Zhelezko_Yu._Poteri_elektroenergii (2) (1)


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
Москва
энАС
2009
ь. п. дгйгеим
руководство для практических расчетов
нМрГоЖ ыйГироМылГобЖЖ
ГаирЖАлаэ кМчлМ
р∫
ахГ
рАМ ыйГироМылГобЖЖ
удк 621.311.1
ббк 31.279
Ж51
Железко
ю.
С.
потери электроэнергии. реактивная мощность. качество
электроэнергии: руководство для практических расчетов /
ю. С. Железко. – М. : энАС, 2009. – 456 с. : ил.
ISBN
978-5-93196-958-9
рассматриваются принципиальные вопросы в области плани
рования и управления режимами электрических сетей: потери элек
троэнергии, компенсация реактивной мощности, качество электро
энергии.
приведена структура фактических (отчетных) потерь электро
энергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций.
описаны методы расчета потерь в сетях и присоединенном обору
довании, методы анализа и нормирования потерь, выбора меро
приятий по их снижению и расчета допустимых небалансов элек
троэнергии.
рассмотрены методы выбора оптимальной мощности компенси
рующих устройств, показатели качества электроэнергии, их влияние
на электрооборудование, а также нормативные документы, опреде
ляющие взаимоотношения поставщиков и потребителей в части ка
чества электроэнергии и условий потребления реактивной мощности.
дана характеристика программного обеспечения, реализующе
го изложенные расчетные методы, представлены примеры практи
ческих расчетов.
для инженерно-технического персонала энергоснабжающих ор
ганизаций и предприятий – потребителей электрической энергии.
удк
621.311.1
ббк
31.279
ISBN
978-5-93196-958-9
ю. С. Железко, 2009
зАо «издательство нц энАС», 2009
Ж51
пре
лоВие
В данной книге объединены три проблемы, имеющие много
общих аспектов. потери электроэнергии при ее транспортировке
от мест производства до мест потребления являются одним из важных
технико-экономических показателей электрических сетей. установ
ка средств компенсации реактивной мощности во многом произ
водится с целью снижения потерь. В то же время практически все
технические средства повышения качества электроэнергии содер
жат реактивные элементы индуктивного или емкостного характе
ра и, следовательно, влияют на баланс реактивной мощности в сети.
С другой стороны, значения показателей качества электроэнер
гии зависят от наличия или отсутствия в сети компенсирующих
устройств.
при решении задач в указанных областях необходимо учитывать
специфику электрической энергии, рассматриваемой как товар, по
ставляемый энергоснабжающими организациями, но имеющей зна
чительные отличия от других видов промышленных товаров. элек
трическая энергия является единственным видом продукции, для пе
ремещения которого от мест производства до мест потребления
не требуется других ресурсов. для этого расходуется часть самой
передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны; зада
ча состоит в определении их экономически обоснованного уровня.
качество электроэнергии в сетях энергоснабжающих организаций
(сетях общего назначения) по многим показателям обусловливает
ся техническими характеристиками и режимами работы электро
приемников (эп) потребителей. трудно назвать еще хоть один вид
продукции, качество которой может быть ухудшено покупателем
еще до ее поставки.
Все три проблемы являются общими для энергоснабжающих ор
ганизаций и потребителей и находят отражение в условиях потре
бления электроэнергии и в ее оплате. Стоимость потерь является
одной из составляющих тарифа на передачу электроэнергии по се
тям (в том числе и в составе конечного тарифа на электроэнергию).
условия потребления реактивной мощности устанавливаются в до
говорах на поставку электроэнергии; их соблюдение отражается в виде
повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифу.
показатели качества электроэнергии нормируются государствен
ным стандартом. Соблюдение норм проверяется при сертификации
электроэнергии. Стоимость работ по проведению сертификации
также включается в состав затрат, определяющих тариф на электро
энергию. Многие проблемы в области качества электроэнергии (в ча
сти взаимоотношений поставщиков и потребителей энергии) в на
стоящее время не имеют окончательного решения в значительной
мере в силу отмеченного выше влияния на качество электроэнергии
самих потребителей. особенности электроэнергии обусловливают
и тот неприятный факт, что потребители, не оказывающие отри
цательного влияния на качество электроэнергии, вынуждены по
треблять электроэнергию, качество которой ухудшено другими по
требителями. юридически они могут предъявлять претензии только
к поставщику товара, а он сам не в состоянии исправить положение.
отключить же «искажающего» потребителя не позволяют законы,
да это и не выгодно поставщику, так как он лишится части оплаты.
поэтому здесь еще многое предстоит сделать.
Сетевые организации должны обосновывать уровень потерь
электроэнергии, который они считают необходимым включить в та
риф, а организации, утверждающие тарифы (Федеральная служба
по тарифам и энергетические комиссии), – анализировать эти обо
снования и принимать их либо корректировать. В связи с этим боль
шое значение приобретает форма представляемых материалов и про
цедура рассмотрения и утверждения нормативов потерь. недостат
ки в организации этой процедуры могут свести на нет все уточнения
методик расчета потерь. В книге приведен критический анализ дей
ствующих нормативных документов в этой области.
несмотря на важность задачи расчета нормативов потерь их рас
чет не является конечной целью. цель расчетов состоит в анализе
структуры потерь, выявлении их очагов и в выборе экономически
обоснованных мероприятий по их снижению. В книге подробно
рассмотрены методы анализа потерь и расчета нормативных харак
теристик потерь; конкретизировано понятие мероприятия по сни
жению потерь, приведен перечень мероприятий и методы оценки
эффекта от их реализации. В приложениях приведены подробные
теоретические обоснования всех изложенных методов.
В части компенсации реактивной мощности обсуждаются как
методы выбора оптимальной мощности компенсирующих устройств
в сетях, так и положения нормативных документов, определяющих
взаимоотношения энергоснабжающих организаций и потребителей.
В части качества электроэнергии рассмотрены параметры элек
троэнергии, часть из которых нормируется в виде показателей каче
ства. описаны методы, с помощью которых можно в определенной
мере упорядочить взаимоотношения энергоснабжающих организа
ций и потребителей в этой области. большое внимание уделено ре
гулированию напряжения, так как отклонения напряжения от но
минального значения можно считать основным показателем ка
чества электроэнергии, значение которого практически полностью
зависит от поставщика (наряду с отклонениями частоты).
Автор работает в данной области более сорока лет. Многие ме
тоды и нормативные документы разработаны им непосредственно
или с его участием, поэтому читатель может получить информа
цию о рассматриваемых проблемах, что называется, из первых рук.
при написании книги автор основывался на опыте чтения лекций
для работников энергоснабжающих организаций, контролирующих
органов и потребителей электроэнергии. основной материал кни
ги, имеющий практическое назначение, изложен в максимально до
ступной форме. Все более сложные теоретические выводы вынесе
ны в приложения.
Автор выражает глубокую благодарность своим коллегам Ан
дрею Валентиновичу Артемьеву и ольге Владимировне Савченко,
принимавшим активное участие в разработке расчетных методов
и программных средств, а также своей супруге Светлане Анатольев
не Железко, которая на протяжении этих сорока лет своим доброже
лательным отношением и советами способствовала работе автора.
Автор надеется, что материал книги поможет специалистам се
тевых организаций, потребителям электроэнергии и энергетическим
комиссиям в их практической работе. книга может быть полезна на
учным работникам, занимающимся совершенствованием рассмо
тренных в книге методов, а также студентам электроэнергетических
специальностей.
Глава 1.
Сн
оВ
ны
е
нЯт
и
ер
оло
В о
АСт
и
ер
кт
ро
эн
ер
1.1.
потери
электроэнергии
или
расход
на
передачу?
перемещение любых материальных предметов из одного места
в другое требует затрат энергоносителей. при их перемещении с по
мощью автотранспорта расходуется бензин или другие углеводо
роды, с помощью электродвигателей – электроэнергия и т. п. элек
трическая же энергия является единственным видом продукции,
которая для своего перемещения на сотни километров от электри
ческих станций к потребителям расходует часть самой себя, не тре
буя для этого других ресурсов.
для понимания уникальности процесса транспортировки элек
троэнергии целесообразно сравнить его с процессом транспорти
ровки тепловой энергии. часть тепловой энергии в процессе транс
портировки так же теряется – уходит через тепловую изоляцию труб
(изоляция не может быть идеальной). эти потери являются техно
логическими (неизбежными), они не могут быть устранены полно
стью, хотя могут быть уменьшены улучшением изоляции труб, в том
числе и с помощью их замены на трубы из более совершенных мате
риалов, что требует больших капиталовложений. Вместе с тем такие
потери не совершают полезной работы по транспортировке самой
тепловой энергии по трубам: ее транспортировка осуществляется
за счет расхода другой энергии (электрической), потребляемой дви
гателями насосных станций. иногда трубы разрушаются, и горячая
вода хлещет наружу. к этой части потерь термин «потери» применим
в полной мере.
потери при транспортировке электроэнергии имеют совсем дру
гие свойства. технологические (неизбежные) потери электроэнергии
совершают полезную работу. А ситуаций, когда электроэнергия «хле
щет наружу» из проводов, физически не может быть.
при перемещении предметов с помощью автотранспорта никто
не говорит: «потери бензина составили 15 л», говорят: «расход бен
зина составил 15 л». расход же электроэнергии на проведение в та
кой же степени полезной работы, как и в случае с автотранспортом,
традиционно называют потерями электроэнергии. этот термин в сре
де неспециалистов вызывает представление о плохо организован
ном процессе транспортировки электроэнергии, ассоциируясь с по
терями при перевозке зерна, угля и проч.
Все эти обстоятельства приводят, на первый взгляд, к выводу
о целесообразности использования термина «расход электроэнер
гии на ее передачу по электрическим сетям» или, как это сейчас ис
пользуется в некоторых формах отчетности, «технологический рас
ход электроэнергии». однако эти термины также не вполне описы
вают суть явления.
уЯйсзцдрйзд (нсцдсмъд) онсдпз ькдйспньмдпвзз
определяют как
разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии,
отпущенной из сети потребителям. эти потери включают в себя со
ставляющие различной природы: потери в элементах сети, имею
щие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу
оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего
передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии
приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии путем воз
действия на счетчики, неуплату или неполную оплату показаний
счетчиков и т. п. применение ко всем этим составляющим, особенно
к последней, термина «расход» представляется не вполне адекватным.
С позиций логики к технологическому расходу можно бесспор
но отнести технические потери в элементах сети и расход электро
энергии на собственные нужды (Сн) подстанций. эти процессы
сопровождаются физическим расходом энергии. Физическим рас
ходом энергии являются и ее хищения, однако эту составляющую
потерь нельзя отнести к технологическому расходу, так как хищения
электроэнергии не являются особенностями технологического про
цесса передачи
электроэнергии.
Система учета электроэнергии состоит из измерительных транс
форматоров тока (тт), напряжения (тн) и собственно приборов
учета. эти устройства не могут быть идеальными и, как будет пока
зано в дальнейшем, отрицательные погрешности измерительных
устройств, приводящие к недоучету электроэнергии, являются объ
ективным, физически объяснимым их свойством. и хотя погрешно
сти приборов физически не изменяют количество энергии, а лишь
неточно отражают его, они являются элементами технологического
процесса. поэтому недоучет электроэнергии, обусловленный по
грешностями устройств системы учета, также относится к техноло
гическим потерям.
Вместе с тем технологический расход может быть нерационально
большим. при этом к его нерациональной части применение терми
на «потери» имеет определенную логику.
при расчете режимов электрических сетей термин «потери элек
троэнергии» применяется в связке с другими аналогичными терми
нами, например, «потери мощности», «потери напряжения». чтобы
быть до конца последовательными, необходимо говорить «техноло
гический расход напряжения», что выглядит уже несколько абсурд
ным. С другой стороны, «расход электроэнергии на Сн подстанций»
трудно назвать «потерями электроэнергии на Сн подстанций», хотя
этот расход является частью отчетных потерь.
Широко распространенные обозначения упомянутых величин
и
ассоциируются с потерями, а не с расходом. В зарубеж
ной технической литературе на всех основных языках для рассма
триваемой величины используется термин, соответствующий русско
му термину «потери»: energy losses (
Ямвк
.), pertes en energie (
упЯмх
.) и т. п.
представляется, что, взвесив все за и против, целесообразнее
все-таки использовать традиционный термин «потери», терпеливо
объясняя неспециалистам, что без потерь передать электроэнергию
нельзя – это часть электроэнергии, совершающая полезную работу
по транспортировке другой, основной ее части от мест производства
до мест потребления.
1.2.
Структура
потерь
электроэнергии
разделение потерь на составляющие может проводиться по раз
ным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), клас
сам напряжения, группам элементов, производственным подразде
лениям и т. п. для целей анализа и нормирования потерь целесо-
образно использовать
тйптомдммтэ рсптйстпт онсдпы ькдйспньмдпвзз
в которой потери разделены на составляющие исходя из их физиче
ской природы и специфики методов определения их количествен
ных значений.
