CC BY
51
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ КОМПЛЕКСЫ И СИСТЕМЫ
УДК 621.311.152
УЧЁТ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ГОРОДСКИХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ИХ АНАЛИЗ
И.И. Исмоилов, Х.У. Каландаров
Приведены сведения о тарифах на расход электрической энергии и анализ её потребления электроприёмниками городских распределительных сетей, в летний и зимний периоды электроснабжения. По анализу электрических нагрузок городских трансформаторных подстанций предлагается автоматическая разгрузка трансформатора ТП путём переключения их отходящих линий 0,4 кВ.
Ключевые слова: электроэнергия, распределительная сеть, потребители, расход, учёт, тариф, приборы учёта электроэнергии.
Все потребители электроэнергии (ЭЭ) (абоненты) городских распределительных сетей снабжены приборами, позволяющими учитывать расход ЭЭ. В Республике Таджикистан установка и эксплуатация приборов учёта ЭЭ регламентируются по [1] и расчёты с электроснабжающей организацией производятся в соответствии с действующим прейскурантом №2 09-01-2017 [2].
В структуре ОА ХК «Барки Точик» одним из основных структурных подразделений северной части Республики Таджикистан является Худжандские городские электрические сети (ХГЭС). В структурах ОАХК «Барки Точик» действует Группа реализации проектов «Снижение потерь энергии», которая начала своё действие с 22 мая 2015 г. [3].
Согласно [2] в Республике Таджикистан в системе Открытой Акционерной Холдинговой Компании «Барки Точик» потребители делятся на следующие группы: I группа - промышленные, непромышленные, сельскохозяйственные и приравненные к ним потребители; II группа - потребители бюджетной сферы, предприятия коммунального хозяйства и электрифицированный транспорт; III группа - водопроводные насосы, насосные станции системы машинного орошения, скважины и мелиоративные насосные станции; IV группа - население, населённые пункты и общежития.
Тарифы на электрическую энергию для оплаты расхода 1 кВт^час ЭЭ вышеприведёнными группами потребителями, соответственно, установлены следующие наценки: для I группы - 2,65 руб.; для II группы - 1,09
358
руб.; для III группы - с 1 апреля по 30 сентября - 0,38 руб. и с 1 октября по 31 марта - 1,09 руб.; для IV группы - 1,09 руб. Согласно [2] расход ЭЭ потребителей тарифицируется с учётом НДС и стоимость 1 кВт^час ЭЭ в рублях приведён по курсу Национального банка Республики Таджикистан на 10.01.2018 г. 1 руб. = 0,1549 сомони.
В [2] согласно п.1.4 предусмотрены скидки (надбавки) к тарифу на ЭЭ. Скидки (надбавки) к тарифу ЭЭ за компенсацию реактивной мощности и энергии применяется в расчётах с потребителями I-ой группы, имеющими среднемесячное потребление ЭЭ по одной точке учёта 15 МВт^час и более. Эти скидки (надбавки) за компенсацию реактивной мощности и энергии определяются на основе данных приборов учёта реактивной мощности и энергии взимаются в виде платы за 1 кВар максимальной нагрузки и (или) платы за 1 кВар^час потреблённой электроэнергии.
Для анализа расхода ЭЭ потребителями, рассмотрим трансформаторные подстанций ТП-10 и ТП-40. На рис. 1 приведена траектория отходящих линий электропередачи потребителям ЭЭ рассматриваемых ТП. На ТП-10 установлены два силовых трансформатора. Номинальная мощность трансформаторов ТП-10: Т1-400 кВ-А и Т2-630 кВ-А, а на ТП-40 установлен один силовой трансформатор мощностью 630 кВА.
С целью разгрузки потребления ЭЭ на ТП-40 рассмотрим расчёт электрических нагрузок потребителей данного ТП. Расчёт электрических нагрузок произведён по методу расчёта радиальных электрических сетей. Результат расчёта приведён на рис. 2.
Рис. 1. Траектория отходящих линий электропередачи
от ТП-10 и ТП-40: О - угловые анкерные опоры, 7 шт.;
а>
о - угловые анкерные опоры, 2 шт.; а> - угловые промежуточные опоры, 5 шт.; со - угловые ответвительные опоры, 5 шт.; О - железобетонные промежуточные опоры, 13 шт.
В соответствии с ветвями отходящих линий электропередач по рис. 1 от ТП-40 потребляемая активная мощность одного абонента равна 3,84 кВт. Суммарная активная мощность всех абонентов ТП-40 составляет 526,08 кВт, т.е. 137 абонентов.
