической сети и генерации реактивной мощности Q, и энергии IT®, в часы малых нагрузок электрической с*ти являются значения коэффициентов реактивной мощности в указанные часы —tg?. и tg?,. Инструкция устанавливает два метода расчета этих коэффициентов:    нормативный    и    оптимизационный.

Нормативный метод основан на применении нормативных значений tg ф.. и tg ч>_г.. установленных настоящей Инструкцией Указанные значения распространяются на исе кварталы года

Оптимизационный метод состоит в применении программ расчета рабочих режимов электрических сетей в часы их больших и малых нагрузок и выбора оптимального сочетания этих коэффициентов у потребителей, питающихся от различных узлов сети.

Задаваемые потребителю значения ITq. и <?. могут быть меньше значений и Q, только для сезонных потребителей, нс работающих в периоды с октября по март.

I 10. Расчеты значений tg*¹,, tg«p. и tg<p, оптимизационными методами проводит диспетчерская служба энергосистемы. расчеты значений величии, перечисленных в п. л. 1.2.а—Г. на основе известных значений tg«p,. tg<p« и tg ф, — структурные подразделения, осуществляющие заключение договоров на пользование электроэнергией с потребителями. Величины, указанные в п. 1.2.Д. включаются в ДПЭ только я случае их задания диспетчерской службой.

Допускается использование разных методов расчета для определения экономических и технических коэффициентов. например, для вычисления tg <р, — оптимизационный метод, a tg фи и tg фг — нормативный.

I II. Все величины, включаемые в ДПЭ на основании расчетов по данной Инструкции (нормативным и оптимизационным методами), принимают постоянными в течение 5 лет с момента их первого внесения в ДПЭ. Величины, рассчитанные нормативным методом, могут быть изменены ранее указанного срока в случае перехода иа оптимизационный метод или перевода потребителя на питание от сети другого напряжения.

1.12. Настоящая Инструкция заменяет Инструкцию 1985 г. с аналогичным названием.

2. НОРМАТИВНЫЙ МЕТОД РАСЧЕТА

2.1. Нормативные значения tgep*. на шинах 6—20 кВ подстанций 35—330/6—20 кВ для часов максимума нагрузки энергосистемы в IV квартале года приведены а табл I.

22. Для шин 6—20 кВ подстанций с высшим напряжением 500 кВ н выше и шин генераторного напряжения нормативное значение tg ф».*^а>>0.6.

2.3.    При питании потребителя от нескольких подстанций нормативные коэффициенты устанавливают по каждой подстанции

2.4.    Если потребитель питается от шин 6—20 кВ. получающих питание от п трансформаторов с различными высшими напряжениями, то нормативный коэффициент определяют как взвешенный:

«I

«гт».и-£    О)

Г-1

где tg у( _и —коэффициент по табл. I или п. 2-2. относя-

шнйся к f-му напряжению: d, — доля номинальной мощности трансформаторов i-ro напряжения в суммарной номинальной мощности трансформаторов (!</,—1).

2    5. Для потребителей, питающихся от сети 0.38 кВ.

номативное значение tg «р,    0.15.

26. Если снижение потребления реактивной мощности и энергии до нормативных значений приводит к повышению напряжения иа границе балансовой принадлежности электросети сверх допустимого значения в часы больших нагрузок электрической сети, значения 1Г_в, и Q, должны быть увеличены до уровня, при котором напряжение остается в допустимых пределах.

2.7. Нормативные значения коэффициентов реактивной мощности, используемые для определения технических пределов ее потребления и генерации, устанавливаются соответственно

tg<p..—0.7; tg?,.—0.1.    (2)

J. ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА

3.1.    Оптимизационные методы расчета должны определять взаимоувязанные значения tg?,« на шинах 6— 20 кВ подстанций, обеспечивающие минимум народнохозяйственных затрат на производство реактивной мощности и энергии и передачу ее потребителям.

32. Если для каждого года из 5 лет проводится отдельный расчет по схеме, соответствующей рассматриваемому году, то значение tg?,. по каждому узлу определяют как взвешенное по формуле

5

tgf».o= 0.232 £ tgfar'r.    О)

г-1

где г» — коэффициент приведения затрат i-ro года к затратам первого года fa—1; с»—0.926;    —0.857; г»-»

— 0.793; е, —0.735); коэффициент 0.232^» * / £ ^#Г-

3    3. Программы расчета оптимальных значений tg?, „ должны удовлетворять требованиям, изложенным в Правилах аттестации программ системного расчета компенсации реактивной мощности в электрических сетях и согласования результатов расчета.

3.4. Аттестация программ и согласование результатов расчета проводятся базовой организацией (ВНИИЭ) иа основе договора с организацией — разработчиком программы. Оформление в Глаогосэиергоиэдэоре сертификата на аттестованную программу входит в обязанности базовой организации.

4. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ И ТЕХНИЧЕСКИХ ЗНАЧЕНИЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ

4.1.    Значения <?, для потребителей I тарифной группы. рассчитывающихся за максимальную реактивную мощность в чхы больших нагрузок электрической сети, и значения для потребителей I—III и V. VI тарифных групп для месяцев /-го квартала определяют по формулам:

<?,. ■= tg Ч-..Pi — tg ТэЕ.у— tg ф_я(Я|\— P_f);    («)

*k-*»r    <⁵>

где P. и P,_v —активные нагрузки потребителя в часы максимума нагрузки энергосистемы в i-м и IV кварталах; Г_г, — потребление активной энергии в i-м квартале; tg?,< —экономический коэффициент реактивной мощности для i-ro квартала; - коэффициент, учитываю-

шкй изменение числа часов максимальной нагрузки графика реактивной мощности при установке КУ; tgq>.— коэффициент реактивной мощности, соответствующий иа-туральиой реактивной нагрузке (с отключенными КУ) в IV квартале.