на основе такого подхода фактические потери могут быть раз
делены на четыре составляющие:
сдфмзцдрйзд онсдпз ькдйспньмдпвзз
, обусловленные физиче
скими процессами, происходящими при передаче электроэнергии
по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части
электроэнергии в тепло в элементах сетей. теоретически техниче
ские потери могут быть измерены при установке соответствующих
приборов, фиксирующих поступление и отпуск электроэнергии
на рассматриваемом объекте. практически же оценить действитель
ное их значение с приемлемой точностью с помощью средств из
мерения нельзя. для отдельного элемента это объясняется сравни
тельно малым значением потерь, сопоставимым с погрешностью
приборов учета. например, измерение потерь в линии, фактические
потери энергии в которой составляют 2 %, с помощью приборов,
имеющих погрешность
0,5 %, может привести к результату от 1,5
до 2,5 %. для объектов, имеющих большое количество точек посту
пления и отпуска электроэнергии (электрическая сеть), установка
специальных приборов во всех точках и обеспечение синхронного
снятия их показаний практически нереальна (особенно для опре
деления потерь мощности). Во всех этих точках счетчики электро
энергии и так установлены, однако мы не можем сказать, что раз
ность их показаний и есть действительное значение технических
потерь. это связано с территориальной разбросанностью многочис
ленных приборов и невозможностью обеспечения полного контро
ля правильности их показаний и отсутствия случаев воздействия
на них других лиц. разность показаний этих приборов представляет
собой
уЯйсзцдрйзд онсдпз
, из которых следует выделить искомую
составляющую. поэтому можно утверждать, что измерить техниче
ские потери на реальном сетевом объекте нельзя. их значение мож
но получить только расчетным путем на основе известных законов
электротехники;
пЯрфнг ькдйспньмдпвзз мЯ рМ онгрсЯмхзи
необходимый для
обеспечения работы технологического оборудования подстанций
и жизнедеятельности обслуживающего персонала. этот расход ре
гистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах Сн
подстанций;
онсдпз ькдйспньмдпвзз, натркнбкдммъд онвпдчмнрсюлз дд зж
лдпдмзю
(мдгнтцдс ькдйспньмдпвзз, лдспнкнвзцдрйзд онсдпз).
эти по
тери получают расчетным путем на основе данных о метрологиче
ских характеристиках и режимах работы приборов, используемых
для измерения энергии (тт, тн и самих электросчетчиков). В рас
чет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска
электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода элек
троэнергии на Сн подстанций;
йнллдпцдрйзд онсдпз
, обусловленные хищениями электро-
энергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнер
гии бытовыми потребителями и другими причинами в сфере орга
низации контроля за потреблением энергии. коммерческие потери
не имеют самостоятельного математического описания и, как след
ствие, не могут быть рассчитаны автономно. их значение опреде
ляют как разницу между фактическими потерями и суммой первых
трех составляющих.
три первые составляющие укрупненной структуры потерь обу
словлены технологическими потребностями процесса передачи
электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления
и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином
сдфмнкнвзцдрйзд онсдпз
. четвертая составляющая – коммерческие
потери – представляет собой воздействие «человеческого фактора»
и включает в себя все проявления такого воздействия: сознательные
хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изме
нения показаний счетчиков, потребление энергии помимо счетчи
ков, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков, определе
ние поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам
учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой при
надлежности сетей и мест установки приборов учета) и т. п.
Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь
сгруппированы по различным критериям, приведена на рис. 1.1.
каждая составляющая потерь имеет свою более детальную
структуру.
МЯвптжнцмъд онсдпз
включают в себя потери:
в проводах линий передачи;
силовых трансформаторах и автотрансформаторах;
токоограничивающих реакторах;
заградителях высокочастотной связи;
трансформаторах тока;
соединительных проводах и шинах распределительных устройств
(ру) подстанций.
последние две составляющие в силу отсутствия практики их
поэлементных расчетов и незначительной величины обычно опре
деляют на основе удельных потерь, рассчитанных для средних усло
вий, и включают в состав
тркнбмн-онрснюммъф онсдпы
пзр. 1.1.
Структура фактических потерь электроэнергии
Фактические
потери
потери, зависящие от нагрузки
потери, не зависящие от нагрузки
технические потери
нагрузочные
холостого хода
климатические
расход
на собственные
нужды
подстанций
недоучет
электро-
энергии
технологические потери
коммерческие потери
потери при передаче электроэнергии
потери
при реализации
электроэнергии
онсдпз фнкнрснвн фнгЯ
включают в себя постоянные (не завися
щие от нагрузки) потери:
в силовых трансформаторах (автотрансформаторах);
компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных ком
пенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующих реакторах);
оборудовании системы учета электроэнергии (тт, тн, счетчи
ках и соединительных проводах);
вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения;
устройствах присоединения высокочастотной связи (Вч-связи);
изоляции кабелей.
онсдпз, натркнбкдммъд онвнгмълз тркнбзюлз (йкзлЯсзцдрйзд он
сдпз)
включают в себя три составляющие:
потери на корону в воздушных линиях электропередачи (Вл)
110
кВ и выше;
потери от токов утечки по изоляторам Вл;
расход электроэнергии на плавку гололеда.
пЯрфнг ькдйспньмдпвзз мЯ рМ онгрсЯмхзи
обусловлен режима
ми работы различных (до 23) типов эп. этот расход можно разбить
на шесть составляющих:
на обогрев помещений;
вентиляцию и освещение помещений;
системы управления подстанцией и вспомогательные устрой
ства синхронных компенсаторов;
охлаждение и обогрев оборудования;
работу компрессоров воздушных выключателей и пневматиче
ских приводов масляных выключателей;
текущий ремонт оборудования, устройства регулирования на
пряжения под нагрузкой (рпн), дистилляторы, вентиляцию закры
того распределительного устройства (зру), обогрев и освещение
проходной (прочий расход).
онвпдчмнрсз тцдсЯ ькдйспньмдпвзз
включают составляющие,
обусловленные погрешностями измерительных тт, тн и электриче
ских счетчиков.
йнллдпцдрйзд онсдпз
также могут быть разделены
на многочисленные составляющие, отличающиеся причинами их
возникновения.
Все перечисленные составляющие подробно рассмотрены в по
следующих главах.
критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть
узжзцдрйнвн
и
ьйнмнлзцдрйнвн
характера. некоторые специалисты
считают, что расход электроэнергии на Сн подстанций надо отно
сить к отпуску электроэнергии, а остальные составляющие – к по
терям. расход на Сн подстанций по характеру использования элек
троэнергии действительно ничем не отличается от ее использования
потребителями. однако это не является основанием считать его
онкджмъл нсотрйнл
, под которым понимают электроэнергию, отпу
щенную потребителям. расход же
электроэнергии на Сн подстан
ций является внутренним потреблением сетевого объекта. кроме
того, при таком подходе необоснованно предполагается, что расход
части энергии в элементах сетей на доставку другой ее части потре
бителям (технические потери), в отличие от расхода на Сн подстан
ций, не является полезным.
приборы учета не изменяют потоков мощности по сети, они
лишь не совсем точно их регистрируют. поэтому некоторые специа
листы считают теоретически неверным относить недоучет электро
энергии, обусловленный погрешностями приборов, к потерям (ведь
объем электроэнергии не изменяется от того, каким образом прибо
ры ее регистрируют!).
Можно согласиться с теоретической правильностью таких рас
суждений, как и – одновременно – с их практической бесполезно
стью. определять структуру потерь нас заставляет не наука (для на
учных исследований все подходы имеют смысл), а экономика. поэто
му для анализа отчетных потерь следует применять экономические
критерии. С экономических позиций потери – это та часть электро
энергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск по
требителям оказался меньше электроэнергии, полученной сетью
от производителей электроэнергии. под полезным отпуском электро
энергии понимается не только та электроэнергия, денежные сред
ства за которую действительно поступили на расчетный счет энерго-
снабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета,
то есть потребление энергии зафиксировано. Выставление счетов
является практикой, применяемой к юридическим лицам, потребле
ние энергии которыми фиксируется ежемесячно. В отличие от это
го ежемесячные показания счетчиков, фиксирующих потребление
энергии бытовыми абонентами, обычно неизвестны. полезный от
пуск электроэнергии бытовым абонентам определяют по поступив
шей за месяц оплате, поэтому вся неоплаченная энергия автомати
чески попадает в потери.
расход электроэнергии на Сн подстанций не является продук
цией, оплачиваемой конечным потребителем, и с экономической точ
ки зрения ничем не отличается от расхода электроэнергии в элемен
тах сетей на передачу остальной ее части потребителям.
занижение объемов полезно отпущенной электроэнергии при
борами учета (недоучет) имеет такой же экономический характер,
как и две описанные выше составляющие. то же самое можно сказать
и о хищениях электроэнергии. поэтому все четыре описанные выше
составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.
Фактические потери являются строго детерминированной ве
личиной, жестко связанной с денежными средствами, полученны
ми за проданную энергию. задача «исправления» отчетных потерь
на основе учета погрешностей счетчиков бессмысленна, так как
не может привести к изменению объема полученных (и недополу
ченных) денежных средств.
потерянный рубль остается потерянным независимо от того,
по какой причине и где он потерян. но для того, чтобы принять наи
более эффективные меры по снижению потерь, необходимо знать,
где и по каким причинам они происходят. В связи с этим основной
задачей расчета и анализа потерь является определение их деталь
ной структуры, выявление конкретных очагов потерь и оценка воз
можностей их снижения до экономически оправданных значений.
одним из методов такой диагностики потерь является анализ не
балансов электроэнергии на объектах (подстанциях, предприятиях
сетей) и в сетевых организациях.
1.3.
экономически
обоснованный
уровень
потерь
электроэнергии
уровень технических потерь электроэнергии в сетях определя
ется решениями, принимаемыми на трех временных уровнях: кон
цептуальном, эксплуатационно-реконструктивном и оперативном.
принципы развития единой энергетической системы (ориента
ция на крупные электростанции и протяженные линии электро
передачи или сравнительно маломощные станции, расположенные
в центрах нагрузки, и т. п.) закладываются на
йнмхдостЯкымнл
тпнбмд
. этому уровню соответствует наиболее широкий интервал
возможных значений технических потерь. например, в Германии
и Японии потери электроэнергии в сетях находятся на уровне 4–5
%,
а в канаде и норвегии, странах с протяженной территорией и кон
центрированной генерацией электроэнергии на мощных электро
станциях – на уровне, близком к 10 %. Взаимное расположение
электростанций и потребителей в каждой стране уникально, попыт
ки найти «похожие» сети практически бессмысленны. поэтому сама
по
себе информация о фактических потерях электроэнергии в сетях
Голландии или танзании может быть любопытной, но надо пони
мать, что конструктивных выводов для российских условий из этой
информации сделать нельзя. экономически обоснованный уро
вень технических потерь в сетях россии может быть определен толь
ко на основании расчетов для конкретных схем и нагрузок сетей.
более полезной была бы информация о коммерческих потерях
в сетях различных стран. однако если информация о фактических
потерях электроэнергии появляется в отчетах международных энерге
тических организаций, то о коммерческих потерях ее нет. С другой
стороны, причины высоких коммерческих потерь понятны и без со
поставления уровней потерь в различных странах. там, где уровень
жизни низок, потери большие. низкий уровень жизни – следствие
невысокого уровня развития экономики и, соответственно, отсут
ствия средств, необходимых для наведения порядка. нет средств
на установку современных приборов учета. нет средств на достой
ную оплату труда инспекторов энергосбыта. есть понятные моти
вы населения, крайне стесненного в материальных средствах, по
пытаться сэкономить на плате за электроэнергию. В калмыкии, на
пример, потери превышают 30 %. В индии – 26 %. организация
труда в регионах с суровыми климатическими условиями и не
развитой инфраструктурой оставляет желать лучшего. если на ули
це мороз под 40 градусов, а рабочие живут в теплушках, то повсе
местное подключение нагревательных «козлов» помимо счетчиков
неизбежно. А инспектору энергосбыта добраться до отдаленного ре
гиона, да еще в сезон метелей и снежных заносов, непросто. на Са
халине потери составляют более 30 %.
на
ьйроктЯсЯхзнммн-пдйнмрсптйсзбмнл тпнбмд
снижение потерь
достигается за счет постепенной адаптации режимов и параметров
сети к реально существующим нагрузкам и применения новых ти
пов оборудования (более экономичных трансформаторов, компен
сирующих устройств и т. п.). Возможности снижения потерь на этом
уровне обычно не превышают 1,5 % от отпуска электроэнергии в сеть.
при существенных (в 2–2,5 раза) различиях в базовых уровнях по
терь в большинстве стран, данные по которым приводятся в еже
годном бюллетене европейской статистики электроэнергии, тенден
ция их изменения составляет не более 0,05–0,08 % в год, несмотря
на проведение активной энергосберегательной политики. для реа
лизации основных мероприятий по снижению потерь (МСп) экс
плуатационного плана требуется несколько месяцев, а реконструк
тивного плана – как правило, несколько лет.
на
нодпЯсзбмнл тпнбмд
(диспетчерское управление режимами
сетей в темпе процесса) резервы снижения потерь составляют око
ло 0,2 % отпуска электроэнергии в сеть.
при принятии концептуальных решений потери электроэнергии
не является основным фактором: развитие энергетической системы
страны планируется исходя из размещения производственных мощ
ностей, источников топливных ресурсов и природных условий – мощ
ных рек для строительства гидроэлектростанций и т. п., а не значе
ния потерь, хотя последнее является одним из учитываемых фак
торов. основными временны
ми уровнями, на которых снижение
потерь электроэнергии рассматривается как самостоятельная зада
ча, являются эксплуатационно-реконструктивный и оперативный.
оперативные задачи, решаемые в рамках автоматизированных
систем диспетчерского управления (АСду), основаны на достаточ
но достоверной информации, получаемой от средств телеизмере
ний, на детерминированных алгоритмах определения оптимальных
режимов (целей управления) и на телеуправлении устройствами их
регулирования. решения принимаются исходя из текущей ситуа
ции; интегральная оценка
эффективности решения производится
на сравнительно непродолжительном интервале времени, опре
деляемом, как правило, периодичностью работы переключающих
устройств.
более сложная ситуация характерна для решений, принимаемых
на эксплуатационно-реконструктивном уровне. однозначно опреде
лить оптимальный уровень потерь электроэнергии в сети можно лишь
при известных нагрузках, стоимости электроэнергии и устройств,
применяемых для снижения потерь. появление устройств с новы
ми характеристиками (например, молекулярных конденсаторов про
мышленного изготовления или трансформаторов с резко снижен
ными потерями за счет использования явления сверхпроводимости),
снижение стоимости известных устройств, обусловленное совершен
ствованием технологии их производства, изменение стоимости элек
троэнергии и тому подобные факторы изменяют оптимальное зна
чение потерь и приоритеты в адаптации сети к новой оптималь
ной цели.
