Железко Ю.С. Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций
Подождите немного. Документ загружается.
перегруженных линиях, замена недогруженных трансформаторов и т. п.) рекомендуется
осуществлять с помощью премирования за физические объемы их внедрения.
8.2. Стимулирование персонала к проведению МСП по оптимальному управлению
режимами рекомендуется осуществлять на основе выполнения норматива потерь,
определенного по нормативной характеристике.
Премирование персонала осуществляется в случае, если отчетные потери за
рассматриваемый период оказались ниже их значения, определенного по нормативной
характеристике при фактических значениях используемых в характеристике факторов (см.
пример 5).
9. Требования к программному обеспечению расчетов потерь
электроэнергии и их нормативных характеристик
9.1. Требования к программам расчетов потерь электроэнергии, результаты которых
используются в энергоснабжающих организациях для технических целей, не предъявляются.
9.2. Допустимость применения программного обеспечения, используемого для
обоснования норматива потерь методом прямых расчетов, а также для разработки
нормативных характеристик, необходимость проверки и подтверждения достоверности
которых третьей стороной контролирующая организация не требует, определяется самой
контролирующей организацией.
9.3. Расчеты потерь, выполняемые при разработке нормативных характеристик,
необходимость проверки и подтверждения достоверности которых третьей стороной
контролирующая организация требует, должны выполняться по программам,
удовлетворяющим следующим требованиям, обеспечивающим возможность оценки
правильности представления в расчетах схем и нагрузок сетей при проверке результатов
расчета:
9.3.1. программы должны выводить на печать суммарную нагрузку рассчитываемой
электрической сети;
9.3.2. программы для основных (замкнутых) сетей АО-энерго должны обеспечивать
автоматическое варьирование режимов, оставляя необходимость контроля правильности
представления лишь базового режима;
9.3.3. программы для радиальных сетей 6-20 и 35-110 кВ должны вместе с результатами
расчета потерь выводить на печать обобщенные параметры рассчитываемых сетей:
суммарные длины линий по сечениям, суммарные мощности трансформаторов и т.п.,
правильность данных о которых легко проверяется по отчетным данным АО-энерго (форма
20-энерго);
41
9.3.4. программы должны одновременно с расчетом потерь рассчитывать
гарантированные резервы их снижения;
9.3.5. программы должны рассчитывать потери электроэнергии в целом и каждую их
структурную составляющую в виде трех значений: среднего (расчетного) значения и границ
интервала их возможных значений, определенных с учетом методических и
информационных погрешностей примененного метода расчета;
9.3.6. комплекс программ, используемых в АО-энерго для расчета нормативных
характеристик потерь, должен позволять рассчитывать все составляющие потерь, входящие в
их укрупненную структуру.
Приложение. Примеры расчета
Пример 1. Рассчитать допустимый и нормативный небалансы электроэнергии для
объекта, поступление энергии на который фиксируется в 10 точках учета, имеющих
одинаковые (для простоты) характеристики: классы точности ТТ, ТН и счетчиков К
ТТ
=К
ТН
=К
сч
= 0,5; коэффициенты загрузки ТТ и ТН
ТТ
= 0,5;
ТН
= 1,0. Поступление
электроэнергии через каждую точку учета W
j
= 1000 тыс. кВт.ч. Счетчики электронные,
трехфазные. Коэффициенты заполнения графиков нагрузки первичных цепей ТТ также
примем одинаковыми и равными 0,8.
Отпуск электроэнергии с объекта фиксируется в 100 точках учета, каждая из которых
имеет следующие характеристики: классы точности ТТ, ТН и счетчиков К
ТТ
=К
ТН
=К
сч
= 1,0;
коэффициенты загрузки ТТ и ТН
ТТ
= 0,3;
ТН
= 1,0. Отпуск электроэнергии через каждую
точку учета W
i
= 90 тыс.кВт.ч. Счетчики индукционные, трехфазные, срок службы после
последней поверки Т = 4 года. Коэффициенты заполнения графиков нагрузки первичных
цепей ТТ также примем одинаковыми и равными 0,6.
Из приведенных данных следует, что отчетные потери электроэнергии в сети составляют
10%. Расчетные технические потери, полученные отдельным расчетом, равны 700 тыс.кВт.ч
(7% от поступления энергии в сеть). Случайная погрешность метода расчета потерь,
допустимого для данного объекта, рассчитанная по методологии [2], равна 14%,
систематическая погрешность расчета равна нулю, так как использовались корректирующие
коэффициенты, приведенные в [2]. В соответствии с этой погрешностью технические потери
находятся в диапазоне (6,02 – 7,98)% или (602 – 798) тыс.кВт.ч. Применительно к расчету
допустимого небаланса это эквивалентно фиксации отпуска электроэнергии в 700 тыс.кВт.ч
счетчиком с классом точности 14.
