ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

Договорные условия электроснабжения и правила присоединения потребителей к электрическим сетям в части качества электроэнергии

Железко Ю. С., доктор техн. наук

ОАО ВНИИЭ

В соответствии с ГОСТ 13109-97 “Нормы каче- ства электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения” в технических условиях на присоединение потребителя к электрической сети (ТУ) и в договоре электроснабжения (ДЭ) должны быть установлены требования к качеству электрической энергии (КЭ) по следующим показателям качества (ПКЭ) в точке общего присоединения (ТОП):

отклонение частоты; установившееся отклонение напряжения;

коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;

коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения;

коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;

коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (для потребителей, присоединенных к четырехпроводным сетям напряжением 380 В);

размах изменения напряжения и (или) доза фликера;

длительность провала напряжения.

При наличии у энергоснабжающей организации информации о значениях импульсных напряжений, коэффициентов временного перенапряжения и частости появления провалов напряжения ее рекомендуется включать в ТУ и ДЭ в качестве справочных данных.

Вместе с тем, непосредственное применение некоторых норм стандарта при формулировании ТУ и ДЭ затруднительно. Существуют две области, которые требуют дополнительного норматив- но-методического регулирования:

1) определение требований к отклонениям напряжения в точке присоединения потребителя (ТПС) или установленной точке контроля качества электроэнергии (ТК) исходя из норм ГОСТ 13109-97, устанавливаемых им только на выводах электроприемников (ЭП), присоединенных к сетям 380 220 В;

2) определение требований к допустимому влиянию конкретного потребителя на значения ПКЭ, формируемые электроустановками всех по-

требителей, как подключенных к данному узлу, так и внешних по отношению к нему (коэффициент обратной последовательности, коэффициенты высших гармонических и искажения синусоидальности кривой напряжения, доза фликера).

Необходимость решения первой задачи объясняется тем, что ГОСТ 13109-97 устанавливает нормы по отклонениям напряжения в точках, которые редко являются договорными, и не устанавливает (а предлагает рассчитывать) в точках, к которым относятся договорные условия. Выводы ЭП разделены с точкой присоединения (или точкой установки приборов учета) внутренней сетью потребителя, которая может содержать любые сетевые элементы (вплоть до трансформаторов 220 кВ), как повышающие напряжение (регулировочные ответвления трансформаторов), так и снижающие его (потери напряжения).

Необходимость решения второй задачи объясняется тем, что значения коэффициента обратной последовательности, коэффициентов высших гармонических и искажения синусоидальности кривой напряжения и дозы фликера формируются электроустановками потребителей и энергосистема не в состоянии отвечать за их уровень в ТК, не установив ограничивающих условий на влияние каждого из участников.

Порядок решения указанных задач определен проектом “Правил присоединения потребителей к сети общего назначения и заключения договоров электроснабжения по условиям качества электроэнергии” (далее Правила), разработанным ОАО ВНИИЭ по заданию Минтопэнерго РФ.

В связи с тем, что качество электроэнергии в ТОП зависит как от режимов работы регулирующих устройств энергоснабжающей организации (ЭО), так и характеристик оборудования потребителей, стимулирование правильной работы обеих сторон невозможно без экономического механизма, определяющего условия оплаты за электроэнергию при нарушении договорных условий.

До 2001 г. эти условия определялись скидками и надбавками к тарифу за качество электроэнергии. С 1 января 2001 г. документ, содержавший указанные скидки и надбавки, был отменен как во-

2003, ¹ 9

27

шедший в противоречие с ГК РФ. Основным мотивом отмены явилось отсутствие в ГК РФ понятия “надбавка к тарифу”. Кроме того, понятие “надбавка к тарифу за качество электроэнергии” отличается от понятия надбавки к стоимости других товаров за их повышенное качество. В электроэнергетике надбавка к тарифу применяется не за повышенное, а за пониженное качество электроэнергии, но по вине потребителя. Электроэнергия является единственным видом продукции, качество которой может быть ухудшено покупателем, еще не купившим товар. Характеристика юридических аспектов данной ситуации приведена в [1 и 2].