В связи с тем, что достоверный прогноз нагрузок на длительную
перспективу затруднен (например, в 1985 г. никто не мог предпо
лагать развития событий в 1990-х гг.), также как и предсказание
сроков появления новых технических средств, решения, принимае
мые на основе предположений о динамике изменения показателей
на длительном периоде, часто оказываются неоптимальными. по
этому основным направлением снижения потерь электроэнергии
является адаптация режимов и параметров сети к условиям, про
гнозируемым на несколько лет вперед и ежегодно корректируемым
при появлении новой информации.
1.4.
небалансы
электроэнергии
Свойство баланса – это физическое свойство любых процессов
в природе. количество электроэнергии, поступившей на объект,
всегда равно сумме электроэнергии, ушедшей с объекта и израсходо
ванной внутри него. небалансы же являются следствием неточной
фиксации составляющих баланса приборами учета электроэнергии,
а также наличием расхода, который не фиксируется приборами –
технических потерь на объекте, определяемых расчетным путем,
и коммерческих потерь, представляющих собой результат искаже
ния реального потребления электроэнергии.
когда говорят о
гнотрсзлъф мдаЯкЯмрЯф
, имеют в виду возмож
ные погрешности измерительных комплексов и оценивают, насколь
ко фактический небаланс можно объяснить этими причинами.
при этом возникает вопрос о критерии допустимости. известно, что
в настоящее время приборы учета часто работают в ненорматив
ных условиях, что приводит к увеличенным погрешностям, причем,
как правило, возникает существенная систематическая погрешность
в сторону недоучета электроэнергии.
небаланс в пределах этих по
грешностей допусти
м в том смысле, что он может быть объяснен
характеристиками приборов, и нет оснований говорить о наличии
коммерческих потерь, но он недопустим в том смысле, что техниче
ские характеристики приборов не соответствуют требуемым при фак
тических потоках энергии. Слово «допустимый» при этом получает
неоднозначную трактовку. поэтому целесообразно использовать два
термина, объединяемые общим названием «допустимые небалансы»:
сдфмзцдрйз гнотрсзлъи мдаЯкЯмр
(тдн) и
мнплЯсзбмъи гнотрсзлъи
мдаЯкЯмр
(ндн). первый
определяется погрешностями устройств
системы учета электроэнергии в реальных условиях их работы (хотя
они могут не соответствовать требуемым), второй – при приведении
параметров этих устройств в норму (в основном, путем их замены).
Важным аспектом правильного определения допустимых не
балансов является учет технических потерь на объекте. они опреде
ляются расчетным путем с присущими любому расчетному методу
погрешностями. при определении допустимых небалансов эту часть
расхода необходимо учитывать как показание виртуального счет
чика с классом точности, соответствующим погрешности приме
няемого метода расчета потерь. при этом по аналогии с различной
трактовкой допустимых небалансов при расчете допустимого тех
нического небаланса следует учитывать погрешность
зронкыжтд
лнвн
метода расчета
технических потерь, а при расчете допустимого
нормативного небаланса – погрешность метода, установленного
для данного объекта в качестве
мнплЯсзбмнвн
. нормативные методы
расчета потерь в сетях различных классов напряжения должны быть
установлены исходя из условия полного использования информа
ции, получаемой от средств измерения.
например, проведение рас
чета потерь в основных сетях 220 кВ и выше, преимущественно
оснащенных средствами телеизмерений, методом наибольших по
терь, предусматривающим расчет всего одного режима, следует счи
тать недопустимым.
В связи с невозможностью быстрого устранения коммерческих
потерь в полном объеме их значения, признанные временно допу
стимыми, должны включаться в технически допустимый небаланс.
1.5.
нормирование
потерь
1.5.1.
бщие
положения
расчеты потерь электроэнергии в сетях проводят для решения
задач, которые можно разделить на две группы: внутриобъектные
технико-экономические задачи и задачи, связанные с взаимодей
ствием с государственными и вышестоящими ведомственными ор
ганизациями.
к внутриобъектным задачам относятся задачи повышения эко
номичности функционирования объекта, осуществляемые самим
персоналом, эксплуатирующим объект: выявление очагов потерь,
разработка мероприятий по их снижению, создание системы стиму
лирования персонала и т. п. ко второму типу задач относятся задачи
обоснования уровня потерь для формирования тарифов на электро
энергию (расчет нормативов потерь).
для решения внутриобъектных задач требуется максимально
возможная детализация расчетов с определением потерь в каждом
элементе сети, выявлением зон повышенных технических и ком
мерческих потерь, технико-экономической оценкой целесообразно
сти проведения конкретных мероприятий по их снижению и т. п.
эти расчеты могут проводиться для любой части сети отдельно (на
пример, только для сети 110 кВ и выше или только для сетей 6–20 кВ
и т. п.). результаты расчетов для этой части сети не теряют своей цен
ности из-за того, что расчеты для других частей сети пока не про
ведены.
к расчетам потерь для обоснования их нормативов предъявля
ются другие требования, которые можно систематизировать следу
ющим образом:
потери должны быть рассчитаны во всех элементах сетей всех
напряжений, находящихся на балансе сетевой организации. расчет
потерь только в части сетей не может быть использован для обосно
вания тарифа на электроэнергию, устанавливаемого для сетевой
(энергоснабжающей) организации в целом;
результаты расчета должны быть представлены в форме, обеспе
чивающей ясность обоснования, прозрачность структуры и динами
ки изменения потерь для неспециалиста в этой области. В отличие
от внутриобъектных задач, пользователем результатов расчетов ко
торых является инженерно-технический персонал самой сетевой
организации, результаты расчетов норматива потерь рассматрива
ют сотрудники государственных служб по тарифам, которые не мо
гут и не должны владеть всем объемом знаний и специфики элек
тротехнических расчетов. Аналогичные требования предъявляются
и к отчетности, представляемой в департаменты вышестоящих орга
низаций, так как она анализируется, в основном, экономическими
подразделениями, также не обязанными владеть спецификой элек
тротехнических расчетов;
результаты расчетов должны содержать не только общий уровень
потерь электроэнергии в сети, но и – в обязательном порядке –
их структуру, а также оценку возможных резервов снижения каж
дой структурной составляющей, без чего бессмысленно говорить
о нормальных потерях;
и, наконец, расчеты должны иметь легитимный характер. В свя
зи с этим важным обстоятельством является факт узаконенности
программ для подобных расчетов (наличие сертификата или друго
го документа, подтверждающего их соответствие действующим нор
мативным документам) и проверки достоверности использованной
в расчетах исходной информации, проводимой по установленной
процедуре (в настоящее время считается, что это обеспечивается
экспертизой расчетов).
рассматривая понятие норматива с позиций лексики, можно
сказать, что нормирование потерь – это приведение потерь к нор
ме. А чтобы привести их к норме, надо сказать,
цсн
мы понимаем
под нормальными потерями. если фактические потери не выше тех
нических, то это нормально? Многие на этот вопрос ответят утвер
дительно. А почему это нормально, если в сетях существуют боль
шие резервы снижения технических потерь экономически обосно
ванными способами?
допустимо ли включать в норматив некоторую часть коммер
ческих потерь? Многие на этот вопрос ответят отрицательно. Вместе
с тем в обычной жизни каждый индивид руководствуется более
здравым положением: не стоит искать потерю, если затраты на ее по
иск больше стоимости потери. известно, например, что в некото
рых западных странах хищения, не превышающие 1–1,5 % потре
бления энергии физическими лицами, де факто включаются в тариф
(де юре таких документов нет). Считается экономически нецелесо-
образным искать конкретные места хищений в таких объемах, так
как затраты на их поиск оказываются больше стоимости найденной
электроэнергии. для полного устранения хищений необходимо соз
давать соответствующие подразделения, оснащенные
дорогостоящей
техникой. тариф будет ниже, если включить в него разумную часть
коммерческих потерь, чем гораздо большие затраты на их искоре
нение. законопослушная часть потребителей (не только население,
а все потребители, поэтому на население будет относиться лишь не
большая часть) фактически оплачивает хищения энергии, и, хотя это
представляется несправедливым, справедливый путь оказывается
«себе дороже». здравый смысл подсказывает, что в странах с более
низким уровнем жизни населения в тариф приходится включать
более высокое значение коммерческих потерь. и чем ниже уровень
жизни в регионе, тем выше коммерческие потери и тем более обо
сновано включение их большей части в тариф. очевидно, что их
включение в тариф можно рассматривать только как временную
меру. осуществление полноценного учета потребляемой энергии –
первоочередная задача поставщика энергии. лучше было бы времен
но продавать часть энергии ниже ее действительной цены, но полно
ценно учитывать объемы потребления.
к сожалению, в соответствии с действующими в россии прави
лами коммерческие потери официально нельзя включать в норма
тив. бытует мнение, что коммерческие потери являются «безобрази
ем», их устранение – проблема только энергоснабжающей органи
зации и учитывать их при разработке тарифов аморально (вроде
признания определенной части воровства нормальным явлением).
такое мнение аналогично
утверждению, что наркомания является
«безобразием», учитывать ее при финансировании здравоохранения
не следует, а решение этой проблемы – задача медицинских учреж
дений на местах. Между тем обе эти проблемы носят социальный
характер, выходящий за рамки «правильных» отношений, и явля
ются фактически общественными проблемами. Во время
путеше
ствий автору приходилось видеть в буэнос–Айресе (Аргентина)
районы старых домов, в которых проживают, по нашей терминоло
гии, лица «без определенного места жительства». В эти районы на
правляют одежду «секонд хэнд», старые марки работающих теле
визоров: их выбрасывают некоторые пользователи, привыкшие ви
деть в своих квартирах только самые современные модели. туда же
адрокЯсмн
поставляется электроэнергия. Справедливо считается, что
эти общественные затраты более приемлемы, чем беды, обусловлен
ные ростом преступности людей, поставленных на грань физиче
ского выживания. Автору не удалось выяснить, кто оплачивает
энергоснабжающей организации эту бесплатную электроэнергию.
очевидно, что не она сама берет на себя благотворительную миссию
спасения населения от социальных бед. Скорее всего, это оплачи
вают муниципалитеты. из налогов, которые платят те же законо
послушные граждане. закон баланса не обойдешь, за неоплаченную
одними потребителями энергию все равно будут платить другие.
либо через повышенный тариф на электроэнергию, либо через на
логи. по рассказам очевидцев, в кейптауне (южно-Африканская
республика) такая же ситуация.
для обеспечения реального снижения суммарных потерь нужно,
в первую очередь, сделать их структуру действительно прозрачной.
необходимо директивно признать коммерческие потери объектив
ной составляющей тарифа, ввести понятие
бпдлдммн гнотрсзлнвн
тпнбмю йнллдпцдрйзф онсдпы
и обеспечить отсутствие отрицатель
ных последствий для энергоснабжающих организаций, раскрыв
ших действительную структуру потерь в своих сетях. при отсут
ствии разумного отношения к этой проблеме энергоснабжающие
организации вынуждены использовать все возможности для завы
шения расчетных значений технологических потерь, включая в них
льшую или меньшую часть коммерческих потерь.
приведем краткое изложение толкований термина «норматив»
в энциклопедических словарях.
под нормативами понимаются расчетные величины затрат ма
териальных ресурсов, применяемые в планировании и управлении
хозяйственной деятельностью предприятий. нормативы должны
быть научно-обоснованными, прогрессивными и динамичными,
то есть систематически пересматриваться по мере организационно-
технических сдвигов в производстве. различают перспективные
и текущие нормы. для их установления на практике используются
три метода: аналитико-расчетный, опытно-производственный и от-
четно-статистический.
Аналитико-расчетный метод наиболее прогрессивен и научно
обоснован. он базируется на сочетании строгих технико-экономи-
ческих расчетов с анализом производственных условий и резервов
экономии материальных затрат.
опытно-производственный метод применяется, когда невоз
можно провести прямые технические расчеты. нормы выводятся
на основании испытаний, то есть эмпирическим путем.
отчетно-статистический метод наименее обоснован. нормы
на очередной плановый период устанавливают по отчетно-стати-
стическим данным о расходе материалов за истекший период.
хотя изложенное выше приведено в словарях для материаль
ных ресурсов в широком плане, оно целиком отражает требования,
предъявляемые к нормированию потерь электроэнергии. Вместе
с тем анализ многих публикаций, в названии которых содержатся
слова «принципы нормирования», показывает, что авторы неправо
мерно отожествляют результаты расчета технологических потерь
с нормативом фактических потерь. на самом деле нормирование
потерь начинается после расчета технологических потерь, на базе
его результатов, но сам расчет потерь нормированием не является.
нормирование потерь – это процедура установления для рас
сматриваемого периода времени приемлемого (нормального) по эко
номическим критериям уровня фактических потерь (норматива
потерь), значение которого определяют на основе рассчитанной
структуры потерь и анализа возможностей снижения в планируе
мом периоде
йЯегни рнрсЯбкюэшди
этой структуры. под нормати
вом отчетных потерь необходимо понимать сумму нормативов че
тырех составляющих укрупненной структуры потерь, каждая из ко
торых имеет самостоятельную природу и, как следствие, требует
индивидуального подхода к определению ее нормального уров
ня. норматив каждой составляющей потерь должен определяться
на основе расчета ее фактического уровня и анализа возможностей
реализации выявленных резервов ее снижения.
если вычесть из фактических потерь все имеющиеся резервы их
снижения в полном объеме (не только эксплуатационные резервы,
но и снижение, достигаемое за счет дополнительных капиталовло
жений), результат можно назвать
носзлЯкымълз онсдпюлз
опз рт
шдрсбтэшзф мЯвптжйЯф рдсз з ртшдрсбтэшзф хдмЯф мЯ нанптгнбЯмзд
этот уровень потерь имеет главным образом теоретический ин
терес, так как осуществить все мероприятия в короткий период
времени нереально. расчетный уровень оптимальных потерь бу
дет из года в год изменяться, так как будут меняться нагрузки сети
и цены на оборудование. если же норматив потерь определен по пер
спективным нагрузкам сети с учетом эффекта от реализации всех
экономически обоснованных мероприятий, его можно назвать
одп
родйсзбмъл мнплЯсзбнл
, например, «перспективный норматив по
терь на 2012 г. (оценка 2009 г.)». по мере постепенного уточнения ис
ходных данных перспективный норматив также необходимо перио
дически уточнять.
