CC BY
253
УДК 621.316.11.001 А.А. Герасименко, Е.В. Пузырев
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ НОРМАТИВНЫХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Рассмотрена общая характеристика структуры потерь электроэнергии и подход к расчёту технической составляющей потерь в распределительных сетях 0,38-35 кВ. Представлен способ оценки нормативной величины технологических потерь электроэнергии. Приводится пример расчёта норматива потерь для фрагмента распределительной сети без хищения и в условиях безучетного потребления электроэнергии.
Ключевые слова: электроэнергия, распределительные электрические сети, нормативные потери.
A.A. Gerasimenko, E.V. Puzyrev
THE DETERMINATION OF THE NORMATIVE ELECTRIC POWER LOSS AMOUNT IN DISTRIBUTIVE
ELECTRIC NETWORKS
The general characteristic of the electric power loss structure and the approach to calculation of the loss technical component in distributive networks 0,38-35 kV are considered. The way for the assessment of the electric power technological loss standard size is presented. The calculation example of the loss standard for a fragment of the distributive network without theft and in the conditions of non-accounting electricity consumption is given.
Key words: electric power, distributive electric networks, standard losses.
Общая постановка задачи. Распределительные электрические сети (РЭС) 0,38-35 кВ, составляющие наиболее массовую и разветвлённую часть электрических сетей электроэнергетических систем, концентрируют в себе около половины общей величины технических потерь электрической энергии (ЭЭ). Однако на фоне более масштабных задач электроэнергетической отрасли роль РЭС нередко недооценивается, что может оказать влияние на социальные и экономические последствия в дальнейшем [1]. Наряду с этим в качестве ключевой задачи реформирования правительство России ставит повышение эффективности работы предприятий электроэнергетики в условиях обеспечения надёжности и бесперебойности электроснабжения добросовестных потребителей [2]. Уровень технологических потерь ЭЭ в РЭС является индикатором общего состояния системы учёта ЭЭ и эффективности работы электросетевых компаний. Поэтому нормирование потерь можно отнести к организационным инструментам стимулирования электросетевых организаций по снижению темпов роста тарифов на ЭЭ [3]. Задача нормирования заключается в максимально возможном учёте всех факторов [3-5], существенно влияющих на величину нормы технологического расхода ЭЭ. Нормативы технологических потерь ЭЭ утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации и рассчитываются в соответствии с установленными методами [6]. При нормировании потерь ЭЭ необходимо учитывать специфику электрической сети, разбивку по классам напряжения, характер возможного снижения потерь. На рост безучётного потребления ЭЭ прямое влияние оказывает повышение тарифов и снижение уровня жизни, поэтому эффективным организационным мероприятием является снижение коммерческой составляющей потерь эЭ. Ряд мероприятий по снижению потерь в электрических сетях представлен в [2, 3, 7-9].
Характеристика задачи нормирования потерь. Высокая точность расчёта технических потерь обеспечивается учётом ряда составляющих относительной погрешности. С метрологической точки зрения предел допустимого значения относительной погрешности измерительного комплекса должен соответствовать значению, определяемому по формуле [3]
8 = ±1,1 1
81+81+81+8гс+ёгв+^8,
;2
'до/
(1)
і=і
где 1,1 - коэффициент, который учитывает особенность метрологической поверки приборов; 81,8и,8с -относительные погрешности трансформатора тока, трансформатора напряжения и счётчика;
8Л - потеря напряжения во вторичной цепи трансформатора напряжения; 8в - относительные угловые погрешности трансформатора тока, трансформатора напряжения; £дс - допустимая дополнительная погрешность счётчика от Ко влияющего фактора (например: отклонение температуры окружающего воздуха, напряжения, частоты магнитного поля).
Значение допустимого небаланса, который отражает наибольшее допустимое значение потерь ЭЭ, определяется на основании допустимых погрешностей измерительных комплексов [10], учитывающих отпуск и поступление ЭЭ на энергообъектах
НБДОП = ±.
(2)
где £^(<5^)- суммарная относительная погрешность измерительного комплекса, учитывающего поступившую (отпущенную) в сеть ЭЭ; <ЛШ(<Л0])- доля ЭЭ, поступившей (отпущенной) в сеть через измерительный комплекс; т - число измерительных комплексов, учитывающих ЭЭ, поступившую на шины электростанции; п - число измерительных комплексов, учитывающих отпущенную с шин Ээ.
С одной стороны, такие расчёты имеют достаточно высокую точность, но с другой - учёт множества данных и всех составляющих погрешности 8 в реальных условиях эксплуатации практически не представляется возможным. Поэтому при оценочных расчётах норматива необходимо базироваться на доступных, регистрируемых в РЭС и постоянно обновляемых данных отпуска ЭЭ.