В связи с реформированием РАО “ЕЭС России”, выделением сетевых и сбытовых компаний и другими причинами в настоящее время не до конца ясен вопрос об ответственности за КЭ, поэтому до настоящего времени не решен и вопрос о статусе Правил. Тем не менее, данные вопросы приходится решать на практике. Поэтому излагаемые далее положения проектов нормативных документов следует рассматривать как методические рекомендации, на основе которых могут быть сформулированы договорные условия и условия присоединения новых потребителей.

Правила присоединения потребителей к сети общего назначения и заключения договоров электроснабжения по условиям качества электроэнергии. Требования к КЭ по показателям – отклонение частоты и длительность провала напряжения – устанавливают как безусловные обязательства энергоснабжающей организации поддерживать значения указанных показателей в точке общего присоединения (или в оговоренной точке контроля качества электроэнергии) в соответствии с нормами ГОСТ 13109-97.

Требования к КЭ по показателю – установившееся отклонение напряжения – устанавливают как обязательство энергоснабжающей организации поддерживать значения указанного показателя в ТК в пределах, рассчитанных в соответствии с данными Правилами.

Требования к КЭ по показателям: коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (для потребителей, присоединенных к четырехпроводным сетям напряжением 380 В) – устанавливают как обязательства энергоснабжающей организации поддерживать значения ПКЭ в ТК в соответствии с нормами ГОСТ 1310997 при условии непревышения потребителем установленного в ТУ или в ДЭ допустимого вклада его электроустановок в значения ПКЭ в этой точке.

В Правилах установлены стандартные методики:

расчета требуемых отклонений напряжения в типовых точках присоединения потребителей, при

соблюдении которых выполняются требования ГОСТ 13109-97 на выводах ЭП, присоединенных к сетям 380 220 В;

расчета допустимых вкладов потребителей в значения ПКЭ, перечисленных ранее;

определения на основе измерений фактиче- ских вкладов потребителей в значения ПКЭ в ТК.

Допустимые вклады каждого потребителя устанавливают в виде части нормированного зна- чения ПКЭ, которая определяется исходя из доли его разрешенной мощности в пропускной способности узла присоединения с учетом механизмов суммирования искажений различных видов от разных потребителей. Правила допускают также установление ограничивающих условий в виде допустимого тока или допустимой мощности искажений. В данной редакции Правил такое установление ограничивающих условий допускается для сравнительно маломощных потребителей, однако представляется, что в будущем такой способ может оказаться предпочтительным и для крупных потребителей.

Требования к установившемуся отклонению напряжения в ТК определяют расчетным путем, исходя из необходимости выполнения норм, установленных ГОСТ 13109-97 для выводов ЭП, и указывают в виде диапазонов допустимых отклонений напряжения (ДОН) отдельно для режимов наибольшей (от Vá1 äî Vá2) и наименьшей (от Vì1 äî Vì2) нагрузок потребителя.

В предварительных ТУ или проекте ДЭ энергоснабжающая организация сообщает потребителю диапазоны ДОН, которые она может поддерживать в ТК в режимах наибольшей и наименьшей нагрузок сети, к которой присоединен потребитель, и часы суток, соответствующие этим режимам. Если потребителя не устраивают данные условия, он должен представить расчет диапазонов ДОН в ТК в режимах наибольшей и наименьшей собственных нагрузок и указать часы суток, соответствующие этим режимам. При этом сеть потребителя должна удовлетворять требованиям по допустимым потерям напряжения. Рекомендуемая методика расчета требований к диапазонам ДОН в ТК, изложенная в Правилах, опубликована в [3].

При отсутствии у потребителя расчета диапазонов ДОН, соответствующих параметрам и режимам работы своей сети, и его несогласии с условиями, предложенными энергоснабжающей организацией, потребитель вправе требовать указания в ТУ или ДЭ условий в соответствии с изложенным далее.

При присоединении потребителя к шинам 0,4 кВ распределительного трансформатора 6 – 20 0,4 кВ (РТ) или в непосредственной близости от шин (потери напряжения от шин РТ не более 2%) диапазоны ДОН устанавливают следующими:

для режима наибольшей нагрузки потребителя – от 0 до +5%;

28

2003, ¹ 9

для режима наименьшей нагрузки потребителя –

устанавливают в соответствии с ГОСТ 721-77

îò (kmin – 1) 5% äî +5%, ãäå kmin – отношение наи-

“Системы

электроснабжения, сети,

источники,

меньшей и наибольшей суточных нагрузок потре-

преобразователи

è

приемники

электрической

бителя.