для внедрения всех экономически обоснованных мероприятий
требуется определенный срок. поэтому при определении норматива
потерь на предстоящий год следует учитывать эффект лишь от тех
мероприятий, которые реально могут быть проведены за этот пе
риод (с учетом времени их реализации в течение года). такой норма
тив можно назвать
сдйтшзл мнплЯсзбнл
норматив потерь определяют при конкретных значениях нагру
зок сети. перед планируемым периодом эти нагрузки определяют
на основе прогнозных расчетов. поэтому для рассматриваемого года
можно выделить два значения такого норматива
: опнвмнжмнд
(опреде
ленное по прогнозируемым нагрузкам) и
уЯйсзцдрйнд
(определен
ное в конце периода по состоявшимся фактическим нагрузкам).
что касается норматива потерь, включаемых в тариф, то здесь
всегда используется его прогнозное значение (тариф задним числом
не исправишь, хотя возникшее несоответствие можно было бы ис
пользовать для корректировки норматива следующего года). Факти
ческое же значение норматива целесообразно использовать при рас
смотрении вопросов премирования персонала. при существенном
изменении схем и режимов работы сетей в отчетном периоде по
тери могут как существенно снизиться (в чем нет никакой заслуги
персонала), так и увеличиться, «похоронив» его целенаправленную
работу по снижению потерь. отказ от корректировки прогнозного
норматива несправедлив в обоих случаях.
1.5.2.
закономерности
изменения
составляющих
потерь
нагрузочные потери связаны с электропотреблением квадратич
ной зависимостью. электрические сети высоких напряжений, по
строенные в расчете на гораздо больший уровень электропотребле
ния, чем сложившийся в настоящее время, по-видимому, еще доста
точно долго останутся теми же самыми. поэтому наблюдающийся
ежегодный рост электропотребления будет приводить к объектив
ному росту нагрузочных потерь. потери холостого хода на эксплуа
тируемом оборудовании будут оставаться практически постоянны
ми. Вместе с тем происходит определенное развитие сетей более
низких напряжений, в основном 0,4 кВ, обусловленное развитием
малого бизнеса и увеличением потребления бытового сектора. Стро
ительство новых линий 0,4 кВ приводит к некоторому снижению
роста нагрузочных потерь по сравнению с квадратичной зависи
мостью, а увеличение протяженности существующих линий 0,4 кВ
(добавление новых участков) – к росту, превышающему квадра
тичный характер. на практике имеют место обе ситуации, поэтому
в первом приближении при нормировании нагрузочных потерь мож
но ориентироваться на чисто квадратичную зависимость от роста
уровня электропотребления. квадратичный характер роста нагру
зочных потерь в абсолютных единицах соответствует линейному
характеру в относительных единицах (процентах).
потери холостого хода, оставаясь постоянными в абсолютных
единицах (если состав основного оборудования сохраняется по
стоянным), в относительных единицах (процентах) будут линейно
снижаться. Суммарные технические потери в планируемом периоде
при коэффициенте роста отпуска энергии в сеть в планируемом пе
риоде
составят, %
техн
нагр
пост
(1.1)
где
нагр
пост
нагрузочные и постоянные потери в базовом
периоде.
если, например, для базового периода
нагр
= 7 % и
пост
= 4 %,
а в планируемом периоде происходит рост отпуска энергии на 5 %
= 1,05), то суммарные технические потери в планируемом пе
риоде составят
техн
1,05 + 4/1,05 = 11,16 %.
именно этот объективный рост потерь должен учитываться
при определении норматива. недоучет электроэнергии будет из
меняться в соответствии с разнонаправленностью влияющих фак
торов: рост потребления приведет к увеличению загрузки тт, что
снизит их относительную погрешность, а увеличивающийся срок
службы счетчиков приведет к увеличению погрешности.
на практике нагрузочные потери превышают потери холостого
хода, поэтому технические потери в целом в ближайшие годы будут
иметь нормальную тенденцию к росту. Вместе с тем в сетях энерго-
снабжающих организаций существуют экономически обоснованные
возможности снижения всех составляющих потерь, наиболее суще
ственные в части коммерческих потерь. поэтому норматив факти
ческих потерь должен год от года снижаться. динамика постепен
ного снижения норматива потерь от существующего уровня до эко
номически обоснованного иллюстрируется рис. 1.2.
пзр. 1.2.
динамика снижения норматива потерь электроэнергии
до экономически обоснованного уровня
отчетные потери = норматив 2008 г.
Собственные нужды
пС – 0,5 %
технические потери
7,7 %
норматив 2011 г.
7,7 + 0,4 + 1,2 + 3 = 12,3 %
0,4 %
7,2 %
перспективный норматив 7,2 + 0,3 + 0,7 + 1,5 = 9,7 %
0,3 %
0,7 %
1,5 %
1,2 %
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
отпуск
в сеть 100 %
полезный
отпуск 86 %
потери
учета
1,5 %
коммерческие
потери 4 %
14 %
здесь следует упомянуть термин «планирование от достигну
того», который часто трактуется в негативном плане. на самом деле
мы всегда находимся в достигнутой точке, и планирование без опо
ры на достигнутый уровень показателя лишено практической осно
вы. экономически обоснованный уровень является перспективной
целью, однако шаги по его достижению всегда будут планироваться
от достигнутого уровня. негативным является не сам принцип пла
нирования от достигнутого, а существовавшая неправильная прак
тика его применения, когда экономически обоснованный уровень
потерь не известен, а их снижение планируется в обязательном по
рядке, хотя в ряде случаев оно может оказаться экономически не
целесообразным. Вместе с тем очевидно, что в настоящее время
во всех энергоснабжающих организациях существуют значитель
ные резервы снижения потерь (особенно если фактические потери
превышают 15 %), поэтому даже при отсутствии расчета экономиче
ски обоснованного уровня планировать их снижение от достигну
того уровня необходимо.
Возможны различные организационные подходы к установле
нию нормативов потерь. плохо, когда перспективный план сниже
ния норматива, согласованный с государственным регулирующим
органом, отсутствует, а ежегодное рассмотрение норматива начина
ют «с нуля», принимая во внимание только уровень прошлого года.
при наличии перспективного плана он должен браться за осно
ву, и рассматривать следует обоснования отклонения от этого пла
на. Мероприятия по снижению потерь должны быть рассмотрены
при разработке перспективного плана, так как они носят преимуще
ственно долговременный характер. их проведение является внутрен
ним делом энергоснабжающей организации. задачей регулирующе
го органа является установление целевого показателя, а не деталь
ное рассмотрение способов, с помощью которых энергоснабжающая
организация будет его достигать. поэтому ежегодное представле
ние объемного плана МСп с большим количеством малоэффектив
ных мероприятий, явно не «делающих погоды», представляется из
лишним.
для практической реализации стратегии снижения потерь энер
госнабжающая организация должна иметь средства на соответ
ствующие мероприятия. при больших фактических потерях объем
средств, поступающих в качестве платы за электроэнергию, недо
статочен для покрытия всех необходимых расходов, и в каждый
момент времени находятся более важные цели и статьи затрат, чем
МСп (оплата труда персонала, неотложные меры по ремонту и ре
конструкции сетей и т. п.). В этих условиях важно создать механизм,
обеспечивающий наличие средств на эти мероприятия и контроля
за их расходованием. наличие средств можно обеспечить временным
включением коммерческих потерь в тариф. было бы целесообразно
в каждой энергоснабжающей организации создать специальный це
левой счет финансирования МСп. при этом в первый год работы
организации с прозрачной структурой потерь (то есть с честным
указанием всех четырех составляющих потерь, включая коммер
ческие) в качестве норматива принимают фактический уровень
потерь отчетного года. определенную часть средств, получаемых
энергоснабжающей организацией от реализации электроэнергии
(например, 1 %), предписывается в обязательном порядке отчислять
на целевой счет.
очевидно, что эффект от проведения мероприятий (стоимость
электроэнергии, сэкономленной за счет снижения потерь) должен
корреспондироваться со стоимостью выделяемых средств. при уста
новлении предельного срока окупаемости, например, в 2 года целе
вые отчисления в размере 1 % стоимости реализованной энергии
соответствуют снижению потерь не менее чем на 0,5 % отпуска элек
троэнергии в сеть. В этом случае нет особой необходимости согласо
вывать план МСп, так как минимальное (гарантированное) их сни
жение жестко связано с размером целевых отчислений.
предполагая равномерное освоение средств на МСп в течение
года, в первом планируемом году снижение потерь должно соста
вить не менее 0,25 % отпуска электроэнергии в сеть. на это значение
производится снижение норматива потерь за счет эффекта от МСп.
В последующие годы при сохранении того же объема отчислений
снижение норматива потерь производится на 0,5 %. указанное сни
жение необходимо производить с учетом объективного роста техни
ческих потерь в соответствии с формулой (1.1). В случае существен
ных нарушений энергоснабжающей организацией правил целевого
использования этих средств ужесточение норматива на следующий
год должно осуществляться в повышенной мере. такой подход обе
спечивает гарантию реального проведения МСп, так как решает во
прос с их финансированием. для энергоснабжающей организации
альтернатива очевидна: либо тарифы на 1 % выше, но этот 1 % нель
зя никуда использовать, кроме как на МСп, либо тарифы на 1 %
ниже. Все приведенные цифры даны для пояснения принципа рас
смотренного подхода; их значения на практике должны определять
ся с учетом конкретных условий.
задачей экспертных организаций должна являться не проверка
ежегодных обоснований норматива потерь, а разработка совместно
с энергоснабжающей (сетевой) организацией перспективного плана
снижения норматива. принятый в настоящее время метод норми
рования потерь электроэнергии, предполагающий обоснование их
величины с помощью расчетов технологических потерь на основе
известных электротехнических законов и реальных схем и нагрузок
сетей, хорош. но хрупок. неправильная практика применения мо
жет «обнулить» все его преимущества. достаточно, например, по
ручить проверку расчетов экспертным организациям, работа кото
рых оплачивается самими
проверяемыми организациями. юрист,
получающий от меня деньги, работает в моих интересах. юрист,
получающий деньги от другой стороны, работает в ее интересах.
и результаты их работы оказываются различными, хотя рассматри
вается одна и та же ситуация. как вы считаете, читатель, этично ли
получить деньги за работу и сознательно навредить заказчику (чи
тай – выдать объективное заключение о том, что норматив потерь
в два раза ниже их фактического уровня)? и захочет ли кто-нибудь
в будущем воспользоваться услугами такой экспертной организации?
подобная ситуация сейчас характерна для российских усло
вий. хотя, казалось бы, выход прост. Все организации, для которых
требуется установление норматива потерь, могли бы перечислять
в единый фонд установленный процент от стоимости продаваемой
электроэнергии (объем перечисляемых средств окажется ниже, чем
нынешняя оплата экспертизы). конкурс между экспертными орга
низациями должна проводить организация, распоряжающаяся фон
дом. оплачивает работу также она. за качество работы экспертные
организации отвечают перед фондом, а не перед объектом проверки.
тут уж поневоле будешь максимально объективно считать потери,
так как в противном случае при следующем конкурсе фонд не вклю
чит тебя в список конкурсантов.
В последнее время наметилась тенденция снижения потерь в се
тях. каждый участник работ в этой области склонен объяснять это
своими усилиями: руководство – выпуском соответствующих при
казов, организаторы громоздкой процедуры нормирования – свои
ми действиями. основной же причиной, по мнению автора, явля
ется общее оздоровление экономики, завершение переходных про
цессов в энергетике и естественное желание каждого руководителя
увеличить прибыль своего предприятия, даже если никакие внеш
ние воздействия на предприятие не оказываются. поэтому основ
ной задачей инженерного персонала сетей должно быть не желание
«насчитать побольше», а проведение объективных расчетов потерь,
выявление их очагов и разработка мероприятий по их снижению.
основное внимание в книге уделено способам решения именно
этой задачи.
1.6.
термины
определения
уЯйсзцдрйзд (нсцдсмъд) онсдпз ькдйспньмдпвзз –
разность меж
ду электроэнергией,
поступившей в сеть, и электроэнергией, от
пущенной потребителям, определяемая по данным системы учета
поступления и полезного отпуска электроэнергии.
Сдфмзцдрйзд онсдпз ькдйспньмдпвзз
– потери электроэнергии,
обусловленные физическими процессами в проводах и электро-
оборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по элек
трическим сетям.
пЯрфнг ькдйспньмдпвзз мЯ рМ онгрсЯмхзи
расход электроэнер
гии
необходимый для обеспечения работы технологического обо
рудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего пер
сонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных
на трансформаторах Сн подстанций.
рзрсдлЯ тцдсЯ ькдйспньмдпвзз мЯ нащдйсд
– совокупность из
мерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления
и отпуска электроэнергии на объекте и включающих в себя изме
рительные тт, тн, электросчетчики, автоматизированные системы
учета, соединительные провода и кабели.
онсдпз ькдйспньмдпвзз, натркнбкдммъд онвпдчмнрсюлз опзанпнб
дд тцдсЯ
– недоучет электроэнергии, обусловленный технически
ми характеристиками и режимами работы приборов учета электро
энергии на объекте (отрицательная систематическая составляющая
погрешности системы учета).
Сдфмнкнвзцдрйзд онсдпз
– сумма технических потерь, расхода
электроэнергии на Сн подстанций и потерь, обусловленных по
грешностями системы учета электроэнергии.
йнллдпцдрйзд онсдпз
– потери, обусловленные хищениями элек
троэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электро
энергии и другими причинами в сфере организации контроля по
требления энергии.
