Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций (стр. 4 )

Отпуск электроэнергии с объекта фиксируется в 100 точках учета, каждая из которых имеет следующие характеристики: классы точности ТТ, ТН и счетчиков КТТ =КТН =К сч = 1,0; коэффициенты загрузки ТТ и ТН bТТ = 0,3; bТН = 1,0. Отпуск электроэнергии через каждую точку учета Wi = 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

1. Точки учета, фиксирующие поступление электроэнергии на объект.

1.1. По формулам табл. 3.1 определяем для ТТ,%:

1.2. По формулам (3.5) и (3.6) определяем для ТН, %:

;

.

1.3. Допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН в соответствии с требованиями ПУЭ к расчетному учету составляет

1.4. Для электронных счетчиков Dсч = 0 и dсч = Ксч .

1.5. Суммарные погрешности по каждой точке учета поступления электроэнергии в соответствии с формулами (3.3) и (3.4) составляют, %:

2. Точки учета, фиксирующие отпуск электроэнергии с объекта.

2Аналогично пп.1.1 и 1.2 определяем, %:

;

.

2.3. Допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН составляет

2.4. Для индукционных счетчиков по формуле (3.7) Dсч = - 0,2·4·1,0 = - 0,8% и dсч = Ксч.

2.5. Суммарные погрешности по каждой точке учета отпуска электроэнергии в соответствии с формулами (3.3) и (3.4) составляют, %:

3. Определяем систематическую и случайную составляющие допустимого небаланса электроэнергии по объекту в целом:

3.1.По формулам (3.1) и (3.2):

В процентах от поступления энергии на объект

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 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 bТТ = 0,8×0,8 = 0,64;

- в точках отпуска электроэнергии bТТ = 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:

- для точек учета, фиксирующих отпуск энергии:

3. Суммарные погрешности составят, %:

- по каждой точке учета поступления электроэнергии:

- по каждой точке учета отпуска электроэнергии:

3. Систематическая и случайная составляющие нормативного небаланса электроэнергии по объекту в целом составляют:

В процентах от поступления энергии на объект .

В соответствии с результатами расчета нормативный небаланс электроэнергии на объекте составляет от 0,68% до 2,72%.

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.

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 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)

ΔWнорм = (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.

2 Отпуск электроэнергии потребителям из сетей соответствующих напряжений и потери в сетях

Напряжение, кВ	Отпуск потребителям, млн. кВт·ч	Технические потери в сети, 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. в тарифы соответствующих категорий потребителей включают:

;

;

.

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. кВт×ч, п. 43 табл. 7.1б) распределяют пропорционально отпуску электроэнергии различным категориям потребителей, что составит, соответственно 16,7; 20,6 и 12,8 млн. кВт×ч.

Потери, обусловленные допустимыми инструментальными погрешностями учета электроэнергии на каждой ступени напряжения, приведены в табл. 7.1б:

- для сетей 0,4 кВ -15,2 млн. кВт×ч (п. 27).

- для сетей 6-20 кВ -17,8 млн. кВт×ч (п. 19);

- для сетей 35 кВ и выше – 15,6 млн. кВт×ч (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. кВт×ч) 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. кВт×ч). Доли от суммы в 22,7 млн. кВт×ч составят соответственно 18,9 и 3,8 млн. кВт×ч.

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:

- для потребителей, получающих питание на напряжении 0,4 кВ: (94,5 + 16,7 + 15,2)·0,976 = 123,4 млн. кВт×ч;

- для потребителей, получающих питание на напряжении 6-35 кВ: (60,2 + 20,6 + 17,8 + 3,8)·0,976 = 100,0 млн. кВт×ч;

- для потребителей, получающих питание на напряжении 110 кВ и выше: (19,5 + 12,8 + 18,9)·0,976 = 50,0 млн. кВт×ч.

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:

;

C6-20 = 17,3 / 31 = 0,558.

Характеристика технических потерь имеет вид:

.

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:

.

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.

Рис.2. Схема замкнутой сети 35 – 220 кВ

Суммарная нагрузка собственных потребителей на шинах 10 кВ подстанций в базовом режиме равна 42 МВт. Балансирующим узлом ( № 000) является электрическая станция, принадлежащая РАО "ЕЭС России". Электрическая станция, расположенная в узле № 000, принадлежит АО-энерго. По межсистемной связи МС1 энергия передается в соседнее АО-энерго №1, по межсистемной связи МС2 рассматриваемое АО-энерго получает ее от АО-энерго №2.

Решение. Вначале устанавливаем диапазоны варьирования факторов. Два дополнительных значения нагрузок примем на уровнях 90 % базового значения (37,8 МВт) и 80 % (33,6 МВт). Варианты нагрузок межсистемных связей устанавливают в соответствии с диапазоном их изменений в реальных режимах. Для условий примера примем их отличающимися на ±5 МВт от базовых значений.

Результаты расчета потерь мощности для всех сочетаний нагрузок (33 = 27 вариантов), проведенного в автоматическом режиме по программе РАП-ОС/95, приведены в табл. П.3. В качестве фактора Pо фиксировался суммарный отпуск в сеть для собственных потребителей (суммарная нагрузка на шинах 10 кВ плюс потери в сети). Кроме суммарных потерь фиксировались потери отдельно по сетям напряжением 35, 110 и 220 кВ. В табл. П.3 они не приведены, чтобы не перегружать материал цифрами.

3. Результаты вариантных расчетов потерь мощности

N п/п	Значение факторов, МВт	Потери мощности, МВт
Po	P1	P2	Нагрузочные	Холостого хода
1	43,76	20	-10	1,53	0,23
2	44,10	25	-10	1,89	0,21
3	43,51	15	-10	1,27	0,24
4	43,70	20	-15	1,46	0,24
5	43,98	25	-15	1,76	0,22
6	43,49	15	-15	1,24	0,25
7	43,89	20	-5	1,67	0,22
8	44,33	25	-5	2,13	0,20
9	43,60	15	-5	1,35	0,23
10	39,26	20	-10	1,22	0,24
11	39,50	25	-10	1,47	0,23
12	39,07	15	-10	1,02	0,25
13	39,24	20	-15	1,19	0,25
14	39,45	25	-15	1,41	0,24
15	39,09	15	-15	1,03	0,26
16	39,32	20	-5	1,29	0,23
17	39,61	25	-5	1,59	0,22
18	39,10	15	-5	1,06	0,24
19	34,84	20	-10	0,99	0,25
20	35,02	25	-10	1,18	0,24
21	34,70	15	-10	0,84	0,26
22	34,86	20	-15	0,99	0,26
23	35,01	25	-15	1,16	0,25
24	34,74	15	-15	0,87	0,27
25	34,85	20	-5	1.01	0.24
26	35,07	25	-5	1.24	0,23
27	34,70	15	-5	0,84	0,26

Результаты расчетов обработаны с помощью программы НП-1/95. Полученные значения коэффициентов характеристики потерь мощности (для удобной размерности они увеличены в 103 раз) приведены в табл. П.4. В последнем столбце таблицы П.4 даны погрешности аппроксимации, соответствующие уровню вероятности 0,95 (удвоенные значения среднеквадратичных погрешностей). В таблице приведены также вклады составляющих ХТП в суммарную величину потерь, вычисляемые программой. Их сумма с учетом знаков составляет 100 %.