На напряжении 0,4 кВ электроэнергия из сетей объекта не отпускается, поэтому
допустимые коммерческие потери равны нулю.
Решение. Расчет допустимого небаланса
42
1. Точки учета, фиксирующие поступление электроэнергии на объект.
1.1. По формулам табл. 3.1 определяем для ТТ,%:
;14,05,0)5,056,106,1(
ТТ
;33,05,0)5,031,081,0(
ТТ
1.2. По формулам (3.5) и (3.6) определяем для ТН, %:
25,05,0)0,15,0(
ТН
;
25,05,05,0
ТН
.
1.3. Допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН в соответствии с
требованиями ПУЭ к расчетному учету составляет
%.25,0К5,0
ТН
ТН
U
1.4. Для электронных счетчиков
сч
= 0 и
сч
= К
сч
.
1.5. Суммарные погрешности по каждой точке учета поступления электроэнергии в
соответствии с формулами (3.3) и (3.4) составляют, %:
84,0025,05,0025,07,114,01,2
j
85,05,025,025,025,05,133,02,21,1
2222
j
2. Точки учета, фиксирующие отпуск электроэнергии с объекта.
2.1- 2.2. Аналогично пп.1.1 и 1.2 определяем, %:
;59,00,1)3,056,106,1(
ТТ
;72,00,1)3,031,081,0(
ТТ
5,00,1)0,15,0(
ТН
;
5,00,15,0
ТН
.
2.3. Допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН составляет
%.5,0
ТН
U
2.4. Для индукционных счетчиков по формуле (3.7)
сч
= - 0,2·4·1,0 = - 0,8% и
сч
= К
сч
.
2.5. Суммарные погрешности по каждой точке учета отпуска электроэнергии в
соответствии с формулами (3.3) и (3.4) составляют, %:
14,35,05,08,05,07,159,01,2
i
77,10,15,025,05,05,172,02,21,1
2222
i
3. Определяем систематическую и случайную составляющие допустимого
небаланса электроэнергии по объекту в целом:
3.1.По формулам (3.1) и (3.2):
чкВттыс ..6,198846,28210
100
1000
84,0100
100
90
14,3
чкВттыс ..62,102700
100
14
10090
100
77,1
95,0101000
100
85,0
95,0
222
43
В процентах от поступления энергии на объект
%;0,2
%03,1
В соответствии с результатами расчета допустимый небаланс электроэнергии на объекте
составляет от 0,97% до 3,03%.
Анализ результатов. Как легко увидеть из последней формулы, вклад последнего
слагаемого в случайную погрешность составляет 0,14
700 = 98,0 тыс. кВт
ч или 0,98%.
Вклад первых двух слагаемых составляет 30,45 тыс. кВт.ч или 0,3%, а в сумме (учитывая
квадратичность сложения) 1,03%. Если не учитывать слагаемого, отражающего влияние
на допустимый небаланс электроэнергии точности расчета технических потерь,
допустимый небаланс электроэнергии составит от 1,7% до 2,3%.
Приведенное сопоставление показывает, что не учет погрешности расчета
технических потерь существенно искажает расчет допустимого небаланса (в данном
случае более, чем в 3 раза! – вместо 1,03% получаем 0,3%). Расчет по РД 34.09.101.94
«Типовая инструкция по учету» покажет результат чуть больший, чем 0,3% (а именно
0,36%).
Кроме того, РД 34.09.101.94 не учитывает систематическую составляющую
погрешности измерений - формула (4.3) РД ничего не говорит про составляющую, которая
дает в 3 раза больше, чем все составляющие, учтенные РД. Такое влияние погрешности
расчета технических потерь не удивительно – если погрешность одного прибора
составляет 1%, а их сотни и тысячи, то результирующая погрешность становится много
меньше этого 1% вследствие частичной компенсации погрешностей. Расчет же
технических потерь эквивалентен их измерению одним счетчиком, фиксирующим 7%
энергии и имеющим класс 14%. В результате расчета по РД 34.09.101.94 для нашего
примера получаем
0,36% вместо реальных от 0,97% до 3,03%. Вообще, «Типовую
инструкцию по учету», как нормативный документ можно охарактеризовать
выражением: «хороший текст – плохие формулы».