В большинстве стран, в том числе и в России, суммарные коммерческие потери ЭЭ определяют по нижеприведенной формуле (3). При нормировании используют укрупнённую структуру потерь ЭЭ [2, 11]. Сравнивая фактические (отчётные) потери с нормативными потерями ЭЭ в сетях, можно определить сверхнормативные потери [3, 12]. Фактические потери в сети за учётный период (например, за месяц) АЖотч определяются разностью поступившей ЭЭ (отпуск ЭЭ) в сеть Ж от источников и оплаченной потребителями ЭЭ
і=1
^от, = ^-Жэп. (3)
Отчётные потери ЭЭ можно представить
АЖ =АЖ (4)
отч техн но' \ >
где А1¥техн - технические потери в элементах сети с учётом потерь от токов утечки; Жнб - небаланс ЭЭ в сети. Из выражений (3) и (4) следует, что
Ке^-ГГ^-АГГ^. (5)
Небаланс ЭЭ можно представить в виде суммы двух составляющих. Первая обусловлена погрешно-
стью измерений к№нбметр- метрологический небаланс, вторая - коммерческими потерями АЖкомм
Кб = АКб.метр + АКОММ ■ (6)
Если возникновению метрологического небаланса АЖнбметр способствуют погрешности информационно-измерительных систем, то коммерческие потери обусловлены ошибками снятия, обработкой показаний счётчиков, а большая часть - безучётным отпуском или хищением ЭЭ. При этом норматив потерь ЭЭ должен включать в себя техническую составляющую и потери из-за неточности измерительной системы и измерений. При определении этих величин необходимо учитывать соответствующую погрешность
Ш =АЖ (7)
норм техн V'/
где А1¥техн - фактическое значение технических потерь ЭЭ, определённое с учётом мероприятий по снижению потерь электроэнергии; 5\¥ - наибольшее допустимое положительное значение метрологического небаланса и допустимой величины коммерческих потерь. Обе составляющие Ш анализируются ниже под термином «коммерческие потери».
Величина норматива не постоянна и определяется минимизируемыми техническими потерями, качеством измерений с контролем электрических режимов и потоков ЭЭ за отчётный период. Для уменьшения убытков от отчётных потерь ЭЭ необходимо следовать долговременной программе снижения потерь, согласованной с районной энергетической комиссией (РЭК). Значительное снижение потерь можно обеспечить за счёт уменьшения коммерческих потерь [13, 14]. Составляющая коммерческих потерь, обусловленная погрешностями приборов учёта ЭЭ, включает в себя:
■ погрешность измерительного комплекса - трансформаторы тока и напряжения, счётчики при работе в нормативных условиях;
■ отрицательная и положительная систематическая погрешность измерительного комплекса, которая обусловлена ненормальными рабочими условиями;
■ систематическая отрицательная погрешность счётчиков с просроченными сроками поверки.
Зарубежный опыт показывает, что увеличение инвестиций для реализации организационных мер по
снижению коммерческой составляющей потерь даёт большую прибыль, нежели использование традиционных методов снижения технических потерь с соответствующими капиталовложениями [15]. Практика указывает на то, что работы энергетических предприятий, направленные на поиск новой стратегии снижения коммерческих потерь, являются эффективными как в техническом, так и экономическом плане.
Международные эксперты считают, что потери ЭЭ приемлемы, если они составляют не более 4-6%, а уровень потерь в 10-12 % считается максимально возможным [7]. В настоящее время потери ЭЭ в сетях электроснабжающих организаций являются одной из ключевых слагаемых, которые определяют значение тарифа на ЭЭ. Поэтому не менее важным становится учёт потерь от токов утечки по гирляндам изоляторов в сетях различного класса напряжения. Поскольку расчёту подвергаются даже самые малые составляющие потерь в трансформаторах, счётчиках, ВЧ-связи, кабельных линиях, опускать такие потери недопустимо. С увеличением загрязнённости атмосферы число изоляторов в гирлянде возрастает. Например, для линий электропередач класса 6-35 кВ в районе с 7-м уровнем загрязнённости число изоляторов возрастает в 2 раза по сравнению с первым уровнем. Так, для одного из АО-энерго России годовые потери [3, 16] из-за токов утечки для 2-го уровня загрязнённости составляют в долях:
■ Для сетей 6-10 кВ 17,6 млн кВгч с долей потерь 17,6 %.
■ Для сетей 35 кВ - 4,2 млн кВгч с долей потерь 8,0 %.
Расчёт технических потерь и представление результатов. Как правило, для отдельных подстанций РЭС известна потреблённая ЭЭ. Наиболее доступны данные о составе схемы, параметрах элементов сети, а также многорежимности - изменении параметров электрического режима. Из-за недостатка режимной информации использовать метод непосредственного интегрирования не представляется возможным, поэтому, применяя определённый метод расчёта потерь, необходимо учитывать возможность получения достоверной информации и погрешность метода. Все эти факторы способствуют применению упрощённых практических методов расчёта и оценки потерь ЭЭ, которые по своей точности соответствуют точности и полноте данных РЭС, её информационной обеспеченности. В [4] рассматриваются различные методики определения величины нормативных потерь, приоритетность выбора той или иной методики расчёта технологического расхода ЭЭ.
Предлагаемая методика нормирования опирается на алгоритм расчёта технической составляющей потерь ЭЭ. Информация о многорежимности учитывается при помощи коэффициента формы (8) и эквивалентного напряжения центра питания (9):
кФ =
41
Ш + Ш
Р отп Q отп
Т.ШР
Ркг сут п 7=1 сутк
ш Р
к су т
+ Ш
п..
иэ=^о,9и2^ + оли2тп,
Q отп
где
■х-
Q к г сут п г=1 сут к
WQ
к сут
п.
(8)
(9)
где Шр
- отпуск активной и реактивной ЭЭ через головной участок фидера за месяц; 1 - чис-
Q отп
ло интервалов постоянства суточного графика нагрузки; Шр, - отпуск активной и реактивной ЭЭ
через головной участок фидера за одни характерные сутки; Ш1
Р к г сут
Q к г сут
ЭЭ на ьм интервале
осреднения суточного графика нагрузки; к-1 ,11, III - номера характерных суток; п
сут к
количество
характерных суток в рассматриваемом месяце; имес - количество суток в рассматриваемом месяце; С/тах, иЫп - напряжение на шинах центра питания в режиме наибольших и наименьших нагрузок; Ц/э - эквивалентное напряжение центра питания РЭС, с учётом которого выполняется расчёт базового установившегося режима и принимаются потери активной мощности в элементах сети [17, 18].