энергии.

Номинальные напряжения свыше

При присоединении потребителя к сети 380 В

1000 ”.

(потери напряжения от шин РТ более 2%) устанав-

Расчет допустимого вклада потребителя в

ливают диапазон от –5 до +5% для любых режимов.

значения ПКЭ в ТК. Допустимый вклад потреби-

Ïðè

присоединении

потребителя

ê

шинам

теля в нормально допустимое или предельно до-

6 – 20 кВ подстанции 35 – 500 6 – 20 кВ, принад-

пустимое значение ПКЭ в ТК определяют по фор-

лежащей энергоснабжающей организации, диапа-

ìóëå

зоны ДОН устанавливают следующими:

ÄÂÏ = Ïí(dïdïêý)1 a ,

(1)

для режима наибольшей нагрузки потребителя –

îò +4 äî +7%;

ãäå Ïí

– нормально или предельно допустимое

для режима наименьшей нагрузки потребителя –

значение ПКЭ для рассматриваемой сети; dï – îò-

îò 0 äî +3%.

ношение разрешенной (договорной) мощности по-

Ïðè

присоединении

потребителя

ê

ñåòè

требителя к пропускной способности сети в точке

6 – 20 кВ через свой РТ 6 – 20 0,4 кВ и учете элек-

присоединения; dïêý – доля нормированного значе-

троэнергии на

стороне

6 – 20 ê ÐÒ

диапазоны

ния ПКЭ, относимая на допустимый суммарный

ДОН устанавливают меньше, чем приведенные, на

вклад потребителей, питающихся от рассматрива-

значение потерь напряжения от шин 6 – 20 кВ под-

емой точки [остальная часть, равная (1 – dïêý), îò-

станции 35 – 500 6 – 20 кВ до РТ потребителя со-

носится на допустимый вклад внешней сети в зна-

ответственно в режиме наибольшей и наименьшей

чение ПКЭ в ТК]; à – показатель, численные зна-

нагрузки. Значения указанных потерь напряжения

чения которого приведены в òàáë. 1.

принимают по данным энергоснабжающей орга-

При расчете допустимого вклада потребителя в

низации.

коэффициент несимметрии напряжений по нуле-

При учете электроэнергии на стороне 0,4 кВ

вой последовательности принимают dïêý = 1.

РТ диапазоны ДОН устанавливают в соответствии

При расчете допустимого вклада потребителя в

с приведенными ранее для случая присоединения

коэффициент несимметрии напряжений по обрат-

потребителя к шинам 0,4 кВ РТ. При этом потре-

ной последовательности, коэффициент искажения

битель обязан установить на трансформаторе ра-

синусоидальности кривой напряжения и коэффи-

бочее ответвление, указанное энергоснабжающей

циент n-й гармонической составляющей напряже-

организацией.

ния значение dïêý определяют по формуле

При присоединении потребителя к сети напря-

жением 35 кВ и выше диапазон ДОН устанавлива-

d ïêý

1

,

(2)

ют равным от 0 до + 10% для всех режимов. При

отсутствии РПН на трансформаторе потребителя

1

S ê.í S ê.â

диапазоны ДОН определяют по согласованию с

ãäå Sê.í – мощность трехфазного короткого замыка-

энергоснабжающей организацией.

Отсутствие

ния на шинах низкого напряжения подстанции, от

РПН на трансформаторе потребителя не является

которой получает питание потребитель; Sê.â – òî

основанием для предъявления к энергоснабжаю-

же, на шинах высокого напряжения.

щей организации более жестких требований по

При присоединении потребителя непосредст-

сравнению со случаем наличия РПН.

венно к шинам высокого напряжения подстанции

Если энергоснабжающая организация не в со-

или к линии напряжением 110 кВ и выше прини-

стоянии выдерживать требуемые диапазоны ДОН

ìàþò Sê.í = Sê.â.

в ТК, в ТУ и ДЭ оговаривают мероприятия, кото-

Значения ÄÂÏ, полученные

по формуле (1),

рые должны быть проведены, сроки их проведе-

должны округляться до второго знака после запя-

ния и сторону, ответственную за их проведение.