Дальше – больше: после расчета нормативного небаланса, убедимся, что существенно
улучшить ситуацию за счет замены ТТ нельзя – они все равно будут работать в зоне
существенных недогрузок. Действительно, если даже идеально подобрать ТТ по реальному
максимальному току, то в среднем он будет загружен в соответствии с коэффициентом
заполнения графика: при числе часов использования максимальной нагрузки, например, 4000
ч средняя загрузка будет 4000/8760 = 0,46. А погрешность учета электроэнергии
определяется именно средней нагрузкой. Кроме того, если максимальный ток составляет,
например, 240 А, а стандартные ТТ есть 200/5 и 300/5, то будет установлен ТТ 300/5,
реальная загрузка которого в максимум составит 240/300 = 0,8. В результате идеально
44
подобранный ТТ будет работать со средней загрузкой 0,46
0,8 = 0,37. Более подробно см.
литературу [1].
Расчет нормативного небаланса
1. Нормативный небаланс рассчитывают аналогичным способом, используя вместо
фактических коэффициентов загрузки ТТ их нормативные значения, определяемые в
соответствии с п.3.6:
- в точках поступления электроэнергии
ТТ
= 0,80,8 = 0,64;
- в точках отпуска электроэнергии
ТТ
= 0,6·0,8 = 0,48.
2. Составляющие, относящиеся к ТН и счетчикам (если предположить, что их
характеристики соответствуют требованиям ПУЭ) останутся без изменений. Величины,
относящиеся к ТТ, составят:
- для точек учета, фиксирующих поступление энергии:
;031,05,0)64,056,106,1(
ТТ
;31,05,0)64,031,081,0(
ТТ
- для точек учета, фиксирующих отпуск энергии:
;31,00,1)48,056,106,1(
ТТ
;66,00,1)48,031,081,0(
ТТ
3. Суммарные погрешности составят, %:
- по каждой точке учета поступления электроэнергии:
62,0025,05,0025,07,1031,01,2
j
83,05,025,025,025,05,131,02,21,1
2222
j
- по каждой точке учета отпуска электроэнергии:
55,25,05,08,05,07,131,01,2
i
70,10,15,025,05,05,166,02,21,1
2222
i
3. Систематическая и случайная составляющие нормативного небаланса
электроэнергии по объекту в целом составляют:
чкВттыс ..5,167625,22910
100
1000
62.0100
100
90
55,2
чкВттыс ..38,102700
100
14
10090
100
70,1
95,0101000
100
83,0
95,0
222
В процентах от поступления энергии на объект
%;7,1
%02,1
.
В соответствии с результатами расчета нормативный небаланс электроэнергии на
объекте составляет от 0,68% до 2,72%.
45
Пояснение. Если не учитывать последнего слагаемого под корнем, отражающего
влияние на нормативный небаланс электроэнергии точности расчета технических потерь,
случайная составляющая небаланса составит 29,63 тыс. кВт.ч, а допустимый небаланс
электроэнергии составит от 1,4% до 2,0%. Данное сопоставление показывает, что не учет
погрешности расчета технических потерь существенно искажает расчет допустимого
небаланса.
Результаты расчета составляющих допустимого и нормативного небалансов
электроэнергии сведены в табл. П.1.
Таблица П.1. Составляющие допустимого и нормативного небалансов электроэнергии
Вид
небаланса
Вариант
расчета*
Составляющие погрешности, % Диапазон,
%
Систематическая Случайная
Допустимый 1 -2,0 ±0,3 -1,7 ÷ -2,3
2 -2,0 ±1,03 -0,97 ÷ -3,03
Нормативный 1 -1,7 ±0,3 -1,4 ÷ -2,0
2 -1,7 ±1,02 -0,68 ÷ -2,72
*Вариант 1 представляет собой расчет небалансов без учета погрешности расчета
технических потерь.
Из табл. П.1 следует, что резерв снижения потерь, обусловленных инструментальными
погрешностями учета (резерв снижения систематической составляющей погрешности),
составляет 2,0 – 1,7=0,3%. Диапазон допустимого небаланса (случайная составляющая)
практически не может быть уменьшен за счет улучшения характеристик приборов учета
(возможное уменьшение с 1,03% до 1,02%), зато может быть существенно снижен за счет
более точного расчета технических потерь электроэнергии – до 0,3%.