Учёт потребления ЭЭ по всем абонентам осуществляется цифровыми интеллектуальными счётчиками производства Китайской народной республики, фирмы HEXING серии HXE. На рис. 3 приведены общий вид интеллектуальных счётчиков.
а б в
Рис. 3. Интеллектуальные счётчики серии НХЕ:
а - модель НХЕ110; б - модель НХЕ310; в - модель НХГ300
На всех трансформаторных подстанциях установлены счётчики типа НХЕ-300. Такие счётчики подключены через измерительные трансформаторы тока и напряжения. На вводах потребителей 0,4 кВ с однофазными электроустановками установлены счётчики типа НХЕ-110, а на потребители с трёхфазными электроустановками установлены счётчики типа НХЕ-310.
Интеллектуальные счётчики модели НХЕ110, НХЕ-310 и НХБ-300 отвечают следующим стандартам [4, 5, 6]: стандарты по оборудованию для замера электричества - 1ЕС62052-11, 1ЕС62053-22, 1ЕС62053-23; стандарты по измерению электричества - 1ЕС62056-21, 1ЕС62056-42, 1ЕС62056-46; 1ЕС62056-47; 1ЕС62056-53; 1ЕС62056-61; 1ЕС62056-62; ЕШ0470-1; ЕШ0470-3; 1ЕС13757-2; 1ЕС13757-3.
Интеллектуальные счётчики модели НХЕ110, НХЕ-310 и НХБ-300 можно использовать в коммунальных предприятиях для построения системы интеллектуального дома. Внутри счетчика установлен реле для контроля потребляемой мощности.
Рассматриваемые счётчики работают со встроенным программным обеспечением. Шифрование коммуникационных данных гарантирует предельно высокую надёжность связи. Четырёхквадрантное измерение активной и реактивной энергии поддерживает 4 тарифа.
В настоящее время в ХГЭС применяется двухтарифная сетка по учёту расходуемой ЭЭ, соответственно промышленными и непромышленными потребителями.
По данным ХГЭС, потребление ЭЭ абонентами ТП-10 и ТП-40 на 21, 22 и 23 июня 2016-2017 гг. и 21, 22 и 23 декабря 2017 г. на рис. 4 приведены диаграммы изменения электрических нагрузок трансформаторов, рассматриваемых ТП.
ТП-10 (Т1) ТП-10 (Т2) ТП-40
■ 21.12.2016 4760,64 6059,7 11792,8
■ 22.12.2016 4898,4 6500,7 12215
■ 23.12.2016 4960,44 6449,1 12229
а
ь
о
X
3"
о
% и
>5 (И
о Т
X т # 1-со
^ 1- а:
а:
(И
Ч
О
X
и
(И
О.
4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0
ТП-10 (Т1)
ТП-10 (Т2)
ТП-40
■ 21.06.2017 1654,32 2288,6 3717,6
■ 22.06.2017 1774,8 2122,8 4028,6
■ 23.06.2017 1664,52 2181 3818
б
13 о х
о
^ и а^ го
О ^
* V
ю ¿5 ?
а:
(И
Ч О
12000 10000 8000 6000 4000 2000
^ 0 и £ ТП-10 (Т1) ТП-10 (Т2) ТП-40
■ 21.12.2017 5200,68 6171,9 12606
■ 22.12.2017 5331 5963,7 12683,2
■ 23.12.2017 5083,8 5824,8 11683
в
Рис. 4. Диаграммы электрических нагрузок на ТП-10 и ТП-40:
а - электрические нагрузки на 21-23 декабря 2016 г.; б, в - соответственно электрические нагрузки на 21-23 июня
и 21-23 декабря 2017 г.
362
Из рис. 4 видно, что на ТП-10 расход ЭЭ потребителями трансформаторов Т1 и Т2 отличаются, т.е. распределение электрических нагрузок неравномерно. Это характеризуется тем, что мощность силовых трансформаторов Т1 и Т2 на ТП-10 не одинакова, в связи с чем на трансформаторе Т2 подключены большее количество потребителей.
На рис. 5 приведена диаграмма сравнения электрических нагрузок силовых трансформаторов на ТП-10 и ТП-40.