При практическом применении методики пользуются усреднённым значением коэффициента формы, определяемого по данным головного учёта [17, 18]. При этом не учитываются индивидуальные особенности режимов электропотребления различных фрагментов распределительных сетей, что приводит к возникновению погрешности. Однако такое допущение на величину потерь влияет незначительно, так как наибольшая доля потерь (до 75-85%) приходится на головные участки РЭС, графики нагрузок которых более заполнены по отношению к нагрузкам узлов и, соответственно, характеризуются малой изменчивостью значения коэффициента формы.
Оценка величины нормативных потерь электроэнергии. Для удобства и наглядности предложено [3, 12, 17, 18] технические потери выражать через параметр - отпуск ЭЭ в сеть, который фиксируется в РЭС ежемесячно и отражается в официальной отчётности. Для инженерного расчёта нужно оценить интервал, в котором потери могут находиться с определённой достоверностью из-за неполноты располагаемой информации о схеме сети, нагрузках, пропуске ЭЭ, погрешности методик расчёта. Оценка интервала достоверности выполнена методом статистических испытаний (метод Монте-Карло). Для статистически представительной выборки схем РЭС погрешность расчёта технических потерь, соответствующая уровню достоверности
0,95 для нагрузочных потерь 5 и потерь холостого режима 8 , определяется [12,17,19]:
АУУ -АЖ
5 = ------р-------эт . 100о/о
АЖ
(10)
где АЖр, АЖэт - расчётные и эталонные значения потерь ЭЭ в сети.
Эталонные значения потерь ЭЭ определяются как результат расчёта потерь для исходной неэквивалентной схемы замещения сети и полной информации по режиму сети из с1 = Т/Л1 почасовых (поинтер-вальных) расчётов установившихся режимов
(11)
7 = 1
к
к
Определены значения 5Н = (6,0-9,0) % и 8Х = (0,5-1,5) %, а также определена возможность распространения оценок 8Н и 8Х в целом на распределительные электрические сети. Снижение методических ошибок расчётных методов можно обеспечить с помощью коэффициентов учёта влияния внутрисуточ-ного хода температуры и электропотребления [12, 20], корректирующих коэффициентов для систематической и случайной составляющих ошибок [3, 21], динамических поправок в зависимости от загрузки и структуры сети [12, 19]. В итоге на основе сочетания детерминированного [17, 18] и статистического [22] алгоритмов можно снизить систематическую погрешность расчёта потерь ЭЭ до значений, близких к нулевым [23, 24].
Как средневзвешенная величина для средних значений 8Н, 8Х определяется относительная погрешность суммарных технических потерь
SAW + SAW
S — н нагр х х (ло\
техн AW +AW '
нагр х
Границы диапазона достоверности суммарных технических потерь ЭЭ от расчётной величины AJVZZ4 составят
техн
АЖт™ =(1-6 ) • АЖрасч; АЖтах - (1 + 8 ) • АЖрасч. (13)
техн V техн/ техн ’ техн V техн у техн
Значения Зтехн и границ доверительного интервала зависят от загрузки сети. При изменении соотношения нагрузочных потерь и потерь холостого хода в диапазоне изменение
относительной погрешности (12) и границ доверительного интервала (13) для среднего значения данных 8Н = 0,075, 8Х = 0,010 оценивается в пределах от 4,3 до 7,0 %. Значения в пределах данного интервала могут соответствовать фактическим потерям ЭЭ.
Метрологические потери ЭЭ определяют по данным метрологических характеристик и режимам работы приборов учёта [3, 10]. Для РЭС сбор необходимой информации для нескольких сотен фидеров представляет достаточно трудоёмкую задачу. Согласно методике расчёта нормативов технологических потерь [25], недоучёт ЭЭ, обусловленный погрешностями трансформаторов тока, учитывается в зависимости от их
загрузки РТТ.
Для трансформаторов тока с номинальным током 1ном <1000 А:
pw < 0,05, = СО - 20Ріг ^Кw ; (14)
0,05 <р„< 0,2, Ajj, = <167-3,333^ ; (15)
р„> 0,2, = <,625 - 0,625pw ^Кw . (16)
Для трансформаторов тока с номинальным током 1ном >1000 А\
• Ап = <,5 - 0,5^ '~^-К1Т, (17)
ном
где Атт - погрешность трансформаторов тока; Ртт - отношение фактического тока присоединения к номинальному току трансформатора тока; ктт - класс точности прибора.
■
■
■
Недоучёт ЭЭ, обусловленный погрешностями измерительных трансформаторов напряжения Атн, принимается равным половине класса точности. Недоучёт ЭЭ, обусловленный погрешностями индукционного счётчика, определяется по следующей формуле:
Лст — —0,2 • Тпов • А"ст , (18)
гдеКсч - класс точности счётчика; Тпов-срок службы счётчика после последней поверки. Для электронного счётчика Асч =0.
С другой стороны, расчёты допустимых значений метрологической погрешности учёта ЭЭ показали, что величина погрешности составляет от 0,3 до 0,5% отпуска ЭЭ в сеть [3, 26]. Приведенные формулы отражают минимальные значения недоучёта ЭЭ и учитывают не все типы систем учёта ЭЭ.