Здесь еще раз следует подчеркнуть, что систематическая составляющая (среднее
значение) допустимого небаланса определяется в основном погрешностями приборов
учета, а размах вокруг среднего значения - в основном погрешностями расчета
технических потерь электроэнергии. В РД 34.09.101-94 все наоборот: о систематической
составляющей приборов – ни слова, а при определении размаха – только характеристики
приборов, а погрешности расчета технических потерь не учитываются никак. В разделе 4
РД, посвященном учету электроэнергии в электрических сетях, - именно никак, а в разделе 3
«Учет на электростанциях» в сноске к формуле (3.2) даже говорится –«Погрешность
определения потерь электроэнергии допускается не учитывать» (читай –«70% небаланса
допускается не учитывать, достаточно учесть 30%»).
Это происходит не только от недопонимания механизма формирования небалансов, но
и от представления о неопределенности классов точности методов расчета технических
46
потерь. А классы точности приборов учета электроэнергии известны и достоверно
«опечатаны» метрологами. Поэтому поиск ведем не там, где теряем, а там, где светло.
Для определения же классов точности методов расчета технических потерь
необходимо не просто провести некоторое количество сопоставительных расчетов и
сказать «за 5% не выходит», а математически описать каждую составляющую
погрешности, чтобы можно было в каждом конкретном случае определять возможный
диапазон погрешности. Для этого общую погрешность нужно разделить на составляющие,
каждая из которых имеет свой механизм формирования, а затем математически описать
их. При таком подходе возможен переход к объективной оценке класса точности расчета
технических потерь. Подробнее см. [2].
Пример 2. Рассчитать норматив потерь электроэнергии на предстоящий год для объекта,
структура отпуска и потерь электроэнергии для которого приведены в табл.7.1 и 7.2.
Перспективный норматив потерь электроэнергии приведен в табл.7.2. Он составляет
10,3% при фактических потерях, равных 12,56%.
Текущий норматив определяют на основе анализа возможностей реализации в
планируемом периоде имеющихся резервов снижения потерь, приведенных в табл.7.2. Если
их объективная оценка затруднена, используют коэффициенты нормализации,
рекомендуемые значения которых приведены в п. 4.5.
При использовании этих коэффициентов текущий норматив потерь электроэнергии для
условий данного примера составит (составляющие потерь выделены скобками)
ΔW
норм
= (174,2·0,98) + (6,0+0,9·1,1) + (25,8+0,95·22,8) + (15,0 + 0,95·35,1) =
= 273,5 млн. кВт·ч (12,26%).
Следует отметить, что трудности с оценкой возможностей реализации резервов
снижения потерь могут возникнуть, в основном, в отношении технических потерь. Вместе с
тем, требование их снижения на 2 % от их расчетного значения в год при отсутствии
обоснований не выглядит чрезмерным. В отношении же расхода электроэнергии на
собственные нужды, совершенствования учета электроэнергии и коммерческих потерь
целевые установки очевидны – постепенное снижение этих составляющих до известных
нормативных значений.
Пример 3. Рассчитать потери, включаемые в тарифы потребителей различных
категорий, на примере данных табл. 7.1.
Решение. Сводка необходимых данных из табл. 7.1. приведена в табл. П.2.
Таблица П.2 Отпуск электроэнергии потребителям из сетей соответствующих
напряжений и потери в сетях
Напряжение, Отпуск потребителям, Технические потери в сети,
47
кВ млн. кВт·ч млн. кВт·ч
110 кВ и выше
35 кВ
6-20 кВ
0,4 кВ
500 (п.2.1)
100 (п.2.2)
700 (п.5.1)
650 (п.5.2)
76,0 (п.7-п.8)
4,0 (п.8)
51,8 (п.17)
42,4 (п.26)
Всего 1950 174,2
В соответствии с п.п. 4.8 - 4.10 в тарифы соответствующих категорий потребителей
включают:
чкВтмлнW
техТар
.5,940,76
1950
650
0,4
100700650
650
8,51
700650
650
4,42
4,0..
;
чкВтмлнW
техТар
.2,600,76
1950
100700
0,4
100650700
100700
8,51
650700
700
356..
;
чкВтмлнW
техТар
.5,190,76
1950
500
110..
.
Распределение между тарифами расхода электроэнергии на собственные нужды
подстанций 35 кВ и выше производят аналогичным образом. Для того, чтобы не перегружать
пример, оно здесь не производится.
Суммарные коммерческие потери (50,1 млн. кВтч, п. 43 табл. 7.1б) распределяют
пропорционально отпуску электроэнергии различным категориям потребителей, что
составит, соответственно 16,7; 20,6 и 12,8 млн. кВтч.
Потери, обусловленные допустимыми инструментальными погрешностями учета
электроэнергии на каждой ступени напряжения, приведены в табл. 7.1б:
- для сетей 0,4 кВ -15,2 млн. кВтч (п. 27).
