Компенсация потерь в электрических сетях: Компенсация потерь электроэнергии \ Акты, образцы, формы, договоры \ КонсультантПлюс

Содержание

О компенсации электрических потерь, понесенных сетевыми организациями | ФНС России

Дата публикации: 12.11.2014 12:16 (архив)

В соответствии с письмом Министерства финансов Российской Федерации от 29 сентября 2014 года №03-07-15/48602 в целях компенсации электрических потерь сетевая организация вправе принять к вычету налог на добавленную стоимость, предъявленный поставщиком электроэнергии.

При этом пунктом 2 статьи 171 и пунктом 1 статьи 172 Налогового кодекса Российской Федерации поясняется, что суммы налога на добавленную стоимость, предъявленные налогоплательщикам при приобретении товаров (работ, услуг), имущественных прав на территории Российской Федерации, в случае их использования для осуществления операций, облагаемых налогом на добавленную стоимость, подлежит вычетам после принятия этих товаров (работ, услуг), имущественных прав на учет, на основании счетов-фактур, выставленных продавцами товаров (работ, услуг), и при наличии соответствующих первичных документов.

Необходимо отметить, что в соответствии с пунктом 3 статьи 32 Федерального закона от 21 марта 2003 года №35-ФЗ «Об электроэнергетике» величина потерь электрической энергии, не учтенная в ценах на нее, оплачивается сетевыми организациями, в сетях которых они возникли, в установленном правилами оптового и (или) розничных рынков порядке. При этом сетевые организации обязаны заключить в соответствии с указанными правилами договоры купли-продажи электрической энергии в целях компенсации потерь в пределах не учтенной в ценах на электрическую энергию величины.

Кроме того, пунктом 4 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 года №442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» установлено, что сетевые организации, приобретающие электрическую энергию (мощность) на розничных рынках для собственных (хозяйственных) нужд и в целях компенсации потерь электрической энергии в принадлежащих им на праве собственности или ином законном основании объектах электросетевого хозяйства, выступают как потребители.

Таким образом, обязанность приобретать электроэнергию по договорам купли-продажи в целях компенсации потерь возложена на владельцев электросетевого оборудования указанными выше нормативными правовыми актами.

Арбитражные суды, признавая правомерность принятия сетевыми организациями к вычету сумм налога, предъявленных им при оплате (компенсации) фактических потерь электроэнергии, исходят из того, что услуги по передаче электрической энергии являются операциями, облагаемыми налогом на добавленную стоимость, а расходы на приобретение электрической энергии для компенсации потерь в электрических сетях непосредственно связаны с этой деятельностью.

Высший Арбитражный суд Российской Федерации в постановлении от 23 ноября 2010 года №9202/10 указал, что если приобретение товара вменено налогоплательщику законом и не зависит от его усмотрения, то операции по приобретению таких товаров должны признаваться связанными с осуществлением налогооблагаемых операций, в связи с чем, налог на добавленную стоимость, предъявленный к оплате поставщиками такого товара, может быть принят к вычету в общеустановленном порядке.

Поскольку услуги по передаче электроэнергии являются операциями, облагаемыми налогом на добавленную стоимость, а приобретение электроэнергии для компенсации сверхнормативных потерь в сетях непосредственно связано с этой деятельностью и осуществляется в силу прямого указания закона, сетевая организация на основании указанных выше статей Кодекса вправе принять к вычету налог на добавленную стоимость, предъявленный поставщиком электроэнергии.

КС не усмотрел ущемления прав «иных владельцев» объектов электросетевого хозяйства

По мнению одного из экспертов «АГ», КС занял правильную позицию, поскольку никакого нарушения принципа равенства в деле заявителя нет и быть не может. Другой считает, что решение Суда вызывает сомнения в своей обоснованности, поскольку не содержит критерии, позволяющие понять, почему рассматриваемые в определении собственники объектов электросетевого хозяйства не относятся к одной категории субъектов права.

8 июня Конституционный Суд РФ вынес Определение № 1137-О об отказе в принятии к рассмотрению жалобы ООО «Техноград» на нарушение его конституционных прав абз. 1 п. 129 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии и абз. 6 п. 2 Правил определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность).

История спора

В 2019 г. арбитражный суд вынес решение в пользу гарантирующего поставщика электрической энергии АО «Чувашская энергосбытовая компания» о взыскании задолженности с ООО «Техноград» за электрическую энергию, которая была приобретена в целях компенсации фактических потерь электроэнергии в принадлежащих ООО «Техноград» объектах электросетевого хозяйства. Вместе с тем тариф для потребителей электрической энергии включал в себя стоимость услуги по ее передаче. Данное решение устояло и в вышестоящих инстанциях.

Суды установили, что по договору купли-продажи сооружений «Техноград» приобрел в собственность ряд объектов электросетевого хозяйства, через которые опосредованно подключены иные потребители электроэнергии. При этом общество относится к категории «иных владельцев» объектов электросетевого хозяйства и не обладает статусом территориальной сетевой организации, а по вопросу заключения договора о приобретении электрической энергии в «Чувашскую энергосбытовую компанию» или другую организацию «Техноград» не обращался.

Ссылаясь на ст. 3 Информационного письма Президиума ВАС РФ от 17 февраля 1998 г. № 30 «Обзор практики разрешения споров, связанных с договором энергоснабжения», суды отметили, что отсутствие договора не является основанием к отказу ресурсоснабжающей организации во взыскании стоимости фактически отпущенных ресурсов. Кроме того, на основании абз. 3 п. 4 ст. 26 ФЗ «Об электроэнергетике» отсутствие статуса ТСО у ООО «Техноград» не освобождает его от обязанности возмещать стоимость потерь электроэнергии, возникших в его сетях при транзите этой энергии третьим лицам.

КС не признал дискриминацию владельцев объектов электросетевого хозяйства, не имеющих статуса ТСО

Согласно оспариваемым нормативным положениям собственник (владелец) объектов электросетевого хозяйства, через которые опосредованно присоединены к электрическим сетям территориальной сетевой организации энергопринимающие устройства иных потребителей, обязан оплатить услуги по передаче электрической энергии, приобретаемой им в целях компенсации потерь электрической энергии в принадлежащих ему объектах электросетевого хозяйства, в том числе в связи с обеспечением перетока электроэнергии иным потребителям.

ООО «Техноград» полагало, что обязанность нести дополнительные расходы, возлагаемая на владельца объектов электросетевого хозяйства, нарушает конституционный принцип равенства, а именно ставит иных владельцев объектов электросетевого хозяйства в неравное положение с территориальными сетевыми организациями в части оплаты потерь электрической энергии, возникающих в принадлежащих им объектах электросетевого хозяйства.