В общем случае введём в нижеприведенные формулы параметр // погрешности учёта ЭЭ. Тогда
для средних условий, приняв допустимую величину ЭЭ , оценим нормативно-допустимые пределы
недоучёта потерь ЭЭ:
- АСГ„ - АЖнб._ = (1 - джг; - м. Ж; (19)
дк:;;=+д^.*»=а+д^г;щ
С учётом (13) и (20) расчётный допустимый недоучёт ЭЭ составит не более
Ш = ЛЖтах-ЛЖт” =(! + £ ) АЖрасч + и-Ж-(\-8 ) АЖрасч
и ‘~^уу норм ^ техн \ ~ итехнУ ^ техн ' г1 уу \А итехн) 1~*уу техн >
тогда
ш = 2 ятгхиАж?:;;+<и-ж. (21)
Доля технических потерь ЭЭ от поступившей в сеть составит
7 = Д^Г /Ж. (22)
Наибольшая допустимая величина недоучёта потерь ЭЭ - метрологический и расчётный небаланс с учётом (22) равен
ж=д^:;х - д^г„ (2^7 • «и,+№. щ
В результате расчётный норматив отчётных потерь составит
АКорм = + (2г, • 8^ + /и) • Ж. (24)
Получим значение норматива потерь, выраженное через переданную в сеть ЭЭ
АКорМ = <Л + 2?Г $техн + (25)
Необходимо отметить, что нормативное значение потерь - величина не постоянная и зависит в большей степени от одного фактора - отпуска ЭЭ в сеть и в меньшей мере от информационной обеспеченности. В нормальных условиях передачи ЭЭ для отчётных потерь в сети (1) должно выполняться условие [27]
АШ <РГ =А1¥расч+5\¥ (26)
отч — норм техн ' V*-4-'/
Если отчётные потери ЭЭ превышают расчётное значение норматива (25) &1¥отч > АЖнорм, то
это указывает на наличие хищений. Если же АЖотч < АЖ™^ - это указывает на несовершенство математической модели сети или намеренное занижение потерь.
На данный момент на основании директивных документов коммерческая составляющая не входит в состав норматива потерь. Тариф будет ниже, если включить в него часть коммерческих потерь, которую можно оценить через допустимый недоучёт потерь ЭЭ (21)
Ш
$№*= — ■ Ю0% - (2г, ■ ётехн + /и) ■ 100%. (27)
Поэтому в норматив необходимо включать определённую обоснованную часть коммерческих потерь, величина которых должна быть согласована Федеральной энергетической комиссией для каждого предприятия электрических сетей [2, 3].
Пример определения норматива потерь. Рассмотрим пример расчёта норматива потерь ЭЭ для фрагмента распределительной сети (рис.).
Фрагмент распределительной сети
Неравномерность электропотребления учитывается графиками нагрузок трёх характерных суток июня 2012 года:
■ рабочие сутки с наибольшей нагрузкой (вторник, среда, четверг - 12 суток);
■ рабочие сутки со сниженной нагрузкой (понедельник, пятница - 9 суток);
■ выходные сутки (суббота, воскресенье - 9 суток).
Параметры трансформаторов и воздушных линий электропередач представлены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1
Параметры трансформаторов для фрагмента сети
Участок сети Тип трансформа- тора ином, кВ Ят, Ом X, Ом От, мкСм В, мкСм
6 - 1 ТМ-1000/10 10 0,4 1,22 5,36 22,7 127
8 - 3 ТМ-630/10 10 0,4 1,91 8,73 15,0 114
9 - 2 ТМ-400/10 10 0,4 3,44 10,70 10,0 76,0
11 - 5 ТМ-400/10 10 0,4 3,44 10,70 10,0 76,0
12 - 4 ТМ-250/10 10 0,4 5,92 17,0 10,5 52,0
Таблица 2
Параметры линий электропередач для фрагмента сети
Участок сети Марка провода ВЛ Длина, км Я вл, Ом Хвл, Ом
10 - 6 АС 70/11 2,8 1,29 0,955
6 - 12 А 35 2,0 1,84 0,732
6 - 7 АС 50/8 2,0 1,30 0,700
7 - 8 АС 50/8 2,0 1,30 0,700
7 - 9 А 50 1,0 0,64 0,355
8 - 11 АС 50/8 2,0 1,30 0,700
В пределах рассматриваемых характерных суток изменения нагрузок приняты постоянными. Изменение электропотребления рабочих и выходных суточных режимов моделируется с помощью отраслевых графиков [9] (табл. 3, 5, 7). Графики коэффициента мощности соответствующих нагрузок рабочих суток принимаются одинаковыми. Известны режимы напряжения центра питания рабочих, выходных суток и внутрису-точное изменение температуры воздуха (табл. 4, 6, 8, 9). Источником исходной информации служат замеры, проведенные в данном фрагменте сети.
