Стартовая >> Архив >> Об учете электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении

Об учете электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении

Гамбурян К. А.,   Егиазарян Л. В., Сааков В. И., Сафарян В. С.

В связи с реструктуризацией энергосистем и созданием отдельных акционерных обществ (АО), производящих, передающих и распределяющих электроэнергию, возникают серьезные проблемы технико-экономического характера во взаимоотношениях между ними. В частности, одной из проблем, вызывающей споры и разногласия, является определение предела допустимых значений, т.е. норматива потерь электроэнергии в электросетях.
Сопоставление нормативного значения потерь с фактическими (отчетными) потерями в электросети АЖф, определенными как разность показаний счетчиков учета поступившей электроэнергии в заданную сеть WH и отпуска электроэнергии потребителям Wo, позволяет выявить необоснованные (сверхнормативные) потери электроэнергии.
Покажем это на примере определения потерь электроэнергии (в дальнейшем потерь) в передающей высоковольтной электросети 110 кВ и выше (ВВЭС) при транспорте электроэнергии в распределительную электросеть (РС) 6 - 35 кВ.
Фактические потери за учетный период (например, месяц)
(1)
С другой стороны, фактические потери могут быть представлены как
(2)
где AWTCx - технические потери в элементах сети; AWh6 - небаланс электроэнергии в сети. Из выражений (1) и (2) следует, что

Небаланс электроэнергии в электросети по существу справедливо представить в виде суммы двух составляющих. Первая из них обусловлена погрешностью измерений Аtцб.мет (метрологический небаланс), вторая - коммерческими потерями
AWкoм, т.е.
(3)
Метрологический небаланс Аtцб.мет вызван погрешностями элементов измерительных комплексов (ИК), состоящих из трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), счетчика активной электроэнергии (СА) и потерями в линии присоединения СА к ТН.
Коммерческие потери Аtком обусловлены ошибками при снятии и обработке показаний счетчиков, безучетным потреблением, хищением энергии. Отметим также, что значение А ^нбмет зависит от режимов сети и загрузки ее элементов.
Нормативные потери неизбежны при существующей практике учета и в соответствии с изложенным должны быть определены следующим образом:
(4)
где А^нбмет - предельно допустимое положительное значение метрологического небаланса, определяемое по формуле (8).
Технические потери в элементах сети - неизбежные потери, вызванные транспортом электроэнергии по сети от поставщиков до потребителей, определяются расчетно на математической модели сети по известным методикам [1 - 4]. Уменьшение составляющих AW^ может быть достигнуто за счет оптимизации режимов сети и других организационных и технических мероприятий, в частности, рекомендованных в [2 - 5].
Повышение точности определения значения AWTCx может быть произведено за счет совершенствования математической модели сети, расширения и достоверизации исходных данных расчета, в частности, графиков поступления энергии в сеть в учетный период и графиков нагрузок основных потребительских узлов.
Гораздо сложнее обстоит дело с повышением точности расчета метрологического небаланса.
Инструкцией по расчету потерь 1987 г. [2] результирующую погрешность ИК предлагалось определять по формуле
(5)
Между тем, в технической литературе последних лет - в типовой инструкции по учету электроэнергии 1995 г. [6], типовой методике измерений электроэнергии 1997 г. [7] и др., предложена более обоснованная формула определения результирующей погрешности ИК (в процентах)
(6)
где 5/ и 5и - соответственно погрешность токовая ТТ и напряжения ТН; 5со - основная погрешность счетчика; 5L - погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН; 5е - погрешность схемы подключения счетчиков за счет угловых погрешностей 5/ и 5и (в минутах) соответственно ТТ и ТН; 5оп - погрешность отсчитывания показаний счетчика; 5l - дополнительная погрешность счетчика от l-й влияющей величины (отклонения напряжения Ки, частоты Kf, температуры К и др.); с - число влияющих величин.
В формуле (6) принимают за 5/ и 5со - пределы допускаемых погрешностей ТТ и СА по паспортным данным при минимальном рабочем токе и усредненном коэффициенте мощности cos ф контролируемого присоединения.
Значение 5е определяется по формуле
(7)
где tg 5 - коэффициент реактивной мощности контролируемого присоединения.
В [7] приведены также формулы определения 5оп и 5l.
Как отмечено в [8 и статьях Гладкова Ю. В. на симпозиуме “Электротехника 2010 г.”, проходившем в 1995 г.], значение потерь электроэнергии в процентах к поступлению энергии в сеть в последние годы возросло, что связано с существенным снижением рабочих токов фидеров, отходящих от шин 6 - 35 кВ питающих подстанций 110 кВ и выше, из-за спада производства и уменьшением числа точек поступления электроэнергии в питающую сеть.
Все сказанное вызывает увеличение погрешностей элементов ИК и соответственно увеличение результирующего метрологического небаланса расчетной схемы, определяемого выражением (в процентах)
(8)
где dni(doi) - доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i-й ИК; 5ni(5oi) - суммарная погрешность i-го ИК, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию, %; к, m - число ИК, учитывающих соответственно поступившую в расчетную сеть и отпущенную из нее электроэнергию.
Как показали расчеты для сети 110 - 220 кВ Республики Армения, учет погрешности 5е обусловил увеличение А^нбмет на 0,15 - 0,3% относительно суммарной электроэнергии, поступившей в сеть. Влияние составляющих 5оп и 5l, а также несинхронного снятия показаний счетчиков оценено экспертно значением 0,1 - 0,2%. Из сказанного следует, что неучет 5е недопустим, что подтверждено также примером расчета, приведенного в [7].
Таким образом, как следует из выражения (8), нормативно допустимые пределы потерь электроэнергии в сети должны иметь:
верхний предел(9)
нижний предел(10)
Определение норматива потерь электроэнергии в сети
Определение норматива потерь электроэнергии в сети:
обозначения: AW- потери электроэнергии; AWф - фактические потери; AWh6h - небаланс нормативный
Иначе говоря, в нормальных условиях передачи электроэнергии для фактических потерь в сети должно соблюдаться условие
(11)
Возможны два следующих вида нарушения условия (11):