КС отметил, что в оспариваемых нормативных положениях различие между территориальными сетевыми организациями и иными владельцами объектов электросетевого хозяйства связано с разным функциональным предназначением на розничном рынке электрической энергии. Так, в круг прав и обязанностей территориальных сетевых организаций входят, в частности, функции, необходимые для осуществления деятельности по передаче электрической энергии.

Суд напомнил, что на основании Закона об электроэнергетике территориальная сетевая организация является коммерческой и оказывает услуги по передаче электрической энергии с использованием объектов электросетевого хозяйства, которые не относятся к единой национальной (общероссийской) сети. При этом использование таких объектов возможно, если организация соответствует критериям придания владельцам объектов электросетевого хозяйства статуса ТСО.

Специалист по правовому сопровождению проектов в сфере энергетики Александр Киселёв пояснил «АГ», что среди таких критериев можно выделить владение трансформаторными и иными подстанциями с установленными силовыми трансформаторами (автотрансформаторами), а также линиями электропередачи установленной дальности и проектных номинальных классов напряжения. «При этом лицо, не соответствующее данным критериям, не может получить тариф на услугу по передаче электрической энергии и обязано осуществлять переток по своим сетям до конечных потребителей бесплатно. Между тем при осуществлении такого перетока исходя из законов физики неизбежно возникновение потерь, стоимость которых должна быть оплачена владельцем электросетевого хозяйства гарантирующему поставщику», – рассказал эксперт.

Однако иные владельцы объектов электросетевого хозяйства, к которым относится ООО «Техноград», не исполняют данные функции. На основании определения Закона об электроэнергетике они являются потребителями электроэнергии, а значит, не занимаются деятельностью по передаче электрической энергии, но отвечают исключительно за ее переток через свои объекты электросетевого хозяйства иным потребителям.

Таким образом, КС посчитал, что оспариваемые нормативные положения не могут рассматриваться как нарушающие конституционные права заявителя в указанном в жалобе аспекте, поскольку они направлены на обеспечение баланса интересов всех участников отношений по энергоснабжению. «Принцип равенства гарантирует одинаковые права и обязанности для лиц, относящихся к одной категории субъектов права, и не исключает возможности установления различных правовых условий для разных категорий, если такие различия не являются произвольными и основываются на объективных характеристиках соответствующих категорий субъектов права», – отметил Суд.

Утраченный статус ТСО освобождает от дополнительных расходов

Заявитель также просил признать принятые по делу судебные акты подлежащими пересмотру, поскольку они не соответствуют резолютивной части и правовым позициям, содержащимся в Постановлении КС от 25 апреля 2019 г.

№ 19-П.

Мнения экспертов разделились

Оценивая значимость позиции КС, Александр Киселёв отметил, что она не выбивается из общей правоприменительной практики и лишь закрепляет уже сложившееся в отрасли правила игры. Воля законодателя направлена на снижение числа владельцев электросетевого хозяйства для повышения качества энергоснабжения и снижения тарифной нагрузки на конечного потребителя, пояснил он.

Эксперт отметил, что такого рода непопулярные меры, как установление обязанности не только бесплатно осуществлять переток по своим сетям, но также и оплачивать потери, возникающие в них, являются своего рода экономическими стимулами избавиться от такого имущества либо получить статус территориальной сетевой организации.

«Поэтому, как верно указал КС РФ, принцип равенства гарантирует одинаковые права и обязанности для лиц, относящихся к одной категории субъектов права, и не исключает возможности установления различных правовых условий для разных категорий. Следовательно, никакого нарушения принципа равенства в деле общества “Техноград” нет и быть не может, следовательно, Суд занял правильную и обоснованную позицию», – заключил Александр Киселёв.

Однако Александр Попелюк считает, что вывод КС вызывает справедливые сомнения в его обоснованности, поскольку, как и у АО «Верхневолгоэлектромонтаж-НН», у ООО «Техноград» также есть конечный потребитель, который был присоединен до того, как сети были приобретены обществом, а владелец сетей несет те же расходы по содержанию сетей. «Можно констатировать, что Определение КС от 8 июня не содержит критерии, позволяющие понять, почему собственник объектов электросетевого хозяйства и такой же собственник, но ранее утративший статус ТСО, не относятся к одной категории субъектов права», – отметил адвокат.

Оптимальная компенсация реактивной мощности в системах распределения электроэнергии с распределенными ресурсами. Review

1. Кришна Т.М., Рамана Н.В., Камакшайах С. 2013. Новый алгоритм оценки и минимизации потерь радиальной распределительной системы с распределенной генерацией; стр. 1289–1293. [Google Scholar]

2. Насир М.Н.М., Шахрин Н.М., Бохари З.Х., Сулайма М.Ф., Хассан М.Ю. 2014 Студенческая конференция IEEE. Рез. Дев. Забил гол. 2014. Реконфигурация распределительной сети на основе PSO: рассмотрение размеров распределительных сетей и оценка распределения для улучшения профиля напряжения. [Академия Google]

3. Сикиру Т.Х., Джимох А.А., Хамам Ю., Эйджи Дж.Т., Чески Р. 2012. Улучшение профиля напряжения на основе структурных характеристик сети. [Google Scholar]

4. Айер Х., член С., Рэй С., Рамакумар Р., научный сотрудник Л. 2006. Оценка распределенной генерации на основе улучшения профиля напряжения и снижения потерь в линии; стр. 1–6. [Google Scholar]

5. Айер Х., Рэй С., Рамакумар Р. IEEE Power Eng. соц. Ген. Знакомьтесь. 2005. 2005. Улучшение профиля напряжения с распределенной генерацией; стр. 1–8. [Академия Google]

6. Чанда С., Шариатзаде Ф., Шривастава А., Ли Э., Стоун В., Хэм Дж. Внедрение неинтрузивной оценки энергосбережения для управления напряжением/варом интеллектуальной системы распределения. Электр. Система питания Рез. 2015;120:39–46. [Google Scholar]

7. Бахшидех Зад Б., Хасанванд Х., Лобри Дж., Валле Ф. Оптимальное управление реактивной мощностью ДГ для регулирования напряжения распределительных систем среднего напряжения с использованием метода анализа чувствительности и алгоритма PSO. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2015;68:52–60. [Академия Google]

8. Хомаи О., Закариазаде А., Джадид С. Алгоритм управления напряжением в режиме реального времени с переключаемыми конденсаторами в интеллектуальной распределительной системе при наличии возобновляемых источников энергии. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2014;54:187–197. [Google Scholar]

9. Эль-Фергани А.А. Учет показателей экономии затрат и стабильности напряжения при оптимальном размещении конденсаторов в радиальных распределительных сетях с использованием алгоритма искусственной пчелиной семьи. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2014; 62: 608–616. [Академия Google]

10. 30 Bus Power Flow Test Case, Архив тестов Power Systems, n.d. https://www2.ee.washington.edu/research/pstca/pf30/pg_tca30bus.htm.