тйптомдммЯю рсптйстпЯ уЯйсзцдрйзф онсдпы ькдйспньмдпвзз

представление фактических потерь в виде четырех составляющих:
технических потерь, расхода электроэнергии на Сн подстанций, по
терь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии
на объекте, и коммерческих потерь.
СдппзснпзЯкымн-рфдлмЯю рсптйстпЯ уЯйсзцдрйзф онсдпы ькдй
спньмдпвзз
– представление укрупненных составляющих отдельно
по различным объектам сети (районам, питающим центрам, фиде
рам и т. п.).
ВптоонбЯю рсптйстпЯ сдфмзцдрйзф онсдпы ькдйспньмдпвзз –
пред
ставление технических потерь в виде составляющих, объединенных
общим признаком: одинаковым номинальным напряжением, ти
пом оборудования, характером изменения во времени (переменные,
условно-постоянные), обусловленности (нагрузочные, холостого хода,
зависящие от климатических условий), административным делени
ем и т. п.
онькдлдмсмЯю рсптйстпЯ сдфмзцдрйзф онсдпы ькдйспньмдпвзз

представление технических потерь в виде составляющих, относя
щихся к каждому элементу электрической сети.
ГнотрсзлЯю уЯйсзцдрйЯю онвпдчмнрсы рзрсдлъ тцдсЯ ькдйспн
ьмдпвзз
– диапазон возможных значений погрешности системы уче
та электроэнергии, соответствующий фактическим характеристи
кам и режимам работы измерительных устройств, входящих в систе
му учета.
МнплЯсзбмЯю онвпдчмнрсы рзрсдлъ тцдсЯ ькдйспньмдпвзз
– диа
пазон возможных значений погрешности системы учета электро
энергии, соответствующий нормативным (установленным пуэ
и другими документами) характеристикам и режимам работы изме
рительных устройств, входящих в систему учета.
уЯйсзцдрйзи мдаЯкЯмр ькдйспньмдпвзз мЯ нащдйсд
(Фнэ) – раз
ность между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой
трех составляющих: электроэнергии, отпущенной с объекта, расхо
да электроэнергии на Сн подстанций и технических потерь в обо
рудовании объекта.
примечание. под объектом понимается любой комплекс электро
технических устройств, поступление электроэнергии на который и отпуск
электроэнергии с которого фиксируются с помощью приборов учета (под
станция, сетевая организация и т. п.).
Сдфмзцдрйз гнотрсзлъи мдаЯкЯмр ькдйспньмдпвзз
(тдн)
– диа
пазон возможной разности между электроэнергией, поступившей
на объект, и суммой указанных выше трех составляющих, опреде
ляемый допустимой погрешностью установленной на объекте си
стемы учета электроэнергии.
МнплЯсзбмъи гнотрсзлъи мдаЯкЯмр ькдйспньмдпвзз
(ндн) –
диапазон возможной разности между электроэнергией, поступив
шей на объект, и суммой указанных выше трех составляющих, опре
деляемый нормативной погрешностью системы учета электроэнер
гии, соответствующей фактическим потокам электроэнергии через
точки учета, и допустимым уровнем коммерческих потерь.
АмЯкзж онсдпы ькдйспньмдпвзз
– оценка приемлемости уровня
потерь с экономической точки зрения, выявление причин превы
шения допустимых небалансов электроэнергии на объекте в целом
и его частях, выявление территориальных зон, групп элементов и от
дельных элементов с повышенными потерями (очагов потерь), опре
деление количественного влияния на отчетные потери и их струк
турные составляющие параметров, характеризующих режимы пере
дачи электроэнергии.
лдпнопзюсзд он рмзедмзэ онсдпы ькдйспньмдпвзз
(МСп) – ме
роприятие, проведение которого экономически оправдано за счет
получаемого снижения потерь электроэнергии (в обосновании МСп
приведены требуемые затраты, получаемая экономия электроэнер
гии, срок окупаемости затрат или другие показатели экономической
эффективности).
лдпнопзюсзд р рнотсрсбтэшзл рмзедмздл онсдпы ькдйспньмдп
взз
мероприятие, проводимое для улучшения других показате
лей работы объекта (например, надежности) и приводящее к одно
временному снижению потерь электроэнергии, затраты на которое
не окупаются только за счет снижения потерь. некоторые меро
приятия могут приводить к сопутствующему увеличению потерь.
пдждпбъ рмзедмзю онсдпы ькдйспньмдпвзз
– снижение потерь,
которое может быть получено при внедрении экономически обо
снованных МСп.
МнплзпнбЯмзд онсдпы ькдйспньмдпвзз
– установление приемле
мого (нормального) по техническим и экономическим критериям
уровня потерь электроэнергии (
мнплЯсзбЯ онсдпы
), включаемого
в тарифы на электроэнергию.
МнплЯсзбмЯю фЯпЯйсдпзрсзйЯ сдфмнкнвзцдрйзф онсдпы ькдйспн-
ьмдпвзз
(нхтп) – зависимость нормального уровня потерь элек
троэнергии от объемов ее поступления в сеть и отпуска из сети по точ
кам учета, отражаемым в балансе электроэнергии.
Глава 2.
хн
Ск
ие
ери
кт
ро
эн
ер
2.1.
нагрузочные
потери
2.1.1.
бщие
положения
расчетов
нагрузочных
потерь
мощности
электроэнергии
нагрузочные потери активной мощности
в трехфазном
элементе сети с сопротивлением фазы
и током в фазе
опреде
ляют по формуле
полная мощность, передаваемая по элементу сети
, ток в фазе
фазное
и линейное
напряжения связаны соотношениями:
33;
SUIUI
С учетом этих соотношений формула для нагрузочных потерь
может быть записана в следующих видах:
*+
222
1tg
PQ
SPQ
PRRPPR
∆???∆+∆?
(2.1)
где
активная и реактивная мощности, передаваемые
по элементу;
tg
коэффициент реактивной мощности;
составляющие потерь активной мощности, обусловлен
ные передачей активной и реактивной мощности.
напряжение, используемое в формуле (2.1), должно относиться
к узлу, в котором заданы значения
(если
заданы в на
чальной точке ветви, то и
должно соответствовать этой точке,
и наоборот).
значения
и
в ветвях сети обычно изначально неизвестны,
а известны нагрузки в ее узлах (на подстанциях). целью расчета
установившегося режима (ур) является определение значений
и
в каждой ветви сети по данным об их значениях в узлах. потери
мощности в сети в целом определяются как сумма значений, рас
считанных для каждого элемента по формуле (2.1).
потери электроэнергии представляют собой сумму потерь мощ
ности во всех режимах расчетного периода. для того чтобы рассчи
тать все часовые режимы (720–744 режима в месяце и 8760 в году),
необходимо знать нагрузки узлов в каждом из этих режимов. осу
ществить такой расчет на практике возможно только при наличии
системы телеизмерений (ти) нагрузок, автоматически поставля
ющей данные о текущих нагрузках узлов в вычислительный центр.
если же измеряются нагрузки ветвей, то нет необходимости прово
дить и расчет ур, достаточно суммировать потери мощности, рас
считанные для каждой ветви по формуле (2.1).
Вместе с тем известно, что средствами ти в настоящее время
оснащены далеко не все, даже основные, сети напряжением 110 кВ
и выше. тем более нет оснований ожидать, что в ближайшем буду
щем ими будут оснащены все радиальные сети 35 кВ и ниже. поэто
му возникает задача расчета потерь электроэнергии за расчетный
период (месяц, год) на основе расчета потерь мощности в ограни
ченном числе входящих в этот период режимов.
значения
и
в узлах нагрузки и генерации энергии могут быть
известны для каждого часа суток из контрольных замеров. они, как
правило, осуществляются два раза в год – в один из рабочих дней
июня (летний замер) и декабря (зимний замер). очевидно, что дан
ные замеры не могут полностью характеризовать нагрузки в другие
дни расчетных периодов, которыми, как правило, являются каждый
месяц, квартал или год.
интегральным показателем режимов за расчетный период явля
ется энергия, потребленная (генерированная) в узле. однако по энер
гии можно определить лишь среднюю нагрузку узла. Суточные гра
фики
и
в расчетном месяце можно определить, используя значе
ние энергии в расчетном месяце и
йнмузвтпЯхзэ
суточного графика
нагрузки в день контрольных замеров. однако при этом встает во
прос, конфигурацию какого графика использовать при расчете по
терь, например, за апрель, имея графики за июнь и декабрь про
шлого года? рекомендации по искусственному восстановлению
отсутствующих графиков описаны в данной главе. очевидно, что
при этом приходится применять некоторые допущения, что всегда
в той или иной мере увеличивает погрешность расчета.
В формуле (2.1) все величины изменяются во времени: нагруз
ки
– вследствие включения и отключения эп, напряжения
в узлах – вследствие изменения нагрузок и действия устройств рн,
сопротивления линий – вследствие изменения температуры про
водов, вызванного изменением температуры окружающего воздуха
и нагревом провода протекающим по нему током. для расчета по
терь электроэнергии в этой ситуации необходимо потери мощности
в рассчитанных режимах умножить на определенные тем или иным
способом
змсдвпзптэшзд лмнезсдкз
, численные значения которых
рассчитывают на основе данных о графике суммарной нагрузки сети,
графике напряжения в контрольном узле и среднемесячных темпе
ратурах окружающего воздуха.
объем и характер исходных данных о схемах и нагрузках сетей
различных классов напряжения существенно различаются, поэто
му для расчета потерь электроэнергии в них применяются разные
методы.
рдсз 110 йб
з бъчд.
на подстанциях этих сетей, как правило,
проводятся описанные выше контрольные замеры, поэтому в рас
чете потерь может использоваться наиболее полная информация –
значения энергии, потребленной в узлах за расчетный месяц, и
йнм
узвтпЯхзю
суточных графиков нагрузки в дни контрольных замеров.
рдсз 35 йб
. на некоторых подстанциях этих сетей значения
измеряются не во все часы суток, а лишь в показательные часы
(утреннего и вечернего максимумов и ночного минимума). при от
сутствии почасовых суточных графиков на подстанциях приходится
ориентироваться только на значения энергии, потребленной в узлах
за расчетный месяц, и данные о числе часов использования мак
симальной нагрузки сети (коэффициенте заполнения графика на
грузки).
рдсз 6–20 йб.
для этих сетей известны схемы фидеров и отпуск
электроэнергии в каждый фидер по головному участку (суммарное
потребление энергии с учетом потерь энергии в фидере). потре
бление энергии в узлах сети может быть известно только на части
трансформаторных подстанций (тп) 6–20/0,4 кВ, подключенных
к сети. разность отпуска электроэнергии в фидер и суммарного по
требления энергии тп, для которых эти значения известны, и от
пуска электроэнергии непосредственно с напряжения 6–20 кВ (тран
зит) представляет собой суммарное потребление энергии теми тп,
для которых данные о потреблении энергии отсутствуют. для опре
деления приближенных значений энергии на каждой из таких тп
обычно принимают допущение о распределении суммарного по
требления энергии этими тп пропорционально их номинальной
мощности. иногда из контрольных замеров известны данные о ко
эффициентах загрузки этих тп, позволяющие приблизить расчет
ное распределение суммарной нагрузки к фактическому. затем с по
мощью итерационного расчета режима «снизу вверх» и «сверху вниз»
добиваются равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети за
данной нагрузке головного участка. таким способом определяются
приблизительные нагрузки этих тп.
Схемы и параметры элементов сетей 6–20 кВ и выше предпо
лагаются известными. отличием расчетов является то, что для сетей
35 кВ и выше узловые нагрузки известны изначально, а суммар
ная нагрузка получается в результате расчета, а для сетей 6–20 кВ
изначально известна суммарная нагрузка, а узловые нагрузки части
тп получают в результате расчета. так как в сетях 6–20 кВ и выше
нагрузки фаз практически одинаковы, то при расчете режимов
используют однолинейную схему, то есть фактически схему одной
фазы.
рдсз 0,4 йб.
при известных схемах этих сетей для расчета по
терь могут использоваться те же методы, что и для сетей более высо
ких напряжений. особенностью таких сетей является неодинако
вость нагрузок фаз, а также наличие неполнофазных участков (двух
фазных и однофазных ответвлений от магистрали). большинство
нагрузок в этих сетях однофазные, подключенные между фазным
и нулевым проводами на напряжение 0,23 кВ. несмотря на то что
нагрузки стараются присоединить к трехфазной сети равномерно
между фазами, это не всегда удается. кроме того, включение и от
ключение абонентами эп происходит независимо друг от друга. по
этому расчет режимов сетей 0,4 кВ необходимо проводить по каждой
фазе, имеющей свою схему и свои нагрузки.
учет этих факторов необходим при расчете отклонений напря
жения в узлах сети и определения их соответствия требованиям
стандарта на качество электроэнергии. В настоящее время такие
расчеты обычно делают только для выборки сетей. большое число
линий 0,4 кВ, трудоемкость введения в программы информации
об их схемах, отсутствие достоверных данных о нагрузках затрудня
ют проведение такого расчета для всех линий, находящихся на ба
лансе подразделения. В то же время для многих практических задач
(составление баланса электроэнергии, расчет потерь электроэнергии
для целей их нормирования и т. п.) достаточно рассчитать суммар
ные потери в этих сетях. как будет показано далее, суммарные по
тери могут быть с приемлемой точностью определены и на основе
обобщенных параметров таких сетей – количества линий, отходя
щих от тп 6–20/0,4 кВ, сечений их головных участков и суммарных
длин магистралей, двухфазных и однофазных ответвлений – без ис
пользования полных схем линий.
2.1.2.
характеристики
графиков
нагрузки
при расчете интегрирующих множителей обычным является
допущение о чисто квадратичной зависимости нагрузочных потерь
от нагрузки. при этом допущении интегрирующий множитель
для определения потерь электроэнергии по потерям мощности, рас
считанным для режима с нагрузкой
, определяют по формуле, ч:
22
пiiп
MPTP
(2.2)
где
нагрузка на
й ступени графика нагрузки;
число ступеней графика;
продолжительность
-й ступени графика.