Do веет формулах в качестве исходных принимают огчетиые данные о нагрузках за ближайший год. для которого они известны для всех кварталов.

При наличии данных о соотношении минимальной и максимальной суточных нагрузок потребителя значение W'₀, более точно может быть определено по Приложению I.

4 2. Значение lg<p* определяют по формуле

Ч V.— (I— *,) Чч* ’в**¹--Т₍-

где tg «р, — значение экономического коэффициента в IV квартале; К( — отношение активных нагрузок потребителя в часы максимума нагрузки энергосистемы в «'• м и IV кварталах (при отсутствии данных допускается определять по формуле Ktm’WpJWptv).

Значение tg <р„ находят по данным зимнего контрольного замера по формуле

---- ⁽⁷⁾

где Q*iv — фактическая максимальная реактивная нагрузка в часы максимума нагрузки потребителя энергосистемы; Q. — мощность КУ. подключенных к сети во время измерений, включая реактивную мощность, генерируемую синхронными двигателями б—10 кВ.

При отсутствии данных измерений принимают tgq>.*=* — 0.8 или значение, согласованное между энергосистемой и потребителем.

Если значение tg^w. полученное по формуле (6). меньше нуля, его принимают равным нулю.

4.3. Коэффициент к_х принимают в соответствии со следующими данными:

приведенными выше, значения k_Xl определяют с помощью линейной аппроксимации.

4 4. Если часы максимума нагрузки энергосистемы нс совпадают с часами максимума нагрузки потребителя, то в формулах (4) и (5) вместо tg<p»i используют его значение. соответствующее часам максимума нагрузки потребителя и определяемое по формуле

Ч f«    »g    Ти    —    Ч    У    и

0.7+0.3 К_Р(    Кр₍

где Кр, — наименьшее из трех месячных значений отношения максимальной активной нагрузки потребителя к его нагрузке в часы максимума нагрузки энергосистемы в i-м квартале (коэффициент макьимума нагрузки).

Вместо значений Pw и Р< в формуле (4) используют максимальные нагрузки потребителя:

Piv т«« — Кя|уР|»; Р< »«• = Kp,Pt.    (9)

Значения Kpi устанавливают по результатам специальных замеров нагрузок или замеров в контрольные дни прошедшего года и фиксируют в ДПЭ.

4.5. Для сезонных потребителей (нс работающих в периоды с октября по март) помесячные значения определяют по формуле

*0» - * Т».в.^Г£ -    (Ю)

где Wp> — потребление активной энергии за рассматриваемый месяц; tg ф, . — нормативное значение, приведенное о таб.1. I.

4.6 Значения технических пределов потребления реактивной мощности и энергии в часы больших нагрузок электрической сети и генерации ее в сеть энергосистемы в часы малых нагрузок сети определяют по формулам:

где Bi'civ — электроэнергия, потребленная в IV квартале.

4.7. Значения всех коэффициентов, используемых в расчетах, должны округляться до второго знака после запятой.

Приложение I. Расчет значений 1Г_в, при наличии данных о соотношении минимальной и максимальной суточных нагрузок потребителя.

Исходными данными для расчета являются поквартальные значения:

коэффициентов минимальной суточной реактивной нагрузки

(15)

чисел часов использования максимальной реактивной нагрузки

Об)

где    и    —средние нагрузки потребителя за часы

минимума и максимума нагрузки электрической сети.

Допускается определять Oi*u„ и    по    данным су

точного контрольного замера.

Если данные 'о    и    T_QI отсутствуют, их опреде

ляют исходя из аналогичных данных яо активным нагрузкам kLinP ^и ТР1 ^ПО Формулам:

*i,«Q-0.3 + 0.7(17) ^TQl *= ^kmlnQ^Ti + (• “    Tpi-    (18)

где T_t — календарное число часов в квартале.

Исходя из данных о kj^nQ ^и TQi. последовательно определяют.

коэффициент заполнения графика реактивной нагрузки

к^шТ^/Tf.    ^(,9)

параметр, характеризующий форму графика реактивной нагрузки

ь‘ ь¹

,    ,    ^яаО^— *"чя О

при < 0.8 Ai —

Результаты аналогичных расчетов для остальных галов приведены в табл. 4.

1ример 3. Рассчитать значения для условий пре-шего примера, если данные о к_п,» р отсутствуют. Определяем последовательно значения:

I по формуле (б) и Wq_t по выражению (5). Результаты расчетов приведены в табл. 5.

Пример 4. Определить значения    соответствую-

часам наибольшей нагрузки потребителя, если они не

совпадают с часами наибольших нагрузок энергосистемы. Соотношения нагрузок потребителя в эти часы Кр и значения    определенные    по    формуле    (6),    приведены

в табл. 6 Натуральный tg<p_a~0.8.

По формуле (8) определяем для I квартала

__0.8 0.8-0.26

0.7+0.31.3    1.3

Результаты расчета для остальных кварталов приведены в табл. 6.