11. Член С., Гарсия П.А.Н. 2007. Коррекция коэффициента мощности в распределительных сетях, включая распределенную генерацию; стр. 1–6. [Google Scholar]

12. Pachanpan P. 2014 Int. электр. англ. конгр. ИЭКОН. 2014. Гибридные компенсации реактивной мощности для коррекции коэффициента мощности в распределительных сетях с ДГ; стр. 3–6. [Академия Google]

13. Ортис-Матос Л., Агила-Теллез А., Хинкапи-Рейес Р.К., Гонсалес-Санчес Х.В. об. 73. 2017. Многокритериальная оптимизация развертывания сети электрификации сельской местности на основе эвристического метода. (IOP Conf. Ser. Earth Environment. Sci.). [Google Scholar]

14. Aguila A., Wilson J. vol. 73. 2017. Технико-экономическая оценка реализации мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях. (IOP Conf. Ser. Earth Environment. Sci.). [Академия Google]

15. Кастильо Муньос Ф.А., Агила Теллес А., Гонсалес Санчес Х.В. Анализ устойчивости напряжения и потерь электроэнергии в распределительных сетях с распределенной генерацией. IEEE лат. Являюсь. Транс. 2016; 14:4491–4498. [Google Scholar]

16. Pérez R., Aguila A., Vásquez C. IEEE/PES Transm., 2016. Распредел. конф. Экспо. ИЭЭЭ; Даллас, Техас, США: 2016 г. Классификация состояния подачи напряжения в асинхронных двигателях с использованием метода опорных векторов; стр. 1–5. [Академия Google]

17. Перес Р., Родригес Р., Агила А. Анализ и моделирование феррорезонанса в силовых трансформаторах с использованием Simulink. IEEE лат. Являюсь. Транс. 2018;16:460–466. [Google Scholar]

18. Агила А., Каррион Д., Ортис Л. Анализ потерь мощности при асимметричной конструкции электрических распределительных систем. IEEE лат. Являюсь. Транс. 2015;13:2190–2194. [Google Scholar]

19. Boudrias J., Group T.D., Bannard J., Street N.W. об. 1. 2002. С. 99–102. (Коррекция коэффициента мощности и энергосбережение I). [Академия Google]

20. Е. Общество . 2008. Приложение A: Символы и префиксы. [Google Scholar]

21. Fuselier R. Альтернативные экономичные способы коррекции коэффициента мощности. IEEE транс. инд. заявл. 1989; 25:10–18. [Google Scholar]

22. Shwedhi M.H., Sultan M.R. vol. 3. 2000. Конденсаторы для коррекции коэффициента мощности; предметы первой необходимости и предостережения; стр. 1317–1322. (2000 Power Eng. Soc. Summer Meet. (Cat. No.00Ch47134)). [Google Scholar]

23. Гатта Ф.М., Джери А., Макчони М., Мантинео А., Креста М., Паулуччи М. IEEE Eindhoven PowerTech, 2015. ПауэрТех; 2015. Стратегия управления реактивной мощностью для регулирования напряжения и коррекции коэффициента мощности в распределительных сетях среднего напряжения. [Академия Google]

24. Каял П., Чанда С., Чанда К.К. 2011 Междунар. конф. Энергетическая система питания. 2011. Подход к реконфигурации сети на основе ИНС для повышения стабильности напряжения распределительной сети; стр. 1–7. [Google Scholar]

25. Муттаки К.М., Ле А.Д.Т., Негневицкий М., Ледвич Г. Алгебраический подход к определению параметров РГ для поддержки профилей напряжения в радиальных распределительных сетях. IEEE транс. Умная сеть электроснабжения. 2014;5:1351–1360. [Google Scholar]

26. Орехуэла В., Ариас Д., Агила А. Proc. 2015 IEEE Тридцать пятый век. Являюсь. Панама Конв. 2015. Реакция бытового спроса на электроэнергию на ценовые сигналы в Эквадоре; стр. 373–378. www.proceedings.com [Google Scholar]

27. He K., Liu K., Ye X., Diao Y. China Int. конф. электр. Распредел. CICED. 2016 – сентябрь. 2016. Последовательное управление конденсаторами и отводами распределительной сети с распределенной генерацией; стр. 10–13. [Google Scholar]

28. Дэвид Ф., Акунья П. 2013. Análisis de Armónicos en un Compensador Estático de VAR’s (SVC) Usando Modelado en Dominio Armónico (Harmonic Domain), стр. 1–10. [Google Scholar]

29. Удгир С., Шривастава Л., Пандит М. Междунар. конф. Недавний рекламный иннов. англ. ICRAIE 2014. 2014. Оптимальное размещение и размер SVC для минимизации потерь и повышения надежности по напряжению с использованием алгоритма дифференциальной эволюции. [Академия Google]

30. Абдулраззак А.А., Еремия М., Тома Л., Мандис К.А. 2015 9-й Междунар. Симп. Доп. Вершина. электр. англ. АТЕЕ. 2015. Оптимальное расположение и размер ВТК для минимизации потерь мощности и повышения надежности по напряжению; стр. 858–863. [Google Scholar]

31. С.Р.А.М.И. Milanés-Montero, Optimizacion de la ubicación de la ubicación de filtros activos en redes de distribución con cargas polucionantes, nd, pp. 1–6.

32. Суарес Х.А., Ди Мауро Г.Ф., Агуэро Д.А.К. об. 3. 2005. С. 429–435. (Анализ де ла дисторсия armónica у лос efectos де atenuación у diversidad en áreas residenciales). [Академия Google]

33. Алинежад-Бероми Ю., Седигизаде М., Садиги М. Proc. ун-т Мощность инж. конф. 2008. Оптимизация роя частиц для размещения и определения размера распределенной генерации в распределительной сети для улучшения профиля напряжения и снижения THD и потерь. [Google Scholar]

34. Ким И., Харли Р.Г., Регасса Р. Норт Ам. Силовой симпозиум. 2014. Оптимальное распределение распределенной генерации в распределительных сетях при пиковой нагрузке и анализ влияния управления напряжением/варом на улучшение профиля напряжения; стр. 2–6. [Академия Google]

35. Бухурас А.С., Христофоридис Г.К., Парисс К., Лабридис Д.П. Междунар. конф. Евро. Знак энергии. ЕЕМ. 2014. Снижение перегрузки сети в распределительных сетях с высоким проникновением РГ за счет реконфигурации сети. [Google Scholar]

36. Сяхпутра Р. 2014. Оптимальная реконфигурация распределительной сети с проникновением распределенных энергетических ресурсов; стр. 388–393. [Google Scholar]