òîé. Ïðè

значении

ÄÂÏ менее

0,1

принимают

Требования по предельно допустимым значе-

ÄÂÏ = 0,1 по любому ПКЭ.

ниям установившегося отклонения напряжения в

Если высшие гармоники создаются различны-

ТК отражают в ТУ и ДЭ следующей записью:

ми типами ЭП, значение показателя à при опреде-

“В соответствии с ГОСТ 13109-97 отклонения

лении ÄÂÏ в коэффициент искажения синусоида-

напряжения в течение не более 1 ч 12 мин каждых

льности

кривой

напряжения рассчитывают по

суток могут выходить за границы требуемых диа-

формуле

пазонов в обе стороны, но не более чем на 5% но-

минального напряжения. При этом они не должны

a = 1,3d6 + 1,6d12 + 2dä,

(3)

превышать наибольшее допустимое напряжение

для электрооборудования напряжением

свыше

ãäå d6, d12 è dä – доли нагрузки 6- и 12-фазных пре-

1000 ”.

образователей и других искажающих ЭП в сум-

Наибольшие

допустимые напряжения

äëÿ

марной

нагрузке

искажающих

ÝÏ

(d6 + d12 +

электрооборудования напряжением свыше 1000 В

dä = 1).

2003, ¹ 9

29

Значение показателя à при определении ÄÂÏ в коэффициент гармонической составляющей n-го порядка определяют следующим образом:

a = 1 äëÿ n = 3; a = 1,4 äëÿ n = 9;

äëÿ n, равного 5 и 7,

a = d6 + 2(dä + d12);

(4)

äëÿ n, равного 11 и 13,

a = 1,4(d6 + d12) + 2dä;

(5)

a = 2 для остальных гармонических составляющих.

При отсутствии данных о структуре ЭП, генерирующих высшие гармоники, принимают:

при расчете ÄÂÏ в коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения à = 1,3;

при расчете ÄÂÏ в значения коэффициентов гармонических составляющих

a = 1 äëÿ n, равного 3, 5 и 7;

a = 1,4 äëÿ n, равного 9, 11 и 13;

a = 2 для остальных гармонических составляющих.

Если точка контроля качества электроэнергии (ТК) не совпадает с точкой общего присоединения (ТОП), значение ÄÂÏ в ТК определяют по формуле

	ÄÂÏ	òê	ÄÂÏ	òîï	X òê	,	(6)
					X òîï

ãäå ÄÂÏòîï – значение ÄÂÏ в ТОП с другими потребителями, определенное по формуле (1); Xòê è

Xòîï – сопротивления сети, внешней по отноше-

Ò à á ë è ö à 1

"

*

"

	Показатель качества электроэнергии	a
	Коэффициенты несимметрии напряжений по	2
	обратной и нулевой последовательностям
	Коэффициенты 5- и 7-й гармонических состав-
	ляющих напряжения, создаваемых преобразова-	1
	телями, а также 3-й гармонической составляю-
	щей напряжения, создаваемой любыми ЭП
	Коэффициенты 11- и 13-й гармонических со-
	ставляющих напряжения, создаваемых преобра-	1,4
	зователями, а также 9-й гармонической состав-
	ляющей напряжения, создаваемой любыми ЭП
	Коэффициенты гармонических составляющих	2
	напряжения, не входящие в описанные ранее
	Коэффициент искажения синусоидальности
	кривой напряжения, создаваемый:
	6-фазными преобразователями и тиристор-	1,3
	ными регуляторами напряжения
	12-фазными преобразователями	1,6
	другими искажающими ЭП	2
	Доза фликера	1

нию к рассматриваемым точкам, для токов основной частоты.

Энергоснабжающая организация должна указывать в ТУ, а также сообщать потребителю по его запросу сопротивления своей сети по каждому ПКЭ в нормальном эксплуатационном режиме, приведенные к ТК.

При наличии заявки потребителя, в которой приведены результаты измерений ПКЭ в ТК, показывающие, что фактическое значение ПКЭ Ïô существенно меньше значения Ïí, нормированного ГОСТ 13109-97, стороны оговаривают в ТУ (ДЭ):

степень увеличения допустимого вклада потребителя за счет неиспользуемой части ÄÂÏ (ÍÄÂ);

срок, на который энергоснабжающая организация допускает увеличенное значение ÄÂÏ;

условия, при которых дается разрешение на увеличение ÄÂÏ.

