CC BY
30
-►
ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
УДК 621.3
В.Я. Фролов, A.B. Короткое
О ПОВЫШЕНИИ ТОЧНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМАТИВНЫХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И СТРУКТУРЫ ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ
При установлении тарифа на передачу электроэнергии возникает задача обоснования нормативных потерь. Одновременно с этим должна решаться задача точного определения структуры «сверхнормативных потерь» электроэнергии, данные о которых используются при разработке рациональных мероприятий по повышению эффективности передачи электроэнергии.
Указанные задачи могут быть решены только при условии точного определения составляющих отчетных потерь в электрических сетях, в том числе составляющих нормативных потерь электроэне ргии как части отчетных.
Для оценки наиболее значимых составляющих потерь электроэнергии проведен анализ структуры отчетных потерь электроэнергии в электрических сетях с высшим напряжением 6— 10 кВ городов и поселков Ивановской области за период 2005-2008 годов [1]. Результаты проведенного анализа следующие:
Статьи потерь Величина
электроэнергии по сети потерь, % 6-10 и 0,4 кВ Условно-постоянные потери
в трансформаторах 6—10 кВ 1,39—3,16 Нагрузочные потери
в трансформаторах 6—10 кВ 0,29—1,33 Нагрузочные потери
в линиях 6-10 кВ 0,45-1,39 Потери от токов утечки
по изоляторам ВЛ 0,00—0,09 Потери в оборудовании
подстанций 0,20—0,52 Потери в измерительных трансформаторах и разрядниках
6-10 кВ 0,00-0,09
Расход электроэнергии
на собственные нужды Потери в изоляции
силовых кабелей 6—10 кВ Потери в измерительных трансформаторах и электросчетчиках 0,4 кВ Потери, обусловленные погрешностью системы учета
Нагрузочные потери в сети 0,4 кВ Коммерческие потери (в основном недоучет и хищения)
0,11-1,02 0,03-0,07
0,15-0,90*
0,30-0,91 (2,49**)
4,35-8,28
0,2-6,8
Эти данные свидетельствуют о том, что наиболее значимы в структуре потерь предприятий городских электрических сетей следующие составляющие: I — условно-постоянные потери в трансформаторах 6—10 kB; II — нагрузочные потери в сети 0,4 kB; III — коммерческие потери, определяемые в основном недоучетом отпуска электроэнергии потребителям и хищениями электроэнергии.
Для возможности их анализа были проведены специальные исследования, по результатам которых разработаны методики оценки составляющих нормативных потерь в городских электросетях.
Условно-постоянные потери в трансформаторах 6—10 кВ. В современных инструкциях по
* Большие значения характерны для городских электрических сетей с большим числом бытовых потребителей электроэнергии.
** Значение получено для электрической сети, поступление электроэнергии в которую осуществляется по одному фидеру на напряжении СН11.
^Научно-технические ведомости СПбГПУ. Наука и образование Г 2012
расчету потерь электроэнергии в трансформаторах [2,3] указывается, что потери холостого хода (далее — XX) в силовом трансформаторе определяются на основе его паспортных данных и при проведении расчетов могут корректироваться.
Если в [2] отмечено, что при установлении нормативов потерь электроэнергии в электрических сетях может учитываться техническое состояние объектов электросетевого хозяйства, то в [3] для определения потерь мощности XX трансформаторов дана более конкретная формулировка: «Допускается для силовых трансформаторов (автотрансформаторов) потери мощности XX определять с учетом их технического состояния и срока службы путем измерений этих потерь методами, применяемыми на заводах-изготовителях при установлении паспортных данных трансформаторов (автотрансформаторов)».
Разработана методика оценки увеличения потерь мощности XX в зависимости от срока эксплуатации трансформатора. Разработка методики проводилась по результатам испытаний трансформаторов распределительных электрических сетей с высшим напряжением 6—10 кВ [4].
Проведены измерения потерь XX трансформаторов с высшим напряжением 6—10 кВ в распределительных электрических сетях Ивановской области. Измерения проводились в соответствии с методикой проведения опыта XX, изложенной в ГОСТ 3484-77 «Трансформаторы силовые. Методы испытаний». Получены данные о значении потерь холостого хода АРХХ более 1300 (отечественных и импортных) трансформаторов с номинальной мощностью от 20 кВ А до 630 кВ А, введенных в эксплуатацию с 1941-го по 2004 год.
Для 958 трансформаторов с установленными паспортными значениями и датой ввода трансформатора в эксплуатацию проведен расчет величины превышения паспортного значения потерь XX трансформатора Д/ххпасп реальным значением АРХХрс.||:
д р —АР
. л* "-"XX реал "-"ХХпасп , Пп п/
д/хх =--100'%-
Л/ХХпасп
Установлено, что трансформаторы с большим сроком эксплуатации Гет имеют большее значение Д/хх • При явно выраженной тенденции роста значений Д/хх с ростом срока эксплуата-
ции Гсл , отмечен большой разброс значений Д/хх < полученных в результате измерений.