37. Chen S., Chen Z., Zhang X., Su C., Hu W. Оптимальное управление реактивной мощностью и напряжением в распределительных сетях с распределенными генераторами с помощью нечеткого адаптивного метода оптимизации гибридного роя частиц. ИЭТ генер., пер. Распредел. 2015;9: 1096–1103. [Google Scholar]

38. Базрафшан М., Гацис Н. 2015 IEEE Glob. конф. Сигнал Инф. Процесс. Глоб. 2016. Размещение и определение размеров распределенных фотоэлектрических генераторов для оптимальной компенсации реактивной мощности; стр. 1136–1140. [Google Scholar]

39. Саттарпур Т., Назарпур Д., Гольшанаваз С. ELECO 2015 – 9th Int. конф. электр. Электрон. англ. 2016. Оптимальная стратегия установки фотоэлектрических ДГ и конденсаторов с учетом распределенной поддержки VAr фотоэлектрических преобразователей; стр. 383–388. [Академия Google]

40. Руэда-Медина А.С., Лопес-Лезама Дж.М., Падилья-Фелтрин А. IEEE Power Energy Soc. Ген. Знакомьтесь. 2011. Сравнение поддержки реактивной мощности в распределительных сетях, обеспечиваемой батареями конденсаторов и распределенными генераторами; стр. 1–8. [Google Scholar]

41. Унгер Д., Мырзик Дж.М.А. ПауэрТех; 2015. Агентная координация распределенных устройств хранения энергии в будущих распределительных сетях. [Google Scholar]

42. Hou K., Yao J. vol. 1. 2011. Предлагаемая спецификация конфигурации для системы мониторинга системы накопления энергии, подключенной к распределительной сети; стр. 327–330. (APAP 2011 – Proc. 2011 Int. Conf. Adv. Power Syst. Autom. Prot.). [Академия Google]

43. Сюй Ю., Сингх С. Влияние интеграции накопителей энергии на надежность энергосистемы с интеллектуальной стратегией эксплуатации. IEEE транс. Умная сеть электроснабжения. 2014;5:1129–1137. [Google Scholar]

44. Молина М.Г. 2012 г. Шестая передача IEEE/PES. Распредел. лат. Являюсь. конф. Экспо. 2012. Распределенные системы накопления энергии для применения в будущих интеллектуальных сетях; стр. 1–7. [Google Scholar]

45. Kwhannet U., Sinsuphun N., Leeton U., Kulworawanichpong T. 2010 Int. конф. Система питания Технол. Технол. иннов. Мак. Энергосистема умнее, POWERCON2010. 2010. Влияние аккумулирования энергии в микросетевых системах с ДГ; стр. 1–6. [Академия Google]

46. Youwei H., Xu Z., Junping H., Yi Q. 2014 IEEE PES T&D Conf. Экспо. 2014. Улучшение режима работы гибридной системы накопления энергии микросетей; стр. 1–6. [Google Scholar]

47. Бхаттачарья Б., Мандал К.К., Чакраборти Н. Междунар. конф. Контроль. КИПиА, Энергетическая общ. CIEC 2014. 2014. Оптимизация реальной и реактивной мощности с использованием гибридного культурного алгоритма; стр. 441–445. [Google Scholar]

48. Чавес Д., Эспиноса С., Ариас Каско Д. Оптимизация реактивной мощности электрической системы на основе минимизации потерь. IEEE лат. Являюсь. Транс. 2016;14:4540–4546. [Академия Google]

49. Диксит М., Кунду П., Джаривала Х.Р. Конференция студентов IEEE, 2016 г. электр. Электрон. вычисл. науч. SCECS. 2016. Оптимальное размещение и размер шунтирующего конденсатора в системе распределения для минимизации потерь мощности. [Google Scholar]

50. Джафарян М., Шерпен Дж., Айелло М. 2016. Ценовой подход к регулированию напряжения и минимизации потерь мощности в распределительных сетях; стр. 0–5. [Google Scholar]

51. Jiang C., Wang C. vol. 152. 2005. Усовершенствованное эволюционное программирование с динамическими мутациями и критериями мегаполиса для многоцелевой оптимизации реактивной мощности; стр. 291–294. (Gener. Transm. Distrib. IEE Proceedings). [Google Scholar]

52. Liu G., Starke M., Zhang X., Tomsovic K., Max C., Max P.D. 2016. Модель распределения оптимальной мощности на основе MILP для работы микросети Максимальный/минимальный выход DG I. P. [Google Scholar]

53. Лю Г., Сяо Б., Старке М. , Оллис Б., Кинг Д., Ирмингер П., Томсович К. Гавайи, международный. конф. Сист. науч. 2016. Усовершенствованное управление хранением энергии в распределительной сети. [Google Scholar]

54. Мори Х. 2010. Многоцелевой метаэвристический метод оптимизации распределительной сети, моделирование; стр. 3457–3460. [Академия Google]

55. И. Некоара, В. Недельку, Д. Клипичи, Л. Тома, К. Булак, Оптимальное управление напряжением для минимизации потерь на основе последовательного выпуклого программирования, (н.д.).

56. Xiao H. 2013. Многокритериальная оптимизация реактивной мощности на основе алгоритма оптимизации роя частиц хаоса*; стр. 1014–1017. [Google Scholar]

57. Бисанович С., Хайро М., Самарджич М. Один подход к управлению реактивной мощностью конденсаторных батарей в распределительных и промышленных сетях. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2014;60:67–73. [Академия Google]

58. Ченг С., Чен М.-Ю. Многоцелевая стратегия оптимизации реактивной мощности для распределительной системы с проникновением распределенной генерации. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2014;62:221–228. [Google Scholar]

59. Гупта Н., Сварнкар А., Ниази К.Р., член С. 2011. Эффективный жадный подход к реактивной компенсации в крупномасштабных распределительных системах; стр. 1–7. [Google Scholar]

60. Хан Ю., Чен Л., Ма Х., Ван З. 2014 Int. конф. Система питания Технол. 2014. Оптимизация компенсации реактивной мощности для системы распределения электроэнергии с малой гидроэнергетикой; стр. 2915–2920. [Google Scholar]

61. Jie T. 2013. Метод дифференцированной конфигурации компенсации реактивной мощности для распределительных систем. [Google Scholar]

62. Пау К.Н., Венкатеш Б., Санкаран П. Компенсация варов с помощью эволюционного программирования с учетом гармоник. IEEE транс. Мощность Делив. 2004; 19: 899–901. [Google Scholar]

63. Рой Н.К., Пота Х.Р., Хоссейн М.Дж. Управление реактивной мощностью распределительных сетей с ветровой генерацией для повышения стабильности напряжения. Продлить. Энергия. 2013; 58: 85–94. [Google Scholar]