Таблица 3
Графики нагрузок для первых характерных суток - вторник, среда, четверг
Нагрузка 1 - ремонтно-механическая промышленность
Режим 1 2 3 4
її, А 40,0 48,0 57,0 45,0
I А 1хищ ’ 42,0 50,0 59,0 47,0
С 0$(рх 0,55 0,70 0,80 0,65
Нагрузка 2 - пищевая промышленность
Режим 1 2 3 4
12 , А 12,0 23,0 18,5 15,0
12 хищ , А 12,5 24,0 19,5 16,0
С 0$<р2 0,95 0,85 0,90 0,95
Нагрузка 3 - деревообрабатывающая промышленность
Режим 1 2 3 4
І3, А 16,0 36,0 30,0 22,0
13хищ , А 17,0 37,0 31,0 23,0
СОБ^з 0,75 0,80 0,85 0,80
Нагрузка 4 - электроосвещение жилых домов
Режим 1 2 3 4
14 , А 5,0 10,0 3,0 14,0
I А 4 хищ ^ 5,5 10,5 3,5 14,5
со$(р^ 0,90 0,95 0,95 0,85
Нагрузка 5 - пищевая промышленность
Режим 1 2 3 4
І5, А 10,5 22,5 17,0 15,0
I А 5хищ 1 11,0 23,0 17,5 15,5
С ОБ <р5 0,85 0,75 0,70 0,90
Таблица 4
График напряжения центра питания
и Ї, кВ 10,7 10,8 10,8 10,7
Таблица 5
Графики нагрузок для вторых характерных суток - понедельник, пятница
Нагрузка ' - ремонтно-механическая промышленность
Режим 1 2 3 4
її, А 30,0 36,0 43,0 34,0
I А 1хищ ’ 32,0 38,0 45,0 36,0
С 0$(рх 0,55 0,70 0,80 0,65
Нагрузка 2 - пищевая промышленность
Режим 4 2 3 4
12 , А 9,0 18,0 13,5 11,0
12 хищ , А 9,5 18,5 14,0 11,5
соъ<р2 0,95 0,85 0,90 0,95
Нагрузка 3 - деревооб рабатывающая промышленность 4
Режим 1 2 3 4
13, А 12,0 27,0 22,5 16,5
13хищ , А 13,0 28,0 23,5 17,5
СОБ^з 0,75 0,80 0,85 0,80
Нагрузка 4 - электроосвещение жилых домов
Режим 1 2 3 4
14 , А 6,0 11,0 4,0 13,0
I А 4 хищ ^ 6,5 11,5 4,5 13,5
СО$(рА 0,90 0,95 0,95 0,85
Нагрузка 5 - пищевая промышленность
Режим 1 2 3 4
І5, А 7,5 16,5 12,0 10,5
I А 5 хищ ’ 8,0 17,0 12,5 11,0
С08^5 0,85 0,75 0,70 0,90
Таблица 6
График напряжения центра питания
В к И в £ 10,6 10,7 10,7 10,7
Таблица 7
Графики нагрузок для третьих характерных суток - суббота, воскресенье
Нагрузка 1 - ремонтно-механическая промышленность
Режим 1 2 3 4
її, А 12,0 14,5 17,0 13,5
I А 1хищ ’ 14,0 16,5 19,0 15,5
С 0$(рх 0,50 0,60 0,70 0,60
Нагрузка 2 - пищевая промышленность
Режим 1 2 3 4
12 , А 3,5 7,0 5,5 4,5
12 хищ , А 4,0 7,5 6,0 5,0
со^<р2 0,65 0,60 0,60 0,65
Нагрузка 3 - деревообрабатывающая промышленность
Режим 1 2 3 4
І3, А 4,5 10,5 9,0 6,5
13хищ , А 5,5 11,5 10,0 7,5
СОБ^з 0,55 0,50 0,45 0,50
Нагрузка 4 - электроосвещение жилых домов
Режим 1 2 3 4
14 , А 3,0 6,0 3,5 16,0
I А 4 хищ ^ 3,5 6,5 4,0 16,5
СОЪ(р4 0,80 0,85 0,80 0,85
Нагрузка 5 - пищевая промышленность
Режим 1 2 3 4
І5, А 3,0 5,5 4,0 2,5
I А 5 хищ ’ 3,5 6,0 4,5 3,0
С08^5 0,45 0,50 0,45 0,50
Таблица 8
График напряжения центра питания
и;:, кв 10,5 10,5 10,5 10,5
График суточного изменения температуры Таблица 9
іХ 12 17 22 15
Примечание: при расчёте потерь ЭЭ и известном значении пропуска ЭЭ через головной участок фидера
принимаем среднеарифметическое значение температуры t = 16,5 0С за июнь 2012 года - 30 дней.
Для расчёта параметров месячного режима работы фрагмента сети использовалась промышленная программа Ред10ру1 [17, 18]. Эталонные значения норматива потерь для трёх характерных суток определяются методом непосредственного суммирования.
Потреблённая ЭЭ в узлах РЭС:
с!
А'<' И
т ;=1
^ЭП ~ Псут к ^ЭП к ■ (29)
к
Потери ЭЭ в сети:
с!
Д^=£Д/>-Д/г, (30)
і=1
д»^ = Ел5-.*-аиі- <31>
к
Отпущенная в сеть ЭЭ:
с!
Ж , = У РТУ А/ , (32)
отп к / ; 7 7 > \/
і= 1
^оии = ^ Исум І: ^омя І: ’ (33)
к
где ДР - суммарные потери активной мощности в распределительной сети; п к - количество характерных суток (п =12, 9, 9); Д1 - длительность интервала осреднения (Д1 =6 часов); й - количество
суш К
интервалов осреднения графика нагрузки (с/ = 4); т - количество потребителей (т=5); к = I,П,Ш - номера характерных суток.
Предполагается, что получаемый результат не содержит погрешности математического моделирования, поэтому в рамках задачи при оценке точности модели его можно рассматривать в качестве эталонного, известного по результатам замеров. Моделирование несанкционированного электропотребления выполняется путём наложения графиков хищений на графики учтённого потребления ЭЭ. Предполагается, что наличие хищений ЭЭ не оказывает влияния на изменение коэффициента мощности в течение суток.
В таблице 10 представлены результаты расчёта эталонных потерь ЭЭ и потерь ЭЭ, полученных в программном комплексе РБвЮРУТ (расчётных потерь) на основе известного пропуска ЭЭ через распределительную сеть.