В результате обработки экспериментальных данных о потерях холостого хода удалось установить, что для трансформаторов всех типов со сроком службы до 20 лет зависимости Д/хх = /() близки к линейной зависимости Д/хх = С со средним значением, близким к нулю.
Изменение величины потерь холостого хода трансформаторов «старше» 20 лет для всех типов трансформаторов может быть охарактеризовано зависимостью ДР^Х=Л + ВТСЛ со средней скоростью изменения 1,75 % в год.
Нагрузочные потери в сети 0,4 кВ. Основные «ошибки» в расчетах нагрузочных потерь обусловлены использованием завышенного значения коэффициента формы кф суточных графиков нагрузки потребителей. Так, при отсутствии реальных графиков можно использовать в соответствии с [2] значение Лф = 1,33, а в соответствии с [3] — кф = 1,15, в то время как в результате исследований реальных графиков нагрузки потребителей ЖКХ городов [5] получены значения кф фидеров 0,4 кВ городских подстанций, не превышающие 1,12—1,14.
Вследствие завышения расчетного значения потерь в тариф включаются завышенные «сверхнормативные» потери, и о реальной величине «сверхнормативных» потерь создается искаженное представление. С учетом того, что в городских электросетях нагрузочные потери в сети 0,4 кВ в общей структуре потерь могут достигать 50 % и более, точное определение этих потерь электроэнергии имеет особое значение.
С целью улучшения ситуации предложено график электропотребления, рассчитываемый для фидера питания участка города, определять с использованием «типовых» графиков электропотребления /> (/) = /*(/)/ Рср сут для характерных групп потребителей. Общий график, по которому проводится расчет значения кф, должен определяться не только с использованием «типовых» графиков Р (/), но и с учетом долевого участия каждой отдельной группы потребителей в общем электропотреблении фидера.
Все потребители электроэнергии в городских сетях при проведении обследования были разделены по типам городской застройки на характерные группы с выделением потребителей объектов инфраструктуры города. Для каждого типа
застройки получены суточные графики активной мощности. В соответствии с нормативными положениями методик расчета [3] графики определялись отдельно для рабочих и нерабочих дней недели. Всего получено 186 суточных графиков электрических нагрузок при исследовании группы потребителей из 2348 абонентов в 14 населенных пунктах семи электрических сетей.
Полученные результаты регистрации графиков по отдельным группам потребителей характеризуются высокой плотностью, что свидетельствует о возможности точного описания реального графика /> = /(/) группы потребителей в городских электросетях.
Расчеты показывают, что значения кф для графиков фидеров, обеспечивающих питание реальной нагрузки участков города, не превышают значений кф = 1,03—1,04. Такие значения соответствуют показателям реальных графиков нагрузки фидеров, обеспечивающих питание потребителей городских электросетей.
Коммерческие потери. Во многих электрических сетях величину «сверхнормативных» потерь определяет систематическая погрешность индукционных электросчетчиков бытовых потребителей. В городских электросетях, где установлены десятки и сотни тысяч устаревших индукционных электросчетчиков бытовых потребителей, имеет место недоучет электроэнергии На, составляющий по оценкам [6] величину порядка 5 % и более.
В результате электросетевые предприятия несут значительный ущерб, на этих предприятиях разрабатываются не отвечающие реальности планы эксплуатации электрических сетей, в частности планы по снижению потерь. Это обусловлено необходимостью поиска метода определения величины На.
В идеале определение величины Нл должно проводиться расчетным путем. Была поставлена задача: экспериментальным путем определить зависимость систематической составляющей относительной погрешности однофазных индукционных счетчиков различных типов от срока эксплуатации после последней поверки (с момента установки, если электросчетчики в процессе эксплуатации не поверялись). Такая работа проводилась на базе городских электросетей Ивановской области.
Энергетика и электротехника
Проводилось определение систематической составляющей относительной погрешности однофазных индукционных счетчиков На, установленных у бытовых потребителей электроэнергии. Измерения проводились в лабораториях в соответствии с требованиями ГОСТ 8.259—2004 «Счетчики электрические индукционные активной и реактивной энергии. Методика поверки».
Проведены измерения величины Нл для счетчиков с разными сроками службы после последней поверки (до 50 лет и более) при различных электрических нагрузках (20, 40, 60, 80 и 100 % от номинальной). Проведены лабораторные испытания более 2000 электросчетчиков классов точности2,0 и2,5 [7].