64. Сингх А., Сингх Б., Сингх С. 7th Int., 2010. конф. Евро. Знак энергии. 2010. Индивидуальное решение для компенсации активной и реактивной мощности для небольших распределительных систем; стр. 1–6. [Google Scholar]

65. Гаятри М.Т.Л., Парими А.М., Паван Кумар А.В. Обзор методов компенсации реактивной мощности в микросетях. Продлить. Поддерживать. Energy Rev. 2018; 81: 1030–1036. [Google Scholar]

66. Мехмуд К.К., Хан С.У., Ли С.Дж., Хайдер З.М., Рафик М.К., Ким Ч.Х. Оптимальная схема координации в режиме реального времени для регулирования напряжения распределительной сети, включая устройство РПН, батареи конденсаторов и несколько распределенных источников энергии. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2018;94:1–14. [Google Scholar]

67. де Араужо Л.Р., Пенидо Д.Р.Р., Карнейро С., Перейра Х.Л.Р. Оптимальное размещение несбалансированных конденсаторов в распределительных сетях для регулирования напряжения и минимизации потерь энергии. Электр. Система питания Рез. 2018; 154:110–121. [Google Scholar]

68. Садегян М., Фани Б. Расширенное локализованное распределение реактивной мощности в микросетях. Электр. Система питания Рез. 2017; 151:136–148. [Google Scholar]

69. Nuaekaew K., Artrit P., Pholdee N., Bureerat S. Задача оптимального распределения реактивной мощности с использованием многоцелевого оптимизатора серого волка с двумя архивами. Эксперт Сист. заявл. 2017;87:79–89. [Google Scholar]

70. Абачи К., Ямачли В. Оптимальное распределение реактивной мощности с использованием алгоритма дифференциального поиска. электр. англ. 2017;99:213–225. [Google Scholar]

71. Meirinhos J.L., Rua D.E., Carvalho L.M., Madureira A.G. Многовременной оптимальный поток мощности для управления напряжением в сетях среднего напряжения с использованием распределенных энергоресурсов. Электр. Система питания Рез. 2017;146:25–32. [Google Scholar]

72. Сафа А., Сахайфар М. Управление ослаблением несогласованных помех для статического компенсатора реактивной мощности с неопределенными параметрами. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2017;91: 61–70. [Google Scholar]

73. Рамадан Х.С., Бендари А.Ф., Надь С. Алгоритм оптимизации роя частиц для задачи распределения конденсаторов в распределительных системах с ветряными генераторами. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2017; 84: 143–152. [Google Scholar]

74. Мутукумар К., Джаялалита С. Комплексный подход к реконфигурации сети с распределенной генерацией и размещением шунтирующих конденсаторов для минимизации потерь мощности в радиальных распределительных сетях. заявл. Мягкий компьютер. 2017; 52:1262–1284. [Академия Google]

75. Санам Дж., Гангули С., Панда А.К., Хемант С. Оптимизация стоимости потерь энергии в распределительных сетях с оптимальным размещением и размером DSTATCOM с использованием алгоритма дифференциальной эволюции. Арабский журнал J. Sci. англ. 2017;42:2851–2865. [Google Scholar]

76. Санам Дж., Панда А.К., Гангули С. Оптимальный фазовый угол инжекции для компенсации реактивной мощности распределительных систем с выделением нескольких распределительных статкомов. Арабский журнал J. Sci. англ. 2017;42:2663–2671. [Академия Google]

77. Li Y., Li X., Li Z. Оптимизация реактивной мощности с использованием гибридного алгоритма CABC-DE. электр. Силовой комп. Сист. 2017;45:980–989. [Google Scholar]

78. World Energy Issues Monitor 2017 | Разоблачение Реальностей Новой Энергии. 2017. https://www.worldenergy.org/publications/2017/world-energy-issues-monitor-2017/ [Google Scholar]

79. Ян З., Чжун Х., Ся Ц., Кан С. А. новая сетевая модель для оптимального потока мощности с реактивной мощностью и потерями в сети. Электр. Система питания Рез. 2017; 144:63–71. [Академия Google]

80. Yang Z., Bose A., Zhong H., Zhang N., Xia Q., Kang C. Оптимальное распределение реактивной мощности с точно смоделированными дискретными устройствами управления: метод последовательного линейного приближения. IEEE транс. Система питания 2017;32:2435–2444. [Google Scholar]

81. Fang S., Cheng H., Xu G., Zhou Q., He H., Zeng P. Стохастическая оптимальная диспетчеризация резерва реактивной мощности с учетом областей регулирования напряжения. Междунар. Транс. электр. Энергетическая система 2017;27:e2269. [Google Scholar]

82. Мохсени-Бонаб С.М., Раби А. Оптимальное распределение реактивной мощности: обзор и новая стохастическая многокритериальная модель с ограничением стабильности напряжения при наличии неопределенной выработки ветровой энергии. Генерал ИЭТ. Трансм. Распредел. 2017;11:815–829. [Google Scholar]

83. Ким И. Оптимальное распределение распределенной генерации для управления реактивной мощностью. Генерал ИЭТ. Трансм. Распредел. 2017;11:1549–1556. [Google Scholar]

84. Эншаи А., Эншаи П. Новые алгоритмы отслеживания потоков реактивной мощности и распределения потерь в электрических сетях с использованием матричного расчета. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2017; 87: 89–98. [Google Scholar]

85. Эль-Тавил Н.А., Фараг Х.Е.З. Распределенный подход к удовлетворению ограничений для распределения реактивной мощности в микросетях. Электр. Система питания Рез. 2017; 147:42–54. [Академия Google]

86. He Z., Ma F., Xu Q., Chen Y., Li C., Li M., Guerrero J.M., Luo A. Стратегия реактивной мощности каскадного соединения по треугольнику STATCOM в условиях асимметричного напряжения. IEEE J. Emerg. Сел. Вершина. Силовой электрон. 2017;5:784–795. [Google Scholar]

87. Кавуси-Фард А., Хосрави А., Нахаванди С. Компенсация реактивной мощности в электродуговых печах с использованием интервалов прогнозирования. IEEE транс. Инд. Электрон. 2017;64:5295–5304. [Google Scholar]

88. Нгуен Х.К., Мохсениан-Рад Х., Ходаи А., Хан З. Децентрализованная компенсация реактивной мощности с использованием решения Нэша. IEEE транс. Умная сеть электроснабжения. 2017;8:1679–1688. [Google Scholar]

89. Косари М., Хоссейниан С.Х. Децентрализованное распределение реактивной мощности и восстановление частоты в изолированной микросети. IEEE транс. Система питания 2017;32:2901–2912. [Google Scholar]