Неиспользуемую часть ÄÂÏ (ÍÄÂ ) определяют по формуле

ÍÄÂ (Ï a Ï a )1 a .	(7)
í ô

Для потребителей, отношение разрешенной (договорной) мощности которых к пропускной способности сети в точке присоединения dï 0,2, допустимый вклад рекомендуется выражать в виде допустимого значения тока (мощности) искажения, соответствующего рассматриваемому ПКЭ.

Допустимое значение мощности искажения ÄÌÈ или тока искажения ÄÒÈ рассчитывают по формулам

ÄÌÈ = Ïí dïêý Sð 100;	(8)
ÄÒÈ = Ïí dïêý Ið 100,	(9)

ãäå Sð – разрешенная (договорная) мощность потребителя; Ið – ток основной частоты, соответствующий разрешенной мощности потребителя.

Требования по ограничению влияния на дозу фликера и коэффициенты гармонических составляющих для таких потребителей в ТУ и ДЭ не указывают.

Определение фактических вкладов потребителя в значения ПКЭ. Фактические вклады в соответствии с Правилами могут определяться двумя способами:

сопоставлением результатов измерения ПКЭ в ТК до и после включения потребителя;

выявлением на основе измерений зависимости ПКЭ от мощности искажающих ЭП или от суммарной нагрузки потребителя.

Первый способ более приемлем при приемоч- ных испытаниях вновь подключаемого потребителя, второй – при проверке договорных условий, хотя оба способа могут использоваться в обеих ситуациях.

При использовании первого метода по результатам измерений определяют максимальные зна-

30

2003, ¹ 9

чения ПКЭ и значения, соответствующие 95%-ной вероятности. При использовании первого метода указанные значения определяют при отключенном потребителе Ïî.ì è Ïî.í и после его включения Ïâ.ì è Ïâ.í (общие обозначения Ïî è Ïâ).

При использовании второго метода фактиче- ский вклад потребителя определяют на основе зависимости ПКЭ от выбранного параметра, характеризующего нагрузку потребителя. В качестве параметра нагрузки могут использоваться: эквивалентная мощность искажающих ЭП, активная, реактивная или полная мощность (ток) потребителя в целом или на отдельных отходящих питающих линиях, к которым присоединена основная мощность искажающих ЭП, а также другие параметры, корреляция которых с уровнем ПКЭ предполагается исходя из особенностей технологического процесса.

В связи с различными относительными вкладами в искажения различных типов ЭП в качестве параметра нагрузки для потребителей, имеющих мощные искажающие ЭП различных типов, рекомендуется принимать их эквивалентную мощность, определяемую по формуле (кроме дозы фликера)

m
S ýê (k i S i ) 2 ,	(10)
i 1

ãäå Si – рабочая мощность i-го искажающего ЭП в рассматриваемом режиме; ki – коэффициент при-

Ò à á ë è ö à 2

ведения мощности i-го ЭП к мощности ЭП базового типа; m – число типов искажающих ЭП.

При определении эквивалентной мощности нагрузок, создающих обратную и нулевую последовательности напряжения, принимают ki = 1. При определении эквивалентной мощности нагрузок, создающих высшие гармоники, в качестве ЭП базового типа принимают 6-фазный неуправляемый выпрямитель. Коэффициенты приведения мощности других типов ЭП к эквивалентной мощности ЭП базового типа приведены в òàáë. 2. Эквивалентную мощность искажающих ЭП для определения влияния на дозу фликера определяют как сумму диапазонов возможного изменения мощностей этих ЭП.

В связи с практической независимостью сопротивлений внешней сети (Z2, Z0 è Zn) от значе- ний токов искажений зависимость ПКЭ от эквивалентной мощности искажающих ЭП при отсутствии резонансов является линейной. Если доля нагрузки искажающих ЭП в общей нагрузке потребителя остается одинаковой в любом режиме, линейный характер имеет и зависимость ПКЭ от нагрузки потребителя.