значение
выражается в тех же единицах, что и
, и физиче
ски представляет собой эквивалентную продолжительность режи
ма с нагрузкой
, в течение которой потери мощности
приведут
к таким же потерям энергии, что и при ее потреблении по реальному
графику. если
рассчитано для режима максимальной нагруз
ки, то
представляет собой число часов максимальных потерь
если
рассчитано при нагрузке меньше максимальной, то
бу
дет больше числа часов максимальных потерь и в некоторых случа
ях оно может оказаться даже больше продолжительности расчет
ного периода
эта ситуация может наблюдаться при расчете
для элемента сети, потери электроэнергии в котором относят не к его
максимальной нагрузке, а к его нагрузке в режиме максимальной на
грузки сети в случае, когда эти два режима не совпадают во времени.
В силу того, что интегрирующие множители используют для рас
чета потерь за расчетные периоды различной продолжительности,
запишем формулу (2.2) в относительных единицах:
*+
iiп
MPTPT
(2.3)
Аналогичное выражение можно записать и для графика реак
тивной мощности. Абсолютное значение множителя определяют
умножением относительной величины на продолжительность рас
четного периода.
на практике в качестве расчетных режимов используют либо
режим максимальной нагрузки сети
макс
, определяемой по кон
трольным замерам, либо средней
, определяемой по показаниям
счетчиков. В первом случае интегрирующий множитель представ
ляет собой относительное число часов наибольших (максимальных)
потерь:
*+
макс
PTPT
τ?∆
(2.4)
Метод, использующий величину
, называется
лдснгнл мЯз
анкычзф онсдпы
Во втором случае интегрирующий множитель является произ
ведением
на квадрат коэффициента формы графика нагрузки,
определяемый по формуле
*+
222
kPTPT
(2.5)
Метод, использующий величину
, получил название
лдснгЯ
рпдгмзф мЯвптжнй
. Величины (2.4) и (2.5) связаны между собой соот
ношением
0зф
(2.6)
где
коэффициент заполнения графика (относительное число
часов использования максимальной нагрузки).
значение
для реальных графиков нагрузки меньше единицы,
– больше единицы, и лишь для графика, выраженного прямой
линией (узел с неизменной нагрузкой),
=
= 1. В расчетах по
терь электроэнергии всегда используется значение квадрата ко
эффициента формы графика. Сам коэффициент формы графика
обычно не определяют. поэтому в дальнейшем для краткости ис
пользуется термин «коэффициент формы графика», под которым
понимается его квадрат.
оба описанных метода технологически мало отличаются друг
от друга; они исходят из расчета потерь мощности только в одном
режиме: в первом случае – максимальных нагрузок, во втором –
средних нагрузок. В дальнейшем эти методы называются, соответ
ственно, метод 1 и метод 2.
коэффициент заполнения графика нагрузки
определяют
по формуле
макс
макс
макс
PTTP
???
(2.7)
где
электроэнергия, отпущенная в сеть за расчетный период.
значение
определяется соответствующими этому периоду зна
чениями энергии
и максимальной нагрузки
макс
. В летние меся
цы график может быть достаточно плотным и иметь значение
выше, чем в зимние месяцы. однако его влияние на
з.г.
для годово
го периода будет даже меньше, чем для зимнего месяца
з.з.
, так как
потребление в летние месяцы будет соотноситься с зимним макси
мумом нагрузки. Соотношение значений
з.г.
и
з.з.
отражается фор
мулой
з.г.
=
з.з.
ср
, где
– среднемесячное потребление энер
гии, а
– потребление за зимний месяц. потребление за зимний
месяц, как правило, больше среднегодового, поэтому для годового
периода
меньше, а
больше, чем для зимнего месяца.
если значение
рассчитано для суточного графика дня кон
трольных замеров, (обозначим его
), то его значение для года рас
считывают по формуле
(2.8)
где
коэффициент, учитывающий неодинаковость потребления
энергии в различные сутки расчетного месяца;
коэффициент, учитывающий неодинаковость потребления
энергии в различные месяцы года.
значения
рассчитывают по формуле
*+
макс
WWn
(2.9)
где
отпуск электроэнергии в сеть за
-е сутки месяца;
макс
то же, за сутки, для которых рассчитано значение
число суток в месяце.
при отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каж
дые сутки месяца значение
можно рассчитать по формуле
*+
рнр
1,040,04д
(2.10)
где
отношение энергии, потребляемой в средний нерабочий
и средний рабочий дни;
число рабочих и нерабочих дней в расчетном месяце;
общее число дней в расчетном месяце; поправочный ко
фициент (1,04 – 0,04
) учитывает неодинаковость зна
чений энергии, потребляемой в различные нерабочие и ра
бочие дни.
значение
рассчитывают по формуле
*+
22
мм
Niп
WNW
(2.11)
где
отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце;
отпуск электроэнергии в
-м месяце расчетного периода;
число месяцев в расчетном периоде.
если значение
рассчитано для суточного графика (обозначим
его
), то его значение для года рассчитывают по формуле
2222
ффсфмф
kkkk
(2.12)
где
коэффициент формы графика суточных отпусков электро
энергии в сеть (график с числом значений, равным числу
суток в расчетном месяце);
коэффициент формы графика месячных отпусков электро
энергии в сеть (график с числом значений, равным числу
месяцев в расчетном периоде).
коэффициент
определяют по формуле
*+
222
фм
ср.сут.м
/д,
kWW
(2.13)
где
отпуск электроэнергии в сеть за
-е сутки месяца;
среднесуточный отпуск электроэнергии.
при отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каж
дые сутки месяца коэффициент
определяют по формуле
*+
*+
*+
рн.рм
рн.р
ддд
1,040,04
kk
(2.14)
значение
рассчитывают по формуле
*+
222
ср.мес.
kWNW
(2.15)
где
отпуск электроэнергии в сеть за
-й месяц расчетного
периода;
ср. мес
среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы
расчетного периода;
число месяцев в расчетном периоде.
для расчета
и
по формулам (2.4) и (2.5) необходим график
нагрузки. для основной сети такая информация имеется: ее суммар
ная нагрузка постоянно регистрируется на диспетчерском пункте.
для радиальных сетей 35–110 кВ, а тем более 6–20 кВ график на
грузки головного участка обычно отсутствует. В этом случае зна
чения
определяют по приближенным формулам (прил. 1):
(2.16)
(2.17)
из формул (2.16) и (2.17) может быть получена непосредственная
связь
*+
(2.18)
обычно график нагрузки представляется последовательностью
почасовых значений. если значения располагают в порядке их сни
жения, такой график называют графиком «по продолжительности
нагрузок». при наличии данных об отношении минимальной и мак
симальной нагрузок
мин
=
мин
макс
могут быть использованы более
точные (но тоже приближенные) формулы. они исходят из представ
ления графика по продолжительности плавной убывающей функ
цией, которая в зависимости от соотношения
и
мин
может быть
вогнутой или выпуклой. характер функции определяют на основе
предварительно рассчитанного параметра
= (

мин
)/(1
).
при
< 1 функция вогнутая, при
1 выпуклая, при
=
1 она
представляет собой прямую линию. значения
определяют по фор
мулам [1]:
при
*+*+
ззмин
змин
kkk
τ?+
//
(2.19)
при
*+*+
ззмин
змин
kkk
τ?+
(2.20)
при
1 обе формулы дают одинаковый результат.
подставляя в эти формулы соотношение (2.6), получим форму
лы для
при
*+*+
*+
ззмин
зминз
kkk
kkk
//
(2.21)
при
*+*+
*+
ззмин
зминз
1.
kkk
kkk
(2.22)
В прил. 1 показано, что диапазон возможных погрешностей фор
мул (2.16) и (2.17) имеет практически нулевую систематическую по
грешность. диапазон случайной погрешности с вероятностью 0,95
составляет
13 %. Формулы (2.19) – (2.22) имеют систематическую
погрешность –5 % (то есть в среднем потери занижаются на 5 %)
и размах случайной погрешности
10,8 % относительно среднего
значения. Систематическую погрешность можно скомпенсировать
введением поправочного коэффициента 1,05; в этом случае форму
лы (2.19) – (2.22) оказываются точнее формул (2.16) и (2.17) на 2,2 %.
Вместе с тем получение достоверных сведений о
мин
бывает затруд
нено, а различие случайных погрешностей приведенных формул
не выглядит существенным. Можно считать, что любые формулы,
определяющие
только через
или через
мин
, имеют
неустранимую погрешность порядка
(11–13) %. Свести ее к нулю
можно только применением формул (2.4) и (2.5), использующих зна
чения ординат реального графика нагрузки.
Суточные графики реверсивных перетоков обычно нестабиль
ны и имеет различную конфигурацию в разные сутки. поэтому
для
рпдгмдртснцмнвн впЯузйЯ
приходится принимать предположе
ние о равномерном распределении нагрузки на интервале от мак
симального значения потока в одну сторону до его максимального
значения в другую сторону. В этом случае график имеет треуголь
ный вид, для которого
= 0,5. для такого графика в соответствии
с формулами (2.16) и (2.17)
= 1/3, а
= 4/3.
эффект от режимных МСп (рн, оптимизация режимов и т. п.),
часто рассчитывают в виде снижения потерь мощности в режимах
максимальной
макс
и минимальной
мин
нагрузок. при наличии
графика нагрузки снижение потерь мощности в каждом часовом
интервале можно определить из условия пропорциональности эф
фекта режимного мероприятия нагрузке рассматриваемого часа.
при отсутствии графика используют его представление в виде двух
ступеней с относительными продолжительностями режимов
макс
мин
, определяемыми по формулам:
змин
макс
мин
(2.23)
мин
макс
(2.24)
из формулы (2.23) следует, что
не может быть меньше
мин
погрешности описанных выше приближенных формул отно
сятся к
лдснгзцдрйзл
онвпдчмнрсюл
. Методические погрешности
определения
и
одинаковы, так как эти величины функцио
нально связаны формулой (2.6). тем не менее метод расчета потерь
электроэнергии по средним нагрузкам дает гораздо более точные
результаты, чем метод наибольших потерь. это объясняется тем, что
змунплЯхзнммъд онвпдчмнрсз
данных о средних нагрузках, опреде
ляемых на основании показаний счетчиков, гораздо меньше, чем
погрешности максимальных нагрузок, определяемых при кон
трольных замерах, выполняемых эпизодически и не всегда попада
ющих в действительный максимум.
дальнейшее уточнение расчетов возможно при использовании
суточных графиков узловых нагрузок, получаемых в дни контроль
ных замеров, проводимых в один из рабочих дней июня и дека
бря. Графики узловых нагрузок в другие месяцы можно определить,
приняв допущение о характере изменения нагрузки узла на каж
дой ступени графика от июньского
до декабрьского
значения.
при допущении о
кзмдимнл
характере изменения нагрузки ее значе
ние на рассматриваемой ступени графика в
-й месяц определяют
по формуле
*+
6126
PPPP
?+/
(2.25)
при расчете значений
за январь–май (
n =
1–5) знак перед
вторым слагаемым меняют на минус. при допущении об измене
нии нагрузки узла
опнонпхзнмЯкымн
изменению суммарной нагруз
ки сети
формула имеет вид
или
nn
PPPP
UU
??
(2.26)
в зависимости от того, нагрузка какого месяца принята за базу.
при расчете потерь электроэнергии за месяцы текущего года
приходится использовать графики контрольных замеров прошед
шего года. для расчета потерь требуется только конфигурация гра
фика, а не его абсолютные значения, поэтому если конфигурация
графика достаточно стабильна в течение года, то применять форму
лы (2.25) или (2.26) нет необходимости.
по энергии, потребленной (генерированной) в узле за рассма
триваемый месяц, и принятой конфигурации графика определя
ют среднесуточный график нагрузки каждого узла в именованных
единицах. далее проводят расчет потерь мощности в сети (расчет ур)
на каждой ступени графика и определяют потери электроэнергии
за средние сутки месяца. потери за месяц определяют по формуле
ср.сут.мфмср.сут.м.экв.
дд,
WWkW
∆?∆
(2.27)
где
– коэффициент, учитывающий неодинаковость потребле
ния энергии в различные сутки месяца (2.14); произведение д
представляет собой эквивалентное число дней (суток) в месяце д
м. экв.
за которые потери электроэнергии, рассчитанные за средние сутки
месяца, будут равны сумме потерь, рассчитанных за каждые сутки
месяца по фактическим суточным графикам.
В этом методе, называемом
лдснгнл пЯрцдсмъф ртснй
(метод 3),
объединяются преимущества метода средних нагрузок (точное зна
чение средней нагрузки, полученное на основе показания счетчи
ка) с учетом индивидуальных конфигураций суточных графиков
узловых нагрузок. это позволяет рассчитать потери более точно,
чем методами 1 и 2, использующими параметры одного графика –
суммарной нагрузки сети.
если потери электроэнергии рассчитывают за период, вклю
чающий в себя
месяцев, на основе
ср. сут.
, рассчитанных за сут
ки одного из месяцев, то эквивалентное число дней определяют
по формуле
экв.
мм.экв.мр
дд/,
Nii
WW
(2.28)
где
отпуск электроэнергии в сеть в
-м месяце;
то же, в месяце, за который рассчитано значение
ср. сут.
2.1.3.
учет
различий
конфигурации
графиков
нагрузки
узлов
Методы 1 и 2 используют значения
, определенные по гра
фику суммарной активной нагрузки сети. Вместе с тем каждый
элемент сети имеет свой график нагрузки, отличающийся от сум
марного графика, и свои значения
. при одинаковой конфи
гурации графиков нагрузки узлов (однородные нагрузки) график
суммарной нагрузки сети будет иметь такую же конфигурацию с не
большим отличием за счет прибавления к сумме нагрузок потерь
в сети. поэтому использование графика суммарной нагрузки сети
не приводит к дополнительным погрешностям.