По результатам измерений характеристик всех электросчетчиков выборки получены зависимости систематической погрешности Нл от срока службы счетчика Гет, которые представляют собой линейные зависимости:
Нл=-0,4267^-1,91 (1)
для нагрузки 20 % от номинальной нагрузки счетчика;
На = -0,3987ет -1,56 (2)
для нагрузки 100 % номинальной.
Аналогичные зависимости получены для нескольких основных типов счетчиков выборки, что позволяет говорить о возможности использования зависимостей На =/(Тсл), определяемых соотношениями (1) и (2), для всех типов индукционных счетчиков класса точности 2,5. Полученные данные о значениях На разных типов электросчетчиков находятся в пределах погрешности определения среднего значения величины 7/д, %, по выражениям (1) и (2).
Выражения (1) и (2) использовались при расчете величины отпущенной, но не учтенной этими счетчиками энергии. Для городских электросетей Ивановской области недоучет отпущенной электроэнергии, обусловленный систематической погрешностью однофазных индукционных электросчетчиков, составляет от 2,5 до 5,7 % от общего отпуска электроэнергии потребителям. Эти данные хорошо согласуются с аналогичными оценками величины неучтенного отпуска электроэнергии в городских электросетях, в частности с данными [6].
Научно-технические ведомости СПбГПУ. Наука и образование Г 2012
Основные результаты исследования сводятся к следующему:
1. Потери холостого хода трансформаторов, существенно возрастают с течением срока службы. Это изменение потерь холостого хода следует учитывать при расчете потерь энергии в распределительных электрических сетях.
Для трансформаторов со сроком службы до 20 лет допустимо принимать потери холостого хода равными паспортным значениям. Для трансформаторов со сроком службы более 20 лет — потери холостого хода возрастают в среднем с интенсивностью 1,75 % в год.
2. Полученные результаты исследований графиков нагрузки городских электрических сетей могут использоваться в расчетах нагрузочных потерь в сетях 0,4 кВ при определении коэффициента формы графиков электрических нагру-
зок. Рекомендуемое современными нормативными документами значение этого коэффициента завышено, что приводит к завышению результатов расчета до 1,5 раз и более.
3. При учете электроэнергии, регистрируемой однофазными счетчиками, систематическая погрешность, определяющая величину недоучета отпущенной электроэнергии и увеличивающаяся с увеличением срока службы счетчика, может быть найдена расчетным путем. По результатам расчетов может быть оценен объем и эффективность мероприятий по снижению потерь электроэнергии путем совершенствования системы учета отпуска электроэнергии бытовым потребителям.
4. Использование полученных результатов позволит повысить точность определения структуры потерь электроэнергии в электрических сетях городов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Короткое, A.B. О структуре норматива потерь для электросетевых предприятий ЖКХ [Текст] /
A.B. Короткое, В.В. Короткое, В.А. Шуин // Состояние и перспективы развития электротехнологии. Тезисы докладов междунар. научно-техн. конф. (XIV Бенардосовские чтения) / ГОУ ВПО Ивановский государственный энергетический университет, Иваново.— 2007,— Том 1,— 259 с.
2. Приказ Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 г. N° 267 «Об организации в Министерстве промышленности и энергетики РФ работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям» |Текст| / Минпромэнерго РФ.
3. Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям |Текст| / Утверждена Приказом Минэнерго № 326 от 30 декабря 2008 года.
4. Короткое, В.В. Количественная опенка зависимости потерь холостого хода силовых трансформаторов от срока эксплуатации [Текст] /
B.В. Короткое, А.Б. Козлов, A.B. Короткое // По-
вышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып. VIII / Под ред. В.А. Шуина, M.I1I. Мисриханова, А.В, Мошкарина.— Иваново,- 2007,- С. 351-356.
5. Тарнижевский, М.В. Электрооборудование предприятий жилищно-коммунального хозяйства [Текст]: Справочник / М.В. Тарнижевский, Е.И. Афанасьева.— М.: Стройиздат, 1987,— 368 с.
6. Казанцев, A.B. Влияние систематической составляющей относительной погрешности однофазных индукционных счетчиков бытового сектора на определение величины товарной продукции энергопредприятия |Текст| / A.B. Казанцев, В.И. Теличкин, A.C. Садовская, И.А. Казанцева // Нормирование, анализ и снижение потерь в электрических сетях. Информ. матер. / НД ЭНАС— М. 2002.
7. Короткое, A.B. О недоучете электроэнергии индукционными электросчетчиками |Текст| / A.B. Короткое, В.А. Шуин // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: 13-я Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов. 1-2 марта 2007 г. : В 3-х т.— М.: Издательский дом МЭИ, 2007. ISBN 978-5-903072-98-9 Т. 3,- 428 с. ISBN 978-5-903072-95-8.