Линейная зависимость показателя Ï от параметра нагрузки потребителя S имеет вид

Ï = bS + c.

(11)

Для расчета значений коэффициентов b è c определяются вспомогательные величины

- + " 9 ,+ 2 " 9 + : " "

			Коэффициент приведения мощности нагрузки
	Дуговая	6-фазный выпрямитель		12-фазный выпрямитель		Тиристор-		Сварка
ÏÊÝ						ный регуля-
	сталепла-
						тор мощно-
	вильная	управляе-	полууправ-	неуправляе-	управляе-				шести-
						сти и напря-	однофазная
	ïå÷ü	ìûé	ляемый	ìûé	ìûé				фазная
						жения
Коэффициент искажения си-
нусоидальности кривой на-	1,0	1,3	2,9	0,3	0,5	1,0	0,2		1,3
пряжения
Коэффициент n-й гармониче-
ской составляющей напряже-
íèÿ ïðè n:
2	1,0	–	1,0	–	–	0,1	–		0,5
3	1,0	–	–	–	–	1,0	1,0		3,4
4	1,0	–	1,0	–	–	0,1	–		0,3
5	0,3	1,1	1,2	0,1	0,2	0,8	0,1		0,2
7	0,3	1,2	1,2	0,1	0,2	0,9	–		0,2
11	0,4	1,7	2,0	1,0	1,7	1,4	–		–
13	0,3	2,1	2,5	1,0	2,1	1,8	–		–
> 13	0,3	2,5	2,5	1,0	2,5	2,0	–		–

П р и м е ч а н и е Для преобразователей с 24-фазной схемой выпрямления значения коэффициента принимаются равными 0,2 в диапазоне n = 5 24 и равными 1 при n 24.

2003, ¹ 9 31

N

W Ï j ;

		j 1
N			N		N
X	Ï j S j ; Y S j ;				Z S 2j ,		(12)
j 1			j 1		j 1
а затем и сами коэффициенты
b		NX WY	; c	W bY		,	(13)
		NZ Y 2			N

ãäå N – число интервалов измерений показателя, для каждого из которых вычислено значение Ïj с соответствующим ему значением Sj.

Значения Ïî è Ïâ определяют по формулам

Ïî = c;	(14)
Ïâ = ñ + bSðàñ÷,	(15)

ãäå Sðàñ÷ – расчетное значение S.

В качестве Sðàñ÷ принимают мощность, соответствующую режиму, в котором наблюдалось нарушение норм стандарта по отношению к согласованному рабочему режиму с максимальной мощностью и т.п.

Фактический вклад потребителя определяют по формуле

ÔÂÏ (Ï	à Ï	à )1 a .	(16)
	â	î

Если при приемочных испытаниях нагрузка потребителя оказалась меньше разрешенной мощности, значение ÔÂÏ сравнивают со значением ÄÂÏ, определяемым по формуле (1) при фактиче- ском значении dï.

Расчет допустимых вкладов потребителя может быть осуществлен по разработанной в ОАО ВНИИЭ программе КЭ-2000 на основе легко получаемых исходных данных (см. окно ввода исходной информации на рисунке). Выходная печать программы представляет собой приложение к договору на электроснабжение.

Неустойки при поставке электрической энергии пониженного качества по вине энергоснабжающей организации и ухудшения качества электрической энергии по вине потребителя. Статьей 329 ГК РФ предусмотрено несколько возможных способов обеспечения исполнения договорных обязательств. В рассматриваемой области можно применить лишь единственный способ, связанный с понятием неустойки. Неустойка может быть законной (установленной законом) или договорной. В связи с отсутствием закона, устанавливающего размеры неустойки при нарушении оговоренного качества электроэнергии, неустойки могут быть установлены в договоре лишь по соглашению сторон.

Неустойки за ненадлежащее выполнение условий договора электроснабжения в части качества электрической энергии применяются в случаях отсутствия расчета фактического ущерба, нанесенного стороной, виновной в ухудшении качества электроэнергии, или нежелания требовать его возмещения в судебном порядке на основании законодательства Российской Федерации.

Сторону, виновную в снижении качества электроэнергии, определяют в соответствии с “Правилами присоединения потребителя к сети общего назначения и заключения договоров электроснабжения по условиям качества электроэнергии”.