Таблица 10
Результаты расчёта потерь электроэнергии в распределительной сети за месяц
Режим Без хищения, эталон Без хищения, РБвЮРУТ С хищением, эталон С хищением, РБвЮРУТ
отп , кВт‘ч 861289 861289 910390 910390
отп , кВар‘ч 721897 721897 762628 762628
^Р потр , кВт‘ч 812815 814114 857682 858165
^впотр , кВар ч 629201 - 603452 -
кВт-ч 34225 34234 37570 38310
Аж;;гр, кВт'ч 8984 8200 9230 9195
ДЖ“, кВт-ч 5234 4740 4774 4718
кВт-ч 48443 47174 51574 52223
кВт-ч 48474 47175 117166 52224
На основе данных таблицы 10, в соответствии с представленными выражениями, определим норматив потерь электрической энергии в рассматриваемой сети. Приведем расчёт норматива потерь электрической энергии без хищения и без динамической поправки. В расчётах принимаем {I = 0,5 %. Относительная погрешность суммарных технических потерь составит
, 0,075АЖ +0,010 АЖ. 0,075-(34234+ 8200)+ 0,010-4740 Л
8 = —---------------------- = —------------------------------------= 0,0685 .
ДЖН+ДЖХ 34234 + 8200 + 4740
Г раницы диапазона достоверности суммарных технических потерь:
= (1 + 8техн)ШР2 = (1 + 0,0685)• 47174 = 50404 кВт-ч; =(1-^етн)А^Г; =(1-0,0685)-47174 = 43944 кВт-ч.
Интервал, в котором могут находиться технические потери, составляет
^„^ 13944 , 50404,
Нормативно-допустимые пределы потерь ЭЭ в сети с учётом метрологической погрешности:
ДЖ™“ = АЖ™* + 0,005Ж = 50404 + 0,005 ■ 861289 = 54710 кВт-ч;
ДЖ™“ = АЖ”” - 0,005Ж = 43944 - 0,005 • 861289 = 39638 кВт-ч, тогда А]¥норм е |9638, 54710 _.
Метрологический и расчётный небаланс равен
ш = дж,;;;;;." - дж™” = 54710 - 43944 = Ю766 кВт-ч.
норм шехн
Доля потерь от общего потока ЭЭ
АЖрасч 47174
=----««н.. ШОо/0 =-------100% = 5,48 % .
Ж 861289
Норматив отчётных потерь ЭЭ составит:
^норм = АЖГ + Я¥ = 47174+10766= 57941кВт-ч;
А^ч =1У -Ж_ =861289-814114=47175 кВт-ч.
В результате имеем АЖотч = 47175 < АІУ = 57941, то есть соблюдается условие
ДЖ_ < АЖнорм = АЖ^СНЧ + 1Ш . Это указывает на то, что безучётное электропотребление отсутствует.
Приведем расчёт норматива потерь электрической энергии с хищением и без учёта динамической поправки. Фактическое потребление электроэнергии с хищением возросло и составило 858165 кВт-ч. Соответственно, отпуск ЭЭ возрос, возросли потери Ээ, а оплаченная ЭЭ потребителями осталась такой же, что и без хищения - 814114 кВт-ч.
Относительная погрешность суммарных технических потерь составит
с 0,075ДЖ +0,010ДЖГ 0,075-(38310+ 9195)+ 0,010-4718 Л
8 = —--------------------- = —-------------------------------= 0,0691.
ДЖ+ДЖ. 38310+9195 + 4718
Г раницы диапазона достоверности суммарных технических потерь:
^:;;н =(1 + ^н)АЖ-4 = (1 + 0,0691)-52223 = 55834 кВт-ч; АСГ„ = (1 - ^етн)АСГ = (1 - 0,0691) • 52223 = 48613 кВт-ч.
Интервал, в котором могут находиться технические потери, составляет
^,^[8613 , 55834.
Нормативно-допустимые пределы потерь ЭЭ в сети с учётом метрологической погрешности:
АЖ™* = АЖ™* + 0,005Ж = 55834 + 0,005 • 910390 = 60386 кВт-ч; АЖ™ = АЖ™2 - 0,005IV = 48613 - 0,005 • 910390 = 44062 кВт-ч, тогда АЖио/ш е (4062, 60386;.
Недоучёт потерь ЭЭ может быть определен
5Ж = А1¥™1 ~ АЖ”” = 60386 - 48613 = 11772 кВт-ч.
п ОиЛ 1 П7СХН
Доля потерь от общего потока ЭЭ
АЖрасч 52223
= ----гпеш_ . 100о/о =--------100о/о = 5 74 о/о
Ж 910390
Норматив отчётных потерь ЭЭ составит:
^норм = аж^х: +ш=52223+1 ми=63995,
условие АЖопч < АЖнорм = АЖР21 + 5Ж не выполняется.
А^ч =Ф -Жоюнч =910390 - 814114 = 96276.
Имеем превышение отчётной величины потерь над расчётным нормативом: Л^отч = 96276 > АЖнорм = 63995 .
Это указывает на наличие безучётного потребления ЭЭ в данном фрагменте сети.
С учётом влияния загрузки сети £ и структуры схемы к2 на оценку нагрузочных составляющих потерь ЭЭ в линиях и трансформаторах введём поправку в погрешность расчёта нагрузочных потерь ЭЭ [11, 19]. Загрузку сети оценим по формуле
с V- -в = ----------------------' (34)
1^номТ,
гдеЖр , Же - отпуск активной и реактивной ЭЭ через головной участок фидера за месяц, кВт-ч, кВар-ч;
^номт~ сУммаРная номинальная мощность трансформаторов рассматриваемой сети, кВА; Т - интервал времени, за который отпущена ЭЭ, часов (например, месяц).