- для сетей 6-20 кВ -17,8 млн. кВтч (п. 19);
- для сетей 35 кВ и выше – 15,6 млн. кВтч (п. 10).
При наличии данных об отпуске электроэнергии в сети 35 кВ анализ потерь в них может
быть введен в табл.7.1б полноценным блоком, аналогично сетям других напряжений. При
отсутствии таких данных допустимая инструментальная погрешность учета электроэнергии
в сетях 35 кВ и выше (15,6 млн. кВтч) может быть разделена между сетями 110 кВ и выше и
сетями 35 кВ пропорционально полезному отпуску потребителям на этих напряжениях.
Аналогично может быть разделен и расход электроэнергии на собственные нужды
подстанций (7,1 млн. кВтч). Доли от суммы в 22,7 млн. кВтч составят соответственно 18,9
и 3,8 млн. кВтч.
Потери, включаемые в тарифы различных категорий потребителей, должны быть
уменьшены пропорционально уменьшению норматива по сравнению с фактическими
потерями, т.е. умножены на коэффициент 12,26/12,56 = 0,976, и составят:
48
- для потребителей, получающих питание на напряжении 0,4 кВ: (94,5 + 16,7 +
15,2)·0,976 = 123,4 млн. кВтч;
- для потребителей, получающих питание на напряжении 6-35 кВ: (60,2 + 20,6 + 17,8 +
3,8)·0,976 = 100,0 млн. кВтч;
- для потребителей, получающих питание на напряжении 110 кВ и выше: (19,5 + 12,8 +
18,9)·0,976 = 50,0 млн. кВтч.
Пример 4. Рассчитать коэффициенты характеристики потерь в сетях 6-20 кВ,
технические потери электроэнергии в которых, рассчитанные для периода
продолжительностью Д = 31 день при отпуске электроэнергии 475 млн. кВт·ч, составили:
нагрузочные – 22,7 млн. кВт·ч, холостого хода 17,3 млн. кВт·ч (суммарные потери равны
40,0 млн. кВт·ч или 8,4%).
Решение. По формулам (5.12) и (5.3) определяем:
0031,031
475
7,22
2
206
A
;
C
6-20
= 17,3
/
31 = 0,558.
Характеристика технических потерь имеет вид:
Д
Д
W
W 558,00031,0
2
206
206
.
Примечание. Потери, на основе которых определяются коэффициенты характеристики,
могут быть рассчитаны за любой период. Значения коэффициентов при этом остаются
неизменными. По полученной характеристике потери могут рассчитываться за любой период
любой продолжительности – результат будет практически таким же, как при прямом расчете
потерь с использованием подробных схем и нагрузок (незначительное отличие определяется
изменением напряжения в узлах сети при изменении нагрузки), поэтому достаточно
рассчитать их один раз и определить коэффициенты характеристики, которая затем
используется многократно.
Пример 5. Рассчитать коэффициенты нормативной характеристики технических потерь
электроэнергии в сетях, характеристика технических потерь в которых получена в примере 4,
если эффект от мероприятий по снижению потерь, которые запланировано провести в
предстоящем периоде, составляет 2% от фактического значения нагрузочных потерь и 3% от
фактического значения потерь холостого хода.
Решение. Коэффициенты нормативной характеристики составят: А= 0,0031·0,98 = 0,003;
С = 0,558·0,97 = 0,54. Нормативная характеристика имеет вид:
Д
Д
W
W 54,0003,0
2
206
206
.
49
При отпуске электроэнергии 475 млн. кВт·ч норматив технических потерь составляет
38,57 млн. кВт·ч или 8,12%.
Если действительный отпуск электроэнергии за отчетный период оказался выше
планируемого и составил, например, 550 млн. кВт·ч, то норматив потерь, определенный по
вышеприведенной формуле при этом отпуске, равен 46 млн. кВт·ч или 8,37%. Если
фактические потери составили не 8,12%, как запланировано при отпуске 475 млн. кВт·ч, а
8,35%, то норматив следует считать выполненным. Если же норматив был установлен с
помощью прямых расчетов равным, например, тем же 8,12%, то для доказательств того,
что 8,35% в этих условиях являются очень хорошим результатом и за его достижение надо
премировать, необходимо опять проводить сложные прямые расчеты, которые будут
оспариваться за не очевидностью.
Если же нормативная характеристика признана сторонами и утверждена,
необходимость каких либо дополнительных доказательств, кроме того, что отпуск
электроэнергии оказался 550, а не 475 млн. кВт·ч, пропадает.
Пример 6. Рассчитать ХТП для сети напряжением 35-220 кВ, представленной на рис.2.
50