При отсутствии других оснований значение неустойки рекомендуется определять по òàáë. 3, ãäå Ò1 – относительное время превышения за расчетный период нормально допустимого значения показателя качества электроэнергии, установленного ГОСТ 13109-97; Ò2 – то же, предельно допустимого значения показателя.

При определении неустойки значения Ò1 è Ò2, полученные при измерениях, округляют до целых значений процента.

Суммарная неустойка определяется суммой скидок (надбавок), исчисленных по каждому показателю качества.

При расчетах за электроэнергию по двухставочному или дифференцированному (зонному) тарифу скидки (надбавки) применяются к среднему (расчетному) тарифу, включающему плату за мощность и энергию.

Значение неустойки распространяется на весь объем электрической энергии, отпущенной (потребленной) за расчетный период.

Для применения неустойки в договоре должны быть установлены:

перечень ПКЭ, по которым стороны намерены применять неустойки;

точка коммерческого контроля качества электроэнергии (ТК), в качестве которой могут быть приняты: точка установки приборов учета электроэнергии (точка учета), точка присоединения потребителя к сети энергоснабжающей организации (ТПС) или точка общего присоединения (ТОП) данного потребителя с другими потребителями;

32

2003, ¹ 9

Программа КЭ-2001 (версия 11.2002)	Приложение ¹ ___ к договору
Разработчики – АО ВНИИЭ,	на пользование электроэнергией
НТЦ “Сележ-электро”	¹ ____ îò _________________

Энергоснабжающая организация: ОАО “АО-энерго” Пропускная способность узла, кВ А 5000.0 Потребитель: ЗАО “Конверс”

Характеристика потребителя

Точка контроля – шины 6 – 10 кВ центра питания Разрешенная (договорная) мощность потребителя, кВ А 1200,0 Мощности искажающих электроприемников (ЭП), кВ А

	Дуговых стале-	Сварочных	Однофазных ЭП	6-фазных	12-фазных	Других типов
	плавильных печей	агрегатов		преобразователей	преобразователей	искажающих ЭП
	0,0	50,0	100,0	120,0	250,0	0,0

Требования к качеству электроэнергии в точке контроля (присоединения)

Энергоснабжающая организация обязуется поддерживать:

Установившееся отклонение напряжение в диапазонах:

âрежиме наибольшей нагрузки (8.00 – 10.00 и 18.00 – 20.00 ч) – от 4,00% до 7,00%

âрежиме наименьшей нагрузки (3.00 – 4.00 ч) – от 0,00% до 3,00%

Отклонение частоты и длительность провала напряжения – в соответствии с ГОСТ 13109–97;

Размах изменения напряжения – в соответствии с ГОСТ 13109–97 при условии, что толчки напряжения создаются не электроустановками потребителя

Значения остальных ПКЭ, нормируемых ГОСТ 13109–97 – в соответствии с ГОСТ 13109–97 при условии, что фактические вклады электроустановок (ФВП) в значения ПКЭ в точке контроля не превысят допустимых вкладов (ДВП), указанных ниже:

							Доза фликера, отн. ед.
				Âèä äîçû					Норма				ÄÂÏ
				Кратковременная					1,00				0,20
					Длительная				0,74				0,14
					Коэффициент искажения
					синусоидальности кривой						Коэффициент несимметрии напряжений, %
Вид допустимого значения					напряжения, %
				Норма			ÄÂÏ		по обратной последовательности								по нулевой последовательности
									Норма					ÄÂÏ				Норма, %					ÄÂÏ
Нормально допустимое				5,00			1,88		2,00					0,89
Предельно допустимое				8,00			3,00		4,00					1,78
					Коэффициенты гармонических составляющих напряжения, %
				Нечетные гармоники														Четные гармоники
	не кратные 3								кратные 3								n		Норма				ÄÂÏ
n	Норма				ÄÂÏ			n		Норма		ÄÂÏ
5	4,00				1,56		3			3,00		0,60				2			1,5				0,67
7	3,00				1,17		9			1,00		0,32				4			0,7				0,31
11	2,00				0,67		15			0,30		0,13				6			0,3				0,13
13	2,00				0,67		21			0,20		0,10				8			0,3				0,13
17	1,50				0,67											10			0,3				0,13
19	1,00				0,45		> 21			0,20		0,10				12			0,2				0,10
23	1,00				0,45										> 12				0,2				0,10
25	1,00				0,45
> 25	0,2 + 0,8 25 n				0,09 + 0,36 25 n

Энергоснабжающая организация	Потребитель
Директор Энергосбыта	Директор ЗАО “Конверс”
А. А. Петров	В. В. Иванов
“__” ___________2003 ã.	“__” ___________2003 ã.