  1. - однозначно указывает на безучетное потребление;
  2. - указывает на несовершенство принятой математической модели сети или искусственное занижение потерь. Сказанное иллюстрировано на рисунке.

Как видно из приведенного рисунка, основной проблемой в части метрологии является внедрение практических мероприятий по уменьшению АWнбмет. Для этого, в первую очередь, требуется уменьшить AW каждого ИК путем правильного выбора всех элементов ИК и определения реальных пределов их погрешностей.
В статье Ю. В. Гладкова справедливо отмечено, что “... метрологии учета электроэнергии в энергетике никогда не уделялось достаточного внимания, поэтому она отстала в своем теоретическом и техническом развитии, что и является одной из важнейших причин проблемы потерь энергии в энергетике”. Следует, однако, отметить, что в последние годы в энергетике России эта проблема стала приоритетной, о чем свидетельствуют издания целого ряда публикаций, методических и руководящих документов, в том числе [6, 7, 9, 10]. Помимо необходимости использования в ИК соответствующих классов точности ТТ, ТН, СА требуется обеспечение нормальных рабочих условий их работы, не допуская выхода параметров контролируемых присоединений (U, /, cos ф) за нормированные пределы.
Однако в условиях резкого снижения производства, транспорта и потребления электроэнергии неизбежен выход параметров контролируемых присоединений за нормированные пределы. Кроме того, как показала проверка индукционных СА (по материалам сообщения Я. Т. Загорского на семинаре “Метрологическое обеспечение электрических измерений в электроэнергетике”, М., 1998 г.) после 1 - 3 лет эксплуатации вышли за пределы допустимой погрешности около 30% одно- и трехфазных СА; из 167 трехфазных СА было забраковано 47%, при этом 25% имели явно выраженную погрешность со знаком “минус”, превышающую в 2 - 5 и более раз нормированную погрешность. Наибольшая погрешность приходилась на индукционные счетчики, находящиеся в эксплуатации более 10 лет.
Следует также считаться с изменением погрешностей ТТ, вызванных их старением после 20 - 30 лет эксплуатации. Нами проводятся опыты по измерению погрешностей (характеристик) ТТ различных классов напряжения, находившихся длительно в эксплуатации, при различных значениях первичного тока и вторичной нагрузки, в широком диапазоне их изменения. Предварительные результаты опытов подтверждают изложенное, а также указывают на чувствительную зависимость погрешности ТТ от вторичной нагрузки.