90. Бхаттачария Б., Радж С. Метод дифференциальной эволюции для оптимизации резервов реактивной мощности. J. Сист. цепи. вычисл. 2017;26:1750155. [Google Scholar]

91. Лам К.-С., Ван Л., Хо С.-И., Вонг М.-К. Адаптивный LC-гибридный фильтр активной мощности с тиристорным управлением для компенсации реактивной мощности и гармоник тока с уменьшением коммутационных потерь. IEEE транс. Силовой электрон. 2017; 32: 7577–7590. [Google Scholar]

92. Коно К., Наканиши Э., Нагано Ю., Ходжо М. Управление реактивной мощностью мегасолнечной системы для регулирования напряжения с длинной распределительной линией. электр. англ. Япония. 2017; 201:38–56. [Google Scholar]

93. Али Э.С., Абд Элазим С.М., Абдельазиз А.Ю. Улучшенный алгоритм гармонии для оптимального расположения и размера конденсаторов в радиальных распределительных системах. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2016;79:275–284. [Google Scholar]

94. Икбал Ф., Хан М.Т., Сиддики А.С. Оптимальное размещение DG и DSTATCOM для снижения потерь и улучшения профиля напряжения. Алекс. англ. Дж. 2016 [Google Scholar]

95. Лю С., Лю Ф., Дин Т., Би З. Оптимальное размещение компенсаторов реактивной мощности и накопителей энергии в микросетях с учетом неопределенности фотоэлектрических систем. Энергетическая процедура. 2016; 103: 165–170. [Google Scholar]

96. Абу Эль-Эла А.А., Мувафи М.Т., Кинави А.-М., Эль-Сехиеми Р.А. Оптимальное размещение конденсаторов в распределительных сетях для снижения потерь мощности и улучшения профиля напряжения. Генерал ИЭТ. Трансм. Распредел. 2016;10:1209–1221. [Google Scholar]

97. Гупта А.Р., Кумар А. Энергосбережение за счет размещения D-STATCOM в системе радиального распределения. Процедиа Компьютер. науч. 2015; 70: 558–564. [Академия Google]

98. Юварадж Т., Рави К., Девабаладжи К.Р. Распределение DSTATCOM в распределительных сетях с учетом изменения нагрузки с использованием алгоритма bat. Айн Шамс, инженер. J. 2015 [Google Scholar]

99. Миядзаки К., Такешита Т. 2014. Минимизация потерь в линии в системе радиального распределения с использованием нескольких СТАТКОМов и статических конденсаторов; стр. 601–608. [Google Scholar]

100. Джашфар С., Эсмаили С. Управление вольт/вар/THD в распределительных сетях с учетом реактивной мощности преобразования солнечной энергии. Междунар. Дж. Электр. Энергетическая система питания. 2014;60:221–233. [Академия Google]

101. Дэн С., Юань С., Ян Дж., Чжоу А. Распределенный майнинг для функции фильтрации контента на основе моделирования отжига и программирования экспрессии генов в активной распределительной сети. IEEE-доступ. 2017;5:2319–2328. [Google Scholar]

102. Ramón F., Soto MD, Garcillán J.J. 1990. Многокритериальная оптимизация в контексте математической программы. [Google Scholar]

103. Galeano R.A.R., y V.M.J.M. А . 2003. Compensación de Potencia Reactiva Multiobjetivo Usando Inteligencia Artificial. http://www.cnc.una.py/publicaciones/1_55.pdf [Google Scholar]

104. Баран Б., Вальехос Дж., Рамос Р., Фернандес У. IEEE Porto Power Tech Proc. 2001. Компенсация реактивной мощности с использованием многокритериального эволюционного алгоритма; стр. 6–11. [Google Scholar]

Компенсация реактивной мощности в электрических сетях. Источники реактивной мощности в электрических сетях. Современная электроэнергетика

Страница 52 из 130

8. ИСТОЧНИКИ РЕАКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ
8.1. Реактивная мощность в электрической сети

Электрическая энергия, вырабатываемая генераторами электростанций, характеризуется их активной и реактивной мощностью. Активная мощность потребляется электроприборами, преобразуясь в тепловую, механическую и другие виды энергии. Реактивная мощность характеризует электричество, преобразованное в энергию электрического и магнитного полей. В электрической сети и ее электроприемниках происходит процесс обмена энергией между электрическими и магнитными полями. Устройства, целенаправленно участвующие в этом процессе, называются источниками реактивной мощности (ИРМ). Такими устройствами могут быть не только генераторы электростанций, но и синхронные компенсаторы, реакторы, конденсаторы, реактивная мощность которых регулируется по определенному закону регулирования с помощью специальных средств.

Также следует отметить, что различия в снижении убытков и прибыли от снижения между вариантами с разной номинальной емкостью конденсаторов невелики. Различий между вариантами без контакторов и с контакторами значительно больше. Это обосновано значительно более высокими капитальными затратами на установку конденсаторов с контакторами и меньшим временем подключения конденсатора в вариантах с контакторами.

Это обосновано тем, что функция, выраженная уравнением, представляет собой перевернутую параболу, достигающую максимума, когда мощность подключенных конденсаторов равна коэффициенту реактивной мощности относительно времени подключения конденсаторов. В этом случае прирост снижения потерь после добавления еще одного конденсатора становится меньше, а капитальные затраты в случае идентичных конденсаторов растут линейно.

Годовые капитальные затраты зависят от ожидаемого срока службы конденсатора и ставки дисконтирования, а фиксированные годовые эксплуатационные расходы рассчитываются как процент от инвестиционных затрат. Годовые переменные затраты – это стоимость потерь энергии в конденсаторе. Наконец, ежегодные затраты на компенсацию можно рассчитать по следующей формуле.

Эффект от использования дополнительных источников реактивной мощности включает в себя экономию за счет снижения энергии и потерь энергии в элементах сети, а также дополнительные выгоды, такие как экономия за счет отказа от капитальных проектов или их отсрочки, необходимых для обеспечения надлежащего качества электроэнергии, или для покрытия растущего спроса на электроэнергию в качестве В результате высвобождается полоса пропускания за счет уменьшения передаваемой реактивной мощности. Годовые доходы от компенсации реактивной мощности рассчитываются по формуле.

Мощность электрооборудования электроэнергетической системы (генераторов, линий электропередач, трансформаторов, электроприемников и т.п.) определяется его полной мощностью. Полная мощность S при синусоидальной форме напряжения и тока связана с активной P и реактивной Q мощностями квадратичной зависимостью S 2 = P 2 + Q 2 . При этом полная мощность S = UI, активная Р = UI cosj и реактивная Q = UI sinj, где U и I – действующие значения синусоидальных напряжения и тока; j — угол между векторами напряжения и тока.