Структуру схемы учтём отношением суммарного полного сопротивления линий электропередач к суммарному полному сопротивлению трансформаторов
К = Ё^Т ^0,05, ^°5 . (35)
где -значение суммарного сопротивления линий электропередач; ^2^ -значение суммарного
сопротивления трансформаторов.
Аппроксимирующие функции зависимостей 8вл=(р4; и 8™гр = у/4; __ погрешностей расчёта
нагрузочных потерь ЭЭ в линиях и трансформаторах представлены в виде полиномов второй степени [12, 19].
Для схем РЭС с к г > 0,05 имеем:
8Ш =-1,15 + 1,38£-11,00£2; ^ = -5,79 + 9,99^-10,97^2. (36)
Для схем РЭС с к2 < 0,05:
8'вл = 0,97 - 2,91^ - 0,05^2 ; д'тнРагр = -1,91 - 0,05^ - 2,20^2 . (37)
Функции (36), (37) позволяют в процессе расчёта [12, 18], в зависимости от загрузки сети £ и структуры схемы кг, вводить в расчётные значения потерь ЭЭ поправки в виде АЩР ■ {+ 8/100 , где АЩР -расчётные значения нагрузочных потерь ЭЭ в линиях и трансформаторах для фрагмента сети (табл. 10). В нашем случае к2 = 0,159 > 0,05, для расчёта используем полиномы (36). При этом получим следующие значения:
■ Без хищения ЭЭ ^ =58,2 %, 8ВЛ = -4,077, 8НТВР = -3,693 .
■ С хищением ЭЭ £ =61,5 %, 8ВЛ = -4,467 , 8™гр = -3,797.
Уточнённые значения расчётных нагрузочных потерь приведены в таблице 11.
Таблица 11
Нагрузочные потери ЭЭ с учётом динамической поправки
Нагрузочные ПОТерИ, КВТ'Ч Без хищения и без поправки Без хищения с поправкой С хищением и без поправки С хищением и с поправкой
^вл 34234 32838 38310 36598
Ажтн;гр 8200 7897 9195 8845
Таким образом, учёт влияния структуры схемы наряду с загрузкой сети даёт более узкий интервал погрешности расчёта нагрузочных составляющих потерь ЭЭ в линиях АЖВЛ и трансформаторах АЖ™гр, а следовательно, уточняет оценку коммерческой составляющей потерь ЭЭ.
Выводы
1. Предложенная методика определения норматива потерь с различным уровнем информационной обеспеченности в распределительных сетях эффективна при оценке потерь ЭЭ и выявлении очагов безучётного электропотребления.
2. Предлагаемый алгоритм позволяет рассчитывать норматив потерь через фиксируемый в официальной отчётности параметр - отпуск электроэнергии в сеть - с приемлемой для практических и инженерных расчётов точностью.
Литература
1. Журавлёв В., Грицай М., Артамонов И. Распределительные сети нового поколения // Электрика. -2007. - № 2.
2. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: руководство для практ. расчётов. - М.: эНаС, 2009. - 456 с.
3. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчёт, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. - М.: НЦ ЭНАС, 2004. - 280 с.
4. Дерзкий В. Методические аспекты нормирования технологического расхода электроэнергии в распределительных сетях // ЭСКО. - 2005. - № 10. - С. 8.
5. Вуколов В.Ю., Папков Б.В. Особенности расчета нормативов потерь для ЭСО // Энергосистема: управление, конкуренция, образование: сб. докл. III Междунар. науч.-практ. конф. Т. 2. - Екатеринбург: Изд-во УГТУ, 2008. - С. 187-191.
6. Приказ Минэнерго РФ от 30.12.2008 № 326 (под ред. От 01.02.2010) «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям. - 11Р1_: http://www.rao-ees.ru.
7. Снижение потерь электроэнергии в системах электроснабжения в свете пересмотра нормативов, инструкций и методик по их расчёту и обоснованию / В.Г. Гольдштейн, Ю.П. Кубарьков, Е.А. Молочников [и др.] // Электроэнергетика глазами молодёжи: мат-лы III Междунар. науч.-практ. конф. (г. Екатеринбург, 22-26 октября 2012 г.). - 2012.- С. 373-378.
8. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: руководство для практ. расчётов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 17б с.
9. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии: учеб. пособие. - 3-е изд., перераб. - М.: КНОРУС, 2012. - 648 с.
10. Загорский Я.Т., Жданова Ю.Е., Комкова Е.В. Метрологические аспекты при повышении точности измерений и нормировании допустимого небаланса электроэнергии // Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях - 2002: сб. докл. Междунар. науч.-техн. семинара. - М.: ЭНАС, 2002.
11. Герасименко А.А., Бобров А.Э., Тихонович А.В. Оценка нормативных потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях // Оптимизация режимов работы электротехнических систем: межвуз. сб. науч. тр. - Красноярск, 2006. - С. 184-199.
12. Герасименко А.А., Куценов Д.А., Тимофеев Г.С. Уточнение технической и коммерческой составляющих потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях // Изв. вузов, Электромеханика.
- 2005. - № 5. - С. 38-43.
13. Воротницкий В.Э. Норматив потерь электроэнергии в электрических сетях. Как его определить и выполнить? // Новости электротехники. - 2003. - № 6. - С. 50-55.
14. Воротницкий В.Э., Апряткин В.Н. Коммерческие потери электроэнергии в электрических сетях. Структура и мероприятия по их снижению // Новости электротехники. - 2002. - № 4 (16).
15. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах // Электрические станции. - 1998. - № 9. - С. 53-59.
16. Потери электроэнергии в электрических сетях, зависящие от погодных условий / Ю.С. Железко, В.А. Костюшко, С.В. Крылов [и др.] // Электрические станции. - 2004. - № 11. - С. 42-48.
17. Герасименко А.А., Тимофеев Г.С. Методика, алгоритм и программа расчёта технических потерь электроэнергии в распределительных сетях энергосистем // Вестник электроэнергетики. - 2001. - № 4.
18. Герасименко А.А., Тимофеев Г.С. Расчёт потерь электроэнергии и рабочих режимов в распределительных сетях энергосистем // Оптимизация режимов работы систем электроприводов: межвуз. сб. науч. тр. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2002. - С. 75-95.
19. Герасименко А.А., Тимофеев Г.С., Куценов Д.А. Определение технической и коммерческой составляющих потерь электроэнергии с учётом схемно-режимных и атмосферных факторов. - М.: ВИНИТИ,
2004. - 30 с.
20. Герасименко А.А., Тимофеев Г.С. Учёт внутримесячного хода температуры проводов воздушных линий и электропотребления при расчёте потерь электроэнергии в распределительных сетях // Энергосистема: управление, качество, безопасность: сб. докл. Всерос. науч.-практ. конф. - Екатеринбург, 2001. - С. 435-440.
21. Железко Ю.С. Систематические и случайные погрешности методов расчёта нагрузочных потерь электроэнергии // Электрические станции. - 2001. - №12. - С. 19-27.
22. Герасименко А.А., Шульгин И.В. Стохастический метод расчёта нагрузочных потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях // Электрические станции. - 2013. - № 4. - С. 44-59.
23. Герасименко А.А., Куценов Д.А. Совместное применение детерминированного и статистического алгоритмов для определения потерь электроэнергии в распределительных сетях // Энергосистема: управление, качество, конкуренция: сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. - Екатеринбург, 2004. - С. 128-132.
24. Герасименко А.А., Тихонович А.В., Шульгин И.В. Комбинированный подход к определению потерь электроэнергии в распределительных сетях // Проблемы электротехники, электроэнергетики и электротехнологии: тр. Всерос. науч.-техн. конф. с междунар. участием. - Тольятти: Изд-во ТГУ, 2007. -Ч.1. - С. 80-84.
25. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Нормирование технологических потерь электроэнергии
в сетях - новая методология расчёта // Новости электротехники. - 2003. - № 5. - С. 23-27.
26. Железко Ю.С. Недоучёт электроэнергии, допустимые небалансы и их отражение в нормативах потерь
// Электрические станции. - 2003. - № 11.
27. Об учёте электроэнергии при её производстве, передаче и распределении / К.А. Гамбурян, Л.В. Егиазян,
В.И. Сааков [и др.] // Электрические станции. - 2001. - № 8. - С. 24-28.
---------♦------------
УДК 631.365.29 (571.54) Е.И. Горобцов
РАЗРАБОТКА ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ СУБЛИМАЦИОННОЙ СУШКИ ПЛОДОВ И ПЛОДОВЫХ КУЛЬТУР С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СВЧ- И УЗ-ИЗЛУЧЕНИЙ
В статье в полной мере представлен и раскрыт вопрос о разработке энергосберегающей технологии сублимационной сушки плодов и плодовых культур с использованием СВЧ- и УЗ- излучений, также затрагиваются вопросы о других способах сушки и их эффективности. Наглядно представлена усовершенствованная технология сублимационной сушки плодов без операции бланширования, приводится подробное описание установки, прилагаются соответствующие чертежи.
Ключевые слова: энергосберегающая технология, плодовые культуры, сублимационная сушка, СВЧ-излучение, УЗ-излучение.
E.I. Gorobtsov
THE DEVELOPMENT OF ENERGY SAVING TECHNOLOGY FOR THE FRUIT AND FRUIT CROP SUBLIMATION DRYING USING MICROWAVE AND ULTRASONIC RADIATION
The development issue of the energy saving technology for the fruit and fruit crop sublimation drying with the use of the microwave and ultrasonic radiation is fully presented and revealed, the issues of other drying ways and their efficiency are also raised. The advanced fruit sublimation drying technology without scalding operation is visually presented, the detailed description of installation is provided, the corresponding drawings are attached.
Key words: energy saving technology, fruit crops, sublimation drying, microwave radiation, ultrasonic radiation.
Актуальность статьи. В развитых странах мира вопросы здорового питания имеют ранг государственной политики и успешно реализуются. В России также принята "Концепция государственной политики в области здорового питания населения Российской Федерации". Обеспечить ее выполнение можно совершенствуя технологии получения продуктов, в том числе и длительного хранения, сохраняющих максимум питательных веществ, заложенных природой. Поэтому работы по созданию и совершенствованию машин и технологий для производства продуктов длительного хранения постоянно актуальны [1-8].
Одним из надежных методов консервирования пищевых продуктов является сушка. Производство сушеных плодов и ягод является важным путем удовлетворения потребностей различных отраслей пищевой промышленности, в том числе и садоводческой, и населения в этих продуктах, содержащих в концентрированном виде наиболее питательные и биологически активные вещества (БАВ).
В настоящее время в мировой практике и в России используются разные способы сушки растительного сырья: конвективный, сублимационный, СВЧ-сушка, кондуктивный, инфракрасный (ИК), каждый из них имеет как свои достоинства, так и существенные недостатки. Основной классификацией сушилок является их разделение по конструктивным признакам на барабанные, коридорные (туннельные), ленточные, шахт-