при различии конфигураций графиков узловых нагрузок график
суммарной нагрузки сети становится более заполненным и, следо
вательно, имеющим более высокие значения
и менее высокие
чем соответствующие параметры графиков нагрузки элементов сети.
это приводит к завышению расчетных потерь при использовании
метода 1 и к их занижению при использовании метода 2. погреш
ность, обусловленная неадекватностью отражения параметрами гра
фика суммарной нагрузки сети параметров индивидуальных гра
фиков нагрузки элементов, далее называется
онвпдчмнрсыэ мдЯгдй
бЯсмнрсз одпбнвн пнгЯ
В расчете режима максимальной суммарной нагрузки сети (ме
тод 1) узловые нагрузки участвуют своими значениями, соответ
ствующими часам максимальной нагрузки сети. их собственные
максимальные нагрузки могут наблюдаться в другие часы суток.
это приводит к занижению расчетных потерь при использовании
метода 1, то есть этот фактор действует в обратном направлении,
чем описанный выше. погрешность, вызываемую этим фактором,
назовем
онвпдчмнрсыэ мдЯгдйбЯсмнрсз бснпнвн пнгЯ
. результиру
ющая погрешность метода 1 определится совместным воздействием
разнонаправленных факторов и может быть как положительной, так
и отрицательной. В методе 2 используются значения энергии. Сред
няя нагрузка не зависит от конфигурации графика, поэтому в мето
де 2 проявляется только погрешность неадекватности первого рода,
приводящая к занижению расчетных потерь.
к расчетным потерям целесообразно применять поправочные
коэффициенты, частично компенсирующие описанные погрешно
сти. для компенсации погрешности неадекватности первого рода
используем отношения значений
, рассчитанных для графи
ка каждого узла, к соответствующим величинам графика суммар
ной нагрузки сети
к.ф
kk
??
(2.29)
так как влияние неодинаковости графика нагрузки узла на об
щие потери в сети зависит от его «веса» в суммарной нагрузке
сети, то для определения обобщенного коэффициента неодинако
вости графиков нагрузок узлов необходимо взвесить значения (2.29)
по энергии, потребляемой в каждом узле. для компенсации по
грешности неадекватности второго рода (в методе 1) необходимо до
полнительно использовать коэффициенты участия нагрузок узлов
в режиме максимальных нагрузок сети
макс
, представляющие со
бой отношение нагрузки
-го узла, участвующей в режиме макси
мальных нагрузок сети, к его собственной максимальной нагрузке.
В результате формулы для расчета коэффициентов неодинако
вости графиков нагрузок узлов для методов 1 и 2 будут иметь вид:
к.ф
макс
iii
kW
kWk
нн
(2.30)
потери электроэнергии в сети определяются нагрузками ветвей,
а не узлов, поэтому данные коэффициенты не могут использовать
ся непосредственно для корректировки расчетных значений потерь.
принимая допущение о равномерности распределения в сети узлов
с различными графиками и учитывая, что неоднородность нагру
зок узлов нивелируется в ветвях по мере приближения к центру пи
тания (цп), для корректировки потерь в замкнутых сетях можно
использовать средние значения коэффициентов (2.30):
(2.31)
В радиальных линиях основная часть потерь (порядка 2/3 сум
марных потерь) приходится на головной участок, график нагрузки
которого и является графиком суммарной нагрузки линии, и на не
сколько участков магистрали, графики которых близки к графи
ку суммарной нагрузки. Влияние неоднородности нагрузок узлов
испытывают лишь удаленные ветви, потери в которых составляют
1/3 суммарных потерь. поэтому для радиальных сетей коэффици
ент корректировки потерь определяют по формуле
(2.32)
проведенные расчеты показали, что при применении этих ко
эффициентов влияние неоднородности графиков нагрузки сни
жается в несколько раз. В частности, для приведенных в прил. 4
примеров погрешности расчета потерь снизились с 10,6 % до 3,5 %
для метода 1 и с 9,3 % до 1,5 % для метода 2.
для вычисления коэффициента
достаточно знать данные
только о коэффициентах заполнения графиков узлов
и использо
вать формулу (2.17) для вычисления
. для вычисления коэффи
циента
необходимо дополнительно знать коэффициенты уча
стия
макс
. это предполагает анализ графиков нагрузок узлов, что
бывает затруднительно. Вместе с тем метод 2 всегда предпочтитель
ней метода 1, так как информационно он обеспечен лучше и учет не
однородности нагрузок в нем осуществляется проще.
В методе 3 график суммарной нагрузки сети не используется,
поэтому погрешность неадекватности практически равна нулю.
однако данные об энергии в узлах известны не за каждые сутки,
а за месяц. по ним можно определить лишь
рпдгмдлдрюцмъд
суточ
ные графики нагрузок, а использование любого среднего значения,
как известно, приводит к занижению результата. поэтому при рас
чете д
м. экв.
по формуле (2.27) используется коэффициент
кроме неоднородности активных нагрузок
пЯжкзцмъф тжкнб
не
обходимо учитывать различия конфигураций графиков активной
и реактивной нагрузки
йЯегнвн тжкЯ
. обычно график реактивной
нагрузки более заполнен, чем график активной нагрузки, из-за боль
шего веса нагрузки холостого хода. потребление реактивной энер
гии учитывается величиной tg
, значение которой определяют
из соотношения активной и реактивной энергии. различие кон
фигураций
графиков активной и реактивной нагрузки учитывают
с помощью коэффициента
(прил. 1). при использовании метода 1
коэффициент
k
принимают равным 1,03, а при использовании ме
тода 2 – равным 0,99. для сетей 6–20 кВ и радиальных линий 35 кВ
вместо значений
и
макс
в формулах определения
иногда ис
пользуют значения тока головного участка
и
макс
. В этом случае
коэффициент
k
принимают равным 1,0 для метода 1 и равным 1,02
для метода 2.
2.1.4.
характеристики
режимов
напряжения
потери мощности в режимах максимальных и средних нагрузок
соответствуют напряжениям в узлах сети в этих режимах. исполь
зование
или
отражает эквивалентность воздействия изме
няющейся нагрузки, но не учитывает изменение напряжения в цп
в различные периоды суток, а также изменение напряжения в узлах
сети, происходящее при изменении нагрузки (даже при постоянном
напряжении в цп). применение
или
к потерям мощности, рас
считанным для режимов максимальных или средних нагрузок, фак
тически означает, что в режимах с другими нагрузками напряжения
в узлах сети предполагаются такими же, как в этих расчетных режи
мах. очевидно, что для учета различия напряжения в цп на ступе
нях графика нагрузки необходимо в расчетном режиме использовать
некоторое эквивалентное напряжение в цп, находящееся между
значениями
макс
мин
при снижении нагрузки потери напряжения в сети снижают
ся, и напряжения на удаленных участках в этих режимах выше, чем
в расчетном режиме. это приводит к более значительному умень
шению нагрузочных потерь по сравнению с тем, что отражает ква
дратичная зависимость от нагрузки. поэтому необходимо некоторое
увеличение расчетного напряжения в цп по сравнению с напря
жением, определяемым только на основе напряжений на шинах са
мого цп в различные часы суток. при оценке этого увеличения сле
дует учитывать, что плотность распределения потерь по участкам
линии неодинакова (обычно удельные потери снижаются по мере
удаления от цп), что приводит к неодинаковой весомости учета
реальных напряжений на начальных и конечных участках линии.
для радиальных линий характерно резкое снижение плотности по
терь по мере удаления от цп. Вследствие отборов мощности на
грузка линий по мере удаления от цп снижается, ее квадрат снижа
ется в еще большей степени. Снижение сечения проводов лишь ча
стично компенсирует влияние на потери мощности снижающейся
нагрузки. кроме того, при выборе сечения провода существуют
ограничения по минимальному сечению, определяющему механи
ческую прочность провода; это не позволяет уменьшать сечение
пропорционально снижающейся нагрузке. В результате плотность
тока в проводах по мере удаления от цп обычно снижается, при
водя к уменьшению удельных потерь.
напряжения в узлах основных сетей 220–500 кВ кроме описан
ных выше факторов изменяются вследствие рн трансформатора
ми на связях сетей различных напряжений. изменение напряжений
в узлах в свою очередь приводит к изменению емкостной генерации
линий. значения этих факторов зависят от параметров всех элемен
тов сети, поэтому записать «точную» формулу для эквивалентного
напряжения невозможно.
Влияние описанных разнонаправленных факторов рассмотрено
в прил. 1. рекомендуемая формула для расчетного напряжения в цп
при определении нагрузочных
потерь электроэнергии имеет вид:
*+*+
макс
змаксзмин
10,00210,50,5,
kUkU
?+∆/+
(2.33)
где
макс
– максимальные потери напряжения в сети, %.
на потери
фнкнрснвн фнгЯ
изменение напряжения действует в об
ратном направлении. расчетное напряжение в цп для определе
ния потерь электроэнергии холостого хода определяют по формуле
*+
макс
10,002
/,
ii
UUTT
?+∆
(2.34)
где
– число рассматриваемых режимов напряжения в цп.
для более точного расчета потерь электроэнергии правильно
было бы рассчитать два режима с разными эквивалентными на
пряжениями в цп, по одному из которых определять нагрузочные
потери, а по другому – потери холостого хода. если же рассчиты
вается только один режим, то расчетное напряжение в цп необ
ходимо определять как взвешенное по формуле
рх
(2.35)
где
определенная на основе предварительного расчета доля
нагрузочных потерь в общих потерях;
доля потерь холостого хода.
при использовании напряжения, определенного по формуле
(2.35), расчетное значение суммарных потерь электроэнергии уточ
няется, однако точность расчета составляющих ухудшается, так как
расчетное напряжение в этом случае представляет собой эквива
лентную величину, полученную взвешиванием расчетных напряже
ний для нагрузочных
потерь и потерь холостого хода.
2.1.5.
асчет
режима
замкнутой
электрической
сети
известны два способа расчета ур. для сетей, оснащенных сред
ствами ти, данные о мощности, передаваемой по каждой ветви,
и напряжении в каждом узле поступают в вычислительный центр
от оперативного информационного комплекса (оик), обрабаты
вающего данные ти. В этом случае расчет потерь сводится к ис
пользованию формулы (2.1) для каждой ветви сети. однако, так как
любым измерениям свойственны погрешности, сумма измеренных
мощностей ветвей, входящих и выходящих из каждого узла, не
сколько отличается от нуля. напряжения в узле, определенные ис
ходя из потерь напряжения в подходящих ветвях, рассчитанных на
основе измеренных мощностей, также различаются между собой.
для корректировки данных применяются специальные процедуры.
такой способ расчета ур назван «оцениванием состояния сети»
(правильнее было бы назвать оцениванием режима сети).
Многие сети не оснащены в полной мере средствами ти. для рас
чета ур этих сетей используются программы, реализующие метод
узловых потенциалов. исходными данными для расчета являют
ся нагрузки в узлах в виде активной и реактивной мощности и на
пряжение в одном из узлов, который называют балансирующим.
обычно это узел с наибольшей генерируемой мощностью. уравне
ния установившихся режимов являются нелинейными с большим
количеством переменных и ограничениями в форме неравенств.
для решения таких систем уравнений используют итерационные
алгоритмы последовательного приближения к искомому результа
ту, которые применяются во всех известных программах расчета ур
(рАСтр, б-2, МуСтАнГ, дАкАр, рАп-стандарт и др.).
на каждой
итерации расчета определяются векторы напряжения в узлах схемы
(модуль и угол по отношению к вектору напряжения в балансиру
ющем узле). по напряжениям в смежных узлах определяют мощно
сти, протекающие по каждой ветви схемы. В связи с приближенно
стью расчета напряжений сумма мощностей, передаваемых по от
ходящим от узла ветвям, на конкретной итерации не равна заданной
узловой нагрузке. при каждой последующей итерации небаланс
мощностей в узле снижается, однако в итерационном процессе не
возможно добиться его тождественного равенства нулю. для того
чтобы расчет можно было завершить, задают допустимый небаланс
нагрузок в узле – чем он меньше, тем точнее расчет, но тем больше
времени он занимает. для основных сетей обычно достаточно задать
допустимый небаланс на уровне 0,2–0,5 МВ
нелинейность уравнений означает наличие нескольких решений
(корней уравнения), удовлетворяющих поставленному условию.
поэтому режим может сойтись и к одному из математически воз
можных, но физически несуществующему решению, а может и «раз
валиться» в процессе итераций. «Головной болью» разработчиков
программ расчета ур является проблема обеспечения автоматиче
ской сходимости расчета к физически существующему режиму.
иногда итерации могут продолжаться бесконечно. это проис
ходит при колебательном процессе итераций, когда нарушение ба
ланса в узле на одной итерации происходит в одну сторону, а на сле
дующей итерации в другую. иногда снижающийся небаланс в одном
узле приводит к его увеличению в другом узле, а на следующей ите
рации наблюдается обратная картина. колебательный процесс на
блюдается обычно только в некоторых узлах, а размахи колебаний
незначительны (хотя постоянно превышают заданный допустимый
небаланс нагрузок). риск попадания в колебательный процесс уве
личивается при задании малых значений допустимого небаланса.
для выхода из процесса итераций устанавливают
гнотрсзлнд цзркн
зсдпЯхзи
. расчет закончится либо при достижении установленного
небаланса нагрузок, либо через установленное количество итера
ций. обычно достаточно установить допустимое число итераций
порядка 15–20.
для ускорения процесса сходимости расчета к физически су
ществующему режиму целесообразно использовать так называемые
опорные узлы, напряжения в которых известны до расчета по ре
зультатам измерений. В процессе расчета эти напряжения не ме
няются, а напряжения в остальных узлах определяются с учетом
заданных напряжений в балансирующем узле и опорных узлах.