Наиболее часто игнорируемыми статьями затрат являются затраты на анализ и переменные эксплуатационные затраты. Наиболее часто используемый критерий оптимизации — минимальные годовые затраты или максимальная прибыль от снижения потерь в сети. В первом случае целевая функция принимает следующий вид.

Оценка эффективности компенсации реактивной мощности

В случае максимальной прибыли целевая функция принимает следующий вид. Можно показать, что обе целевые функции, упомянутые в предыдущем разделе, одинаковы. Однако ни в одном из них нет сведений об экономической эффективности компенсации реактивной мощности.

В конденсаторах, кабелях и других видах электрооборудования, которое характеризуется емкостью Х С, реактивной мощностью Q = U 2 / Х С, определяемой приложенным напряжением U, создаются электрические поля.

В индуктивных элементах системы, например в реакторах, трансформаторах, электродвигателях, создаются магнитные поля. В этом случае реактивная мощность Q = I 2 X L определяется током I и индуктивным сопротивлением элемента X L.

Простым методом срока окупаемости является расчет времени, в течение которого годовая прибыль от проект равен его инвестициям. Более точным является метод дисконтированных сроков окупаемости. Дисконтированный срок окупаемости рассчитывается путем решения уравнения.

Эквивалентная средняя стоимость – это коэффициент суммы дисконтированных годовых затрат к сумме дисконтированной годовой прибыли. И годовые затраты, и прибыль дисконтируются вплоть до года, предшествующего началу операции, с использованием одной и той же ставки дисконтирования.

Емкостный ток в идеальном конденсаторе опережает приложенное к нему напряжение на 90 эл. град. Тогда мощность этого конденсатора Q C = UI sin(–j) = –UI имеет отрицательный знак. В этом случае говорят, что конденсатор генерирует реактивную мощность.

Индуктивный ток в идеальном реакторе отстает на 90 вольт от приложенного к нему напряжения. град. Мощность реактора Q L = UI sinj имеет положительный знак. В этом случае говорят, что реактор потребляет реактивную мощность.

Если предположить, что капитал не был заморожен, а период анализа равен или превышает срок амортизации конденсаторов, эквивалентную стоимость сбережения энергоблока можно рассчитать по формуле. Проект является прибыльным, если расчетная стоимость эквивалентной энергосберегающей единицы ниже стоимости энергии, приобретенной для покрытия потерь. Метод чистой приведенной стоимости не включает расширенные затраты на воспроизводство. Все затраты, понесенные в анализируемом периоде, и доходы дисконтируются к началу проектного года.

Чистая текущая стоимость рассчитывается из. В этом методе чистая приведенная стоимость, рассчитанная по формуле, относится к понесенным капитальным вложениям. Результатом является информация о том, сколько дохода в анализируемом периоде приносит каждая вложенная денежная единица.

Выбор метода оценки эффективности компенсации реактивной мощности зависит от цели компенсации. Если целью компенсации является снижение энергии и потерь электроэнергии в сети, то ни минимальные затраты, ни максимальная прибыль от снижения потерь не требуют рентабельного решения, так как с точки зрения инвестора важен инвестиционный доход.

Анализ характеристик сети

Для иллюстрации вышеизложенного были выполнены расчеты для реального фидера среднего напряжения. На фиг. 5 показаны годовые значения полной и реактивной мощности линии электропередачи, отсортированные в порядке убывания реактивной мощности, а на фиг. 6 представлена упрощенная схема анализируемой линии. В таблице на рисунке 6 приведены названия узлов, к которым подключались конденсаторы в отдельных вариантах.

Приведенные выше значения S, P, Q используются при расчете режимов в электроэнергетических системах, проектировании и подборе электрооборудования. Значения этих величин принимаются как не зависящие от времени, что позволяет значительно упростить расчеты.

Фактически по цепи течет переменный ток, мгновенное значение которого определяется выражением i = I m sin(wt – j). Под действием этого тока напряжение и а = U м cosj sin (wt – j) является активной составляющей и up = U м sinj sin (wt – j ± p/2) – реактивной составляющей. Здесь U м и I м – амплитуды синусоидальных напряжения и тока. При этом мощность, потребляемая активными элементами электрической цепи, определяется в зависимости от времени выражением p a = iu a = UI cosj, а реактивная мощность, потребляемая (вырабатываемая) реактивными элементами, равна –q p = iu p = ± UI sinj sin2 (wt – j). Линейные диаграммы, показывающие мгновенные значения напряжения и тока в активно-индуктивной цепи, а также соответствующую мощность, приведены на рис. 8.1.

Упрощенная схема анализируемой линии 15 кВ. Расчеты были обусловлены следующими допущениями: нагрузка каждой трансформаторной подстанции пропорциональна доле номинальной мощности трансформатора, установленного на подстанции, в общей номинальной мощности всех трансформаторов, питаемых от анализируемой линии, кривая нагрузки одинакова в В последующие годы анализируемого периода конденсаторы будут подключены к бортовым трансформаторам низкого напряжения.

Расчеты проводились в следующих вариантах. Конденсаторы подбирались эвристическим методом по следующему алгоритму. Подключение конденсатора производится последовательно во всех возможных местах и определяется прибыль от снижения потерь. Конденсатор подключается в том месте, где прибыль от снижения убытков наибольшая, а затем алгоритм переходит к шагу 1° для определения места подключения следующего конденсатора. Расчеты в шагах 1° и 2° повторяются до тех пор, пока подключение следующего конденсатора не уменьшит прибыль от снижения убытков. Расчеты продолжались до тех пор, пока не уменьшалось снижение потерь энергии.

Амплитуды активной и реактивной мощностей, изменяющиеся по синусоидальному закону с удвоенной частотой (2w), соответственно равны P = UI cosj и Q = UI sinj, т.е. те же значения мощности, что и используются при расчете режимов и выборе оборудования. При этом мгновенные значения «потребляемой» в индуктивных элементах и «вырабатываемой» в емкостных элементах реактивной мощности одновременно имеют противоположный знак, в чем, как отмечалось выше, проявляется их взаимно компенсирующее действие.

Результаты расчета представлены в табл. 2, а некоторые выбранные значения нанесены также на фиг. 7-. Это следует из анализа данных табл. 2 видно, что установка конденсаторов для компенсации реактивной мощности холостого хода в этой схеме неэффективна.

Отдельные точки на горизонтальной оси графиков, показанных на рис. 7-10, представляют собой общую мощность конденсатора после подключения другого конденсатора. Зависимость годовой прибыли на снижение потерь от мощности подключаемых конденсаторов. Это следует из анализа графиков рис. 7 и 8 и табл. 2 видно, что суммарная мощность подключенных конденсаторов, при которой достигается максимум прибыли от снижения мощности и потерь энергии, меньше мощности, при которой достигается ее максимум снижения потерь энергии.