Как указано ранее, при расчете 5W для ИК принимаются значения погрешностей 5/, 5и, а также 0/ и 0и по нормативным документам в максимально допустимых пределах. Однако при выходе параметров ИК на конкретных контролируемых присоединениях за нормативные пределы, что имеет место сплошь и рядом (в зависимости от режима их работы в учетном периоде), значения указанных погрешностей целесообразно выбирать по соответствующему расчетному алгоритму с использованием интерполяционных формул зависимостей 5i(/ ), 0/ (/ ), Ки (cos ф), Kt (cos ф) и др.
Поскольку у подавляющего большинства фидеров измеряются малые потоки энергии (по сравнению с предусмотренными номинальными значениями), составляющая 50п в формуле (6) может оказаться весьма значительной и отразиться на результатах расчета 5W и AW^.m^
Резюмируя сказанное, отметим, что в результате расчетов погрешностей, вызванных существующей измерительной системой АО “Высоковольтные электросети” Армении (ВВЭСА), перекосы в оценке электроэнергии, поступившей в ВВЭСА и отпущенной из них в РС, вызывают погрешность, достигающую 0,8 - 1,2% поступившей энергии (в зависимости от режимов работы сети). Это может быть объяснено малым количеством источников отпуска энергии в ВВЭСА, завышенным показателем измерительных систем поступившей в ВВЭСА электроэнергии и заниженным показанием отпущенной в РС.
Аналогичная картина наблюдается в России и других странах СНГ.
Эффективной мерой повышения точности измерений является замена индукционных СА на электронные, например, типа АББ Альфа класса точности 0,2. Высокая чувствительность последних (1 мА) дает возможность измерений очень малой электроэнергии, а незначительное сопротивление токовых цепей (0,6 мОм) значительно повышает точность ТТ при малых нагрузках (до 1% и ниже).
Возможности внедрения многотарифности, автоматизации сбора и передачи информации, регистрации и анализа нагрузок и другие меры снимут многие проблемы измерений и будут способствовать существенному уменьшению метрологических потерь.

Выводы

  1. В условиях реструктуризации энергосистем, что характерно для настоящего времени повсеместно по СНГ, возникла острая потребность: исследования вопросов метрологии учета электроэнергии и связанной с ними проблемы потерь электроэнергии;
    углубления вопросов теоретического обоснования определения метрологической составляющей потерь электроэнергии.
  2. Предлагаемая методика выделения нормативно допустимых значений потерь электроэнергии (неизбежных технических и метрологических потерь) позволяет сосредоточить внимание исследователей и персонала сетей на уменьшении величиныпутем внедрения технических мероприятий и эффективных результатов теоретических разработок.
  3. Замена установленных в сетях индукционных счетчиков на современные высокочувствительные многофункциональные электронные счетчики класса точности 0,2 позволит решить ряд метрологических проблем по обеспечению:
    измерений очень малых нагрузок;
    уменьшения погрешности счетчика в широком диапазоне изменения первичного тока нагрузки сети;
    весьма малого потребления токовых цепей счетчика и, как следствие, уменьшение погрешностей ТТ при очень малых первичных нагрузках (значительно меньших регламентированных стандартами значений, что характерно для настоящего режима работы фидеров со значительной недогрузкой);
    возможности осуществления автоматизации сбора и передачи информации по учету электроэнергии (показаний счетчиков); при этом снимаются такие проблемы, как несинхронность снятия показаний счетчиков, ошибки персонала при снятии показаний счетчиков, возможность искусственного искажения показаний счетчиков (что характерно для индукционных счетчиков);
    надежности работы счетчиков и широкие функциональные возможности их.
  4. Представляется необходимым создание четко функционирующей компьютерной базы данных элементов измерительных комплексов.

Список литературы

  1. Железко Ю. С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатом- издат, 1989.
  2. И 34-70-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электроэнергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М.: Союзтехэнерго, 1987.
  3. Поспелов Г. Е., Сыч Н. М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. М.: Энергоиздат, 1981.
  4. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем / Под ред. Казанцева В. Н. М.: Энергоатомиздат, 1983.
  5. И 34-70-028-86. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М., 1987.
  6. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М.: ОРГРЭС, 1995.
  7. РД 34.11.333-97. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии. М.: РАО “ЕЭС России”, 1997.
  8. Потребич А. А., Одинцов В. П. Планирование потерь энергии в электрических сетях энергосистем. - Электрические станции, 1998, № 2.
  9. РД 34.11.114-98. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования. М.: РАО “ЕЭС России”, 1998.
  10. РД34.11.321-96. Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций. М.: ВТИ, 1997.
 
« Модернизация систем сбора, обработки и анализа данных об энергопотреблении   Опыт развития автоматизированной системы контроля и управления электропотреблением »
электрические сети