2003, ¹ 9

33

Ò à á ë è ö à	3
B + " * "
					Ò2, %
Ò1, %
		0	1	2	3	4	5	Более 5
Äî 5		0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	10,0
6		0,2	1,2	2,2	3,2	4,2	5,2	10,0
7		0,4	1,4	2,4	3,4	4,4	5,4	10,0
8		0,6	1,6	2,6	3,6	4,6	5,6	10,0
9		0,8	1,8	2,8	3,8	4,8	5,8	10,0
10		1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	10,0
11 – 12		1,3	2,3	3,3	4,3	5,3	6,3	10,0
13 – 14		1,7	2,7	3,7	4,7	5,7	6,7	10,0
15 – 16		2,1	3,1	4,1	5,1	6,1	7,1	10,0
17 – 18		2,5	3,5	4,5	5,5	6,5	7,5	10,0
19 – 20		3,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0	10,0
21 – 25		4,0	5,0	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0
26 – 30		5,0	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0	10,0
31 – 35		6,0	7,0	8,0	9,0	10,0	10,0	10,0
36 – 40		7,0	8,0	9,0	10,0	10,0	10,0	10,0
41 – 45		8,0	9,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
46 – 50		9,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Более 50		10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0

требуемые значения установившегося отклонения напряжения в ТК, которые обязана поддерживать энергоснабжающая организация в режимах наибольших и наименьших нагрузок потребителя, и часы суток, на которые приходятся указанные режимы;

значения других ПКЭ, которые обязана поддерживать энергоснабжающая организация в слу- чае непревышения потребителем допустимого влияния его электроустановок на значения ПКЭ в ТК;

допустимые вклады потребителя в значения ПКЭ, токи (мощности) искажений в ТК, при превышении которых вина за нарушение норм ГОСТ 13109-97 возлагается на потребителя;

периодичность и продолжительность измерений, на основе которых определяют сторону, виновную в нарушении норм стандарта. Если виновная сторона очевидна без измерений, ответственность за возможное нарушение норм стандарта по конкретному ПКЭ должна быть возложена на нее непосредственно в договоре;

периодичность (не чаще 1 раза в квартал) и продолжительность измерений (не менее одних рабочих суток), на основании которых определяют значение неустойки;

описание организации измерений и процедур их проведения как для определения стороны, виновной в нарушении норм стандарта, так и для определения размера неустойки (специализированной организацией, совместно обеими сторона-

ми, перечень приборов, продолжительности измерений и т.п.);

порядок измерения установившегося отклонения напряжения и коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения (в одной из фаз, указанной в договоре, либо во всех фазах). В последнем случае расчетные значения Ò1 è Ò2 определяют как средние по трем фазам.

Требуемые значения установившихся отклонений напряжения в ТК и допустимых вкладов потребителя в значения ПКЭ, включаемые в договора электроснабжения, а также фактических вкладов потребителя в значения ПКЭ рассчитывают в соответствии с описанными Правилами.

Превышение потребителем допустимого вклада в значение ПКЭ не является основанием для применения надбавок к тарифу, если значения ПКЭ, установленные в договоре, не нарушаются.

Список литературы

1.Железко Ю. С. О нормативных документах в области каче- ства электроэнергии и условий потребления реактивной мощности. – Электрические станции, 2002, ¹ 6.

2.Железко Ю. С. О совершенствовании нормативных документов, определяющих отношения энергоснабжающих организаций и потребителей в части качества электроэнергии и условий потребления реактивной мощности. – Промышленная энергетика, 2002, ¹ 6.

3.Железко Ю. С. Требования к отклонениям напряжения в точках присоединения потребителей к электрическим сетям общего назначения. – Промышленная энергетика, 2001, ¹ 10.

34

2003, ¹ 9