Мощность электрооборудования электроэнергетической системы (генераторов, линий электропередач, трансформаторов, электроприемников и т.п.) определяется его полной мощностью. Полная мощность S при синусоидальной форме напряжения и тока связана с активной R и реактивной Q квадратичной зависимостью мощностей S 2 = R 2 + Q 2. При этом полная мощность S = UI активен R = UI cosj и jet Q = UI sinj где U и I – действующие значения синусоидальных напряжения и тока; j — угол между векторами напряжения и тока.

В статье рассмотрены некоторые негативные стороны передачи реактивной мощности в энергетических сетях. Представленный здесь простой метод определения снижения энергии и потерь энергии можно использовать для расчетов, связанных с оптимальным расположением дополнительных источников реактивной мощности в распределительной сети с открытой структурой и односторонним потоком энергии. В такой сети также необходимо использовать программы для расчета мощности и энергии.

По результатам расчетов, выполненных для типовой реальной сети 15 кВ, можно сделать следующие выводы. Из 10 проанализированных цепей с конденсаторами для компенсации реактивной мощности на холостом ходу всего в 5 случаях годовое снижение потерь было больше нуля. То, что «это сила, необходимая для создания магнитных полей, чтобы работало определенное оборудование», мне не кажется технически правильным, кроме того, что это неопределенное и неясное объяснение.

В конденсаторах кабелей и других видах электрооборудования, характеризующихся емкостным сопротивлением X C реактивной мощностью Q = U 2 / X C определяются приложенное напряжение U электрические поля .

В индуктивных элементах системы, например в реакторах, трансформаторах, электродвигателях создаются магнитные поля . При этом реактивная мощность Q = I 2 X L определяется током I и индуктивным сопротивлением элемента X L .

Какой правильный ответ? Пожалуйста, уважайте права автора. Вы не можете копировать, воспроизводить или распространять тексты или графику на этой странице без письменного разрешения владельца авторских прав на содержимое этого сайта. Пожалуйста, перейдите на этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов.

Появление в сети силы, мощности или реактивной мощности является уникальным явлением сетей, использующих переменный ток, а также вследствие соединения на нем катушек и конденсаторов. Катушки сохраняют электрическую энергию в виде магнитной энергии обратно в каждом цикле, она представляет собой изменение напряжения по отношению ко времени, так что, когда напряжение проходит через ноль, оно возвращается в сеть магнитной энергии, хранящейся в них. Этот ток называется «индуктивным реактивным током». Конденсаторы вместо непосредственного запасания электрической энергии обратно в сеть при приближении напряжения по мере приближения напряжения к нулевому циклу выполняют переменное сетевое напряжение.

Емкостный ток в идеальном конденсаторе опережает приложенное к нему напряжение на 90 эл. град. Тогда мощность этого конденсатора Q C = UI sin(–j) = – UI имеет отрицательный знак. В этом случае говорят, что конденсатор генерирует реактивную мощность.

Этот ток называется «емкостным реактивным током». Индуктивные и емкостные реактивные токи не могут быть преобразованы в работу, поскольку на самом деле они являются лишь временным эффектом сохранения и возврата тока, поэтому чистый результат равен нулю. Но да, это ток, который действительно циркулирует по сети, хотя его нельзя использовать с пользой.

Таким образом, часть тока, протекающего по сети, представляет собой энергию, которая реально может быть преобразована в другие виды энергии, такие как механическая, световая или тепловая. Следует помнить, что электрическая Энергия «нестабильна», т.е. имеет большую склонность превращаться в другие виды энергии. Поэтому говорят, что электрическая энергия – это энергия высокого качества. Тепловая энергия гораздо более стабильна и имеет гораздо меньшую склонность к переходу в другую, поэтому, когда энергия превращается в тепло, перевести ее в другие виды непросто; Говорят, что тепловая энергия некачественная.

Очевидно, что в понятиях «генерация» и «потребление» реактивной мощности имеется определенная условность, но подчеркивается, что взаимодействие емкостных и индуктивных элементов в электрической сети оказывает компенсирующее действие QS = QL – QC. Это свойство элементов широко используется на практике для компенсации реактивной мощности, благодаря чему снижается падение напряжения в сети, потери электроэнергии. Приведенные выше значения S, P, Q используются при расчете режимов в электроэнергетических системах, проектировании и подборе электрооборудования. Значения этих величин принимаются как не зависящие от времени, что позволяет значительно упростить расчеты. Фактически по цепи протекает переменный ток, мгновенное значение которого определяется выражением i = Im sin(wt – j). Под действием этого тока напряжение ua = Um cosj sin (wt – j) – активная составляющая и ur = Um sinj sin (wt – j ± p/2) – реактивная составляющая. Здесь Um и Im – амплитуды синусоидального напряжения и тока. При этом мощность, потребляемая активными элементами электрической цепи, определяется в зависимости от времени выражением pa = iuа = UI cosj, а реактивная мощность, потребляемая (вырабатываемая) реактивными элементами, равна –qр \ u003d iur = ± UI sinj sin2 (wt – j). Линейные диаграммы, показывающие мгновенные значения напряжения и тока в активно-индуктивной цепи, а также соответствующую мощность, приведены на рис. 8.1. Амплитуды активной и реактивной мощностей, изменяющиеся по синусоидальному закону с удвоенной частотой (2w), соответственно равны P = UI cosj и Q = UI sinj, т.е. те же значения мощностей, которые используются в расчет режимов и выбор оборудования. При этом мгновенные значения «потребляемой» в индуктивных элементах и «вырабатываемой» в емкостных элементах реактивной мощности одновременно имеют противоположный знак, в чем, как отмечалось выше, проявляется их взаимно компенсирующее действие.

Но реактивный ток, протекающий по сети, не превращается в иное, чем это необходимо для существования явлений, происходящих в катушках индуктивности и конденсаторах, и поэтому, хотя это «настоящая» и эффективно циркулирующая энергия является отработанной энергией, конечное значение которого равно нулю. Но он циркулирует, и, следовательно, проблемы, которые он вызывает. Более высокая интенсивность означает более высокие джоулевые потери во всех элементах: генераторах, трансформаторах, потребителях и электросети.

Недостатки фотоэлектрической энергии

Отношение, существующее в данный момент времени между текущей или активной мощностью и полным током или энергией, циркулирующей в сети, называется коэффициентом мощности. Быстрый рост возобновляемых источников энергии показывает их важность для правительств и энергетических компаний. Осознание экологической реальности является одной из причин поддержки проектов в области возобновляемой энергетики, но есть и другие причины с точки зрения управления электросетью.