ТП-10 (Т1) ТП-10 (Т2) ТП-40
■ 21.12.2016 ■ 21.12.2017 ■ 22.12.2016 ■ 22.12.2017 ■ 23.12.2016 ■ 23.12.2017
Рис. 5. Диаграмма сравнения электрических нагрузок на трансформаторах ТП-10 и ТП-40
Для обеспечения надёжности электроснабжения и качества ЭЭ в двухтрансформаторных подстанциях должны устанавливаться два силовых трансформатора одинакового типа, т.е. одинаковой мощности. Следовательно, для ТП-10 возникает вопрос о необходимости замены трансформатора Т1 мощностью 400 кВ-А на 630 кВ-А. Тогда между трансформаторами Т1 и Т2 на ТП-10 электрическую нагрузку можно распределить равномерно.
В табл. 1 приведён результат расчёта коэффициента загрузки трансформаторов ТП-10 и ТП-40 на 22.12.2017 г. при еоБф = 0,98.
Значение коэффициента загрузки трансформаторов ТП-10 и ТП-40
на 22.12.2017 г. при соБф = 0,98
ТП-10 (Т1-400 кВА) Рп, кВт Зр, кВ-А кз ТП-10 (Т2-630 кВА) Рп, кВт Зр, кВА кз ТП-40 (630 кВА) Рп, кВт Зр, кВА кз
222,13 226,66 0,57 248,49 253,56 0,4 528,47 539,26 0,86
Выводы. 1. По проделанному анализу суточных нагрузок ТП-10 и ТП-40 видно, что значение коэффициента загрузки силового трансформатора Т2 на ТП-10 меньше нормативного (см. табл. 1). В случае подключения перспективных нагрузок потребителей на Т2, то коэффицент загрузки жостигнет примерно до 0,6.
2. С целью равномерного распределения нагрузок между ТП-40 и ТП-10 предлагается установка устройства автоматического переключения ветви АВ (см. рис. 1) на ветвь F (см. рис. 1). Таким образом можно разгрузить силовой трансформатор на ТП-40, и уравнивать коэффициент загрузки трансформаторов Т1 и Т2 на ТП-10 до 0,6. Следовательно коэффициент загрузки трансформатора на ТП-40 снизится до 0,8.
Список литературы
1. Правила пользования электрической и тепловой энергией / Утв. Постановлением Правительства Республики Таджикистан от 6 марта 1998 года, № 84. Худжанд, Издательство им. Рахима Джалила, 1998. 204 с.
2. Прейскурант № 09-01-2017. Тарифы на электрическую и тепловую энергию. Душанбе, ООО «Нигор», 2017. 36 с.
3. Исмоилов И.И. Снижение потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах 10 (6)/0,4 кВ // Материалы Республиканской научно-практической конференции «Электроэнергетика, гидроэнергетика, надёжность и безопасность». 24 декабря 2016 Таджикский технический университет имени академика М.С. Осими. Душанбе: «Промэкспо», 2016. С. 123125.
4. Руководство по эксплуатации HXE-110. HEXING, 2014. 77 с.
5. Руководство по эксплуатации HXE-310. HEXING, 2014. 76 с.
6. Руководство по эксплуатации HXF-300. HEXING, 2015. 70 с.
7. Руководство по эксплуатации концентратора данных HXET100. HEXING, 2015. 25 с.
Исмоилов Исмоилджон Ильхомович, аспирант, [email protected], Республика Таджикистан, Худжанд, Худжандский политехнический институт Таджикского технического университета имени академика М.С. Осими,
Каландаров Хусейнджон Умарович, канд. техн. наук, зав. кафедрой, huseinion. 86@mail. ru, Республика Таджикистан, Худжанд, Худжандский политехнический институт Таджикского технического университета имени академика М.С. Осими
ACCOUNTING FOR ELECTRICITY CONSUMPTION OF URBAN CONSUMERS AND
THEIR ANALYSIS
I.I. Ismoilov, Kh. U. Qalandarov 364
The work contains information on tariffs for electric power consumption and analysis of its consumption by electric receivers of city distribution networks, in summer and winter periods of electricity supply. According to the analysis of electrical loads of urban transformer sub-stations, automatic unloading of the transformer TP is proposed by switching their 0.4 kV outgoing lines.
Key words: electric power, distribution network, consumers, consumption, accounting, tariff, electricity metering devices.
Ismoilov Ismoiljon Ilhomovich, postgraduate ismoiljon. [email protected], Republic of Tajikistan, Khujand, Khujand Polytechnic Institute of the Tajik Technical University named after Academician M.S. Osimi,
QaIandarov Khuseynjon Umarovich, candidate of technical sciences, head of chair, huseinjon. 86@mail. ru, Republic of Tajikistan, Khujand, Khujand Polytechnic Institute of the Tajik Technical University named after Academician M.S. Osimi