но для того чтобы в процессе расчета напряжения в опорных узлах
можно было бы держать неизменными, необходимо изменять в этих
узлах реактивную мощность. поэтому в качестве опорных узлов
могут быть использованы только узлы, в которых имеется регули
руемый источник реактивной мощности (обычно это узлы при
соединения электрических станций или синхронных компенсато
ров). для таких узлов задают допустимые диапазоны изменения ре
активной мощности.
для обеспечения автоматической сходимости расчета без вме
шательства расчетчика используются различные приемы. напри
мер, программа рАп-оС-ст при затруднениях со сходимостью сама
вводит дополнительные опорные и балансирующие узлы, а по мере
«успокаивания» процесса последовательно переводит их в ранг
обычных узлов, то есть разрешает им принять участие в итерациях
на общих основаниях.
не рекомендуется задавать балансирующий узел на шинах гене
раторного напряжения электростанции из-за большой чувствитель
ности напряжений во всех узлах схемы к коэффициенту трансфор
мации в балансирующем узле. например, при генераторном напря
жении 15 кВ можно посчитать, что коэффициенты 15,7/220 и 15,4/220
не так уж сильно отличаются. однако разница в результатах расчета
может быть весьма существенной, особенно при наличии длинных
и незагруженных линий 220 кВ и выше. повышение напряжения
в балансирующем узле приводит к увеличению емкостной генера
ции на присоединенных к узлу линиях, еще большему повышение
напряжения на их концах и так далее по цепочке, в конце которой
расчетное напряжение в узлах может достичь нереальных значе
ний. балансирующий узел рекомендуется задавать на шинах высо
кого напряжения электростанции или на шинах 220 кВ подстан
ции 500/220 кВ.
2.1.6.
балансировка
узловых
нагрузок
суммарной
нагрузки
сети
Сумма заданных нагрузок в узлах и рассчитанных потерь мощ
ности в сети, как правило, в той или иной мере не совпадает с из
вестной суммарной нагрузкой сети. Суммарная нагрузка сети из
вестна с гораздо большей точностью, чем нагрузки в узлах, поэтому
встает задача корректировки последних. при определении степени
корректировки нагрузки в каждом узле необходимо учитывать до
стоверность способа ее получения. если нагрузка фиксируется
дежурным персоналом на обслуживаемой подстанции, ее значение
в процессе корректировки должно претерпевать меньшие измене
ния, чем значения нагрузок, полученных при выездном контроль
ном замере. еще менее достоверными являются нагрузки, получен
ные оценочным способом (например, при распределении суммар
ной нагрузки между тп 6–20 кВ пропорционально номинальным
мощностям трансформаторов).
различия в достоверности узловых нагрузок обычно отража
ются экспертными коэффициентами достоверности
. например,
для трех описанных выше способов получения нагрузок установ
лены значения
, равные, соответственно, 1,0; 0,8 и 0,5. это озна
чает, что небаланс нагрузок
будет распределяться между узла
ми таким образом, что в нагрузки узлов второй группы попадет
в 1/0,8 = 1,25 раза большая его часть, чем в нагрузки узлов первой
группы, а в нагрузки узлов третьей группы в 1/0,5 = 2 раза. если
в конкретном режиме доля нагрузок
й группы в их суммарной на
грузке
составляет
(2.36)
то доля небаланса, приходящаяся на эту группу нагрузок, составит
(2.37)
где
– количество групп.
Скорректированное значение нагрузки каждого узла
й группы
определяется умножением его исходной нагрузки на коэффициент
коррекции
dP
(2.38)
для примера рассчитаем сбалансированные нагрузки
для сети,
в которой суммарные нагрузки трех описанных групп узлов рав
ны 60, 30 и 10 МВт (
= 100 МВт), а нагрузка балансирующего
узла
= 80 МВт. небаланс нагрузок
= 80 – 100 = –20 МВт.
примем равными 1,0; 0,8 и 0,5.
результаты расчета по формулам (2.36) – (2.38) приведены ниже.
изменение нагрузок обозначено
нб
60
30
10
0,6
0,3
0,1
1,0
0,8
0,5
0,51
0,32
0,17
0,83
0,79
0,66
, МВт
49,8
23,6
6,6
нб
, МВт
10,2
6,4
3,4
нб
17
21,3
34
как следует из приведенного расчета, наибольшая доля суммар
ного небаланса нагрузок приходится на узлы первой группы (0,51),
хотя их нагрузки имеют наиболее высокие коэффициенты досто
верности. это объясняется их большой суммарной мощностью. от
носительно же они изменились меньше остальных. из сопоставле
ния значений последней строки видно, что нагрузки узлов второй
группы изменились в 21,3/17 = 1,25 раза больше нагрузок узлов пер
вой группы, а третьей группы в 34/17 = 2 раза, что соответствует
принятым коэффициентам достоверности. если считать, что на
грузки какой-либо группы узлов практически достоверны, то рас
пределение суммарного небаланса необходимо производить между
узлами других групп.
2.1.7.
асчет
потерь
электроэнергии
сети
при
наличии
реверсивных
перетоков
по
линиям
связи
внешними
объектами
по таким линиям энергия в одни часы расчетного периода пере
дается внешнему объекту, а в другие часы принимается от него. В этом
случае имеются два значения энергии за расчетный период. очевид
но, что ни разность, ни сумма этих значений не может быть исполь
зована для определения расчетной мощности в узле.
реверсивность перетоков может быть приближенно учтена при
расчете потерь методом расчетных суток. при этом суточный гра
фик нагрузки в узле, от которого отходит линия с реверсивным
перетоком, должен иметь положительные значения в часы отпуска
электроэнергии и отрицательные – в часы ее приема. График созда
ется таким образом, чтобы сумма положительных значений соответ
ствовала энергии, отпущенной за расчетный период, а сумма отри
цательных значений – принятой энергии. В этом случае предпола
гается, что такой график соответствует каждым суткам месяца.
на самом деле суточные графики узлов с реверсивными пере
токами существенно нестабильны. наиболее точным методом рас
чета потерь в таких сетях является метод оперативных расчетов,
предусматривающий расчет потерь мощности в каждом часовом ин
тервале на основе данных о нагрузках
брдф
узлов (720 значений актив
ной мощности в каждом узле при 30 сутках в месяце и 744 при 31 сут
ках и столько же значений реактивной мощности). или вдвое боль
ше – при регистрации тридцатиминутных нагрузок. однако этот
метод не всегда удается использовать из-за отсутствия ти во всех
узлах. В узлах же с реверсивными перетоками они обычно имеют
ся. В этом случае используют данные о почасовых нагрузках только
узлов с реверсивными перетоками и данные о потреблении энергии
за месяц в обычных узлах. при использовании этого метода (реа
лизован в программе рАп-оС-ст) расчетный период разбивают
на группы часовых интервалов, в каждой из которых на всех линиях
с реверсивными перетоками последние имеют одинаковое направ
ление, затем проводят расчет потерь энергии для каждой группы
методом средних нагрузок и суммируют полученные результаты.
направление перетока по
линии может изменяться несколько раз
в течение суток; на разных линиях такие изменения происходят в раз
личное время суток. поэтому формирование групп режимов с одно
направленными перетоками возможно лишь программным путем
на основе данных оик о нагрузках реверсивных связей за каждый
час расчетного месяца.
количество режимов в каждой группе определяет продолжи
тельность существования каждого направления перетоков. Макси
мальное число групп составляет 2
, где
– число узлов, от кото
рых отходят линии с реверсивными перетоками. например, при ше
сти линиях связи и наличии всех сочетаний взаимных перетоков
(чего обычно не бывает) число групп режимов составит 64. про
грамма рАп-оС-ст рассчитывает потери в каждом из сформиро
ванных ею режимов методом средних нагрузок в предположении его
существования в течение всего месяца. Суммарные потери за месяц
определяются как сумма рассчитанных значений, каждое из кото
рых умножено на его относительную продолжительность в месяце.
расчет потерь в сети при наличии реверсивных перетоков мо
жет быть выполнен методом средних нагрузок и без использования
данных оик, однако в этом случае необходимо использовать экви
валентную схему сети, в которой остаются только узлы с ревер
сивными перетоками и обобщенный узел с суммарной нагрузкой
внутренних узлов схемы. Математическое выражение для потерь
электроэнергии в такой схеме принято называть нормативной ха
рактеристикой потерь, хотя такая схема является чисто физическим
эквивалентом исходной схемы и никаких аспектов «нормативности»
не содержит. это определение закрепилось в связи с возможностью
использования такой характеристики при расчете нормативов по
терь в перспективных периодах, так как она позволяет определять
потери при любых нагрузках. нормативы потерь используются
при обосновании тарифов на электроэнергию. Методы расчета нор
мативных характеристик потерь изложены в главе 5.
2.1.8.
параметры
линий
трансформаторов
удельные
Яйсзбмъд рнопнсзбкдмзю
проводов
, ом/км, приво
дятся в справочниках. для алюминиевых проводов произведение
сечения провода
и его активного сопротивления
практически
постоянно (определяется характеристиками алюминия). некоторые
отличия от среднего значения обусловлены конструкцией прово
да (числом и диаметром свитых проволок и наличием сердечника
из стальных проводов в проводах марки АС). проводимость стали
намного ниже алюминия, однако наличие дополнительного прово
дника несколько снижает общее сопротивление. так, для проводов
с сечением алюминия 185 мм
и сечениями стального сердечника 29
и 43 мм
удельные сопротивления составляют 0,159 и 0,156 ом/км.
произведение
для всех используемых марок проводов на
ходится в диапазоне 27,2–30,4. В связи с этим в оценочных расчетах
используют формулу
= 28,5 /
на некоторых старых Вл 0,4 кВ, а иногда и 6–10 кВ остались
стальные провода марок пСо-3,5; пСо-4 и пСо-5 (цифра означает
диаметр провода в мм), а также пС-25 (35, 50, 70; цифра означает се
чение провода). их активное сопротивление сильно зависит от про
текающего тока. например, для пСо-5 при токе 1,5 А
= 7,9 ом/км,
а при токе 20 А
= 12,7 ом/км. для пС-35 при тех же токах
= 5,26
и 6,7 ом/км.
Активные сопротивления проводов Вл существенно зависят
от температуры окружающего воздуха. эта зависимость имеет вид
(прил. 2):
*+
0арм.
10,004208,3/300,
rrk
tj∆
Сб
?А+/+
уг
(2.39)
где
стандартное удельное сопротивление провода сечением
, приводимое в справочниках для температуры провода
= 20 °С;
фактическая температура окружающего воздуха;
плотность тока в проводе, А/мм
арм.
коэффициент, учитывающий влияние дополнительных по
терь в линейной арматуре, предназначенной для крепления
проводов – поддерживающих зажимах (лодочках), гасите
лях вибрации (на линиях 110–220 кВ) и дистанционных
распорках между проводами расщепленной фазы (на лини
ях 330–750 кВ).
коэффициент
арм.
принимают равным 1,02 для линий 110 кВ
и выше и равным нулю для линий более низких напряжений (см.
прил. 2). наличие в формуле параметра
предусматривает учет
некоторого превышения температуры провода над температурой
окружающего воздуха за счет нагрева провода проходящим по нему
током. как следует из формулы (2.39), при плотности тока 1 А/мм
нагрев провода сечением
= 300 мм
повысит его температуру на 8,3 °С,
что приведет к увеличению сопротивления на 3,3 %. для проводов
меньших сечений влияние тока снижается (более тонкий провод
охлаждается быстрее, так как тепловыделение в проводе пропор
ционально сечению, а площадь охлаждения – длине окружности).
например, для провода сечением
= 120 мм
оно составит 5,2 °С.
при отсутствии данных о средней плотности тока за расчетный пе
риод можно принять
= 0,5 А/мм
. В этом случае приведенные зна
чения повышения температуры провода снизятся в четыре раза.
температура провода зависит не только от температуры окружа
ющего воздуха и тока в проводе, но и от солнечной радиации, при
водящей к некоторому его нагреву, и от силы и направления ветра,
приводящего к охлаждению провода. учет действительных значе
ний солнечной радиации, силы и направления ветра в практиче
ских расчетах затруднен в силу информационной необеспеченности.
В связи с тем, что степень воздействия этих двух факторов на темпе
ратуру провода значительно меньше, чем первых двух, а также учи
тывая противоположную направленность их воздействия, в практи
ческих расчетах ими можно пренебречь.
пдЯйсзбмъд (змгтйсзбмъд) рнопнсзбкдмзю
проводов определяют
ся внутренним и внешним магнитными полями. характеристики
внутреннего поля определяются материалом проводника, а внешне
го – диаметром провода и его расположением относительно земли
и особенно относительно проводов других фаз. для алюминие
вых проводов внутреннее реактивное сопротивление пренебрежимо
мало. расположение проводов влияет на характеристики внешнего
маг
нитного поля слабее, чем диаметр провода, хотя и последний в силу
логарифмической зависимости индуктивного сопротивления от гео
метрических размеров и сравнительно небольших различий в диа
метрах проводов также не оказывает существенного влияния на ве
личину сопротивления. В частности, для проводов сечением 70 мм
подвешенных на опорах линий 35 и 110 кВ (геометрические разме
ры различны), удельные реактивные сопротивления
равны со
ответственно 0,432 и 0,444 ом/км (различие – 2,8 %). для провода
сечением 240 мм
на линии 110 кВ
= 0,405 ом/км, что на 9,6 %
ниже
= 0,444 ом/км для провода сечением 70 мм
. В оценочных
расчетах часто используют значение
= 0,4 ом/км.
Внутреннее реактивное сопротивление стальных проводов суще
ственно, поэтому общее реактивное сопротивление определяют как
сумму внешнего сопротивления, аналогичного сопротивлению алю
миниевых проводов, и внутреннего, сильно зависящего от проте
кающего тока. например, для провода пСо-5 при токе 1,5 А вну
треннее реактивное сопротивление
= 2,13 ом/км, а при токе 20 А
= 10,5 ом/км. для пС-35 при тех же токах
= 0,34 и 1,04 ом/км.
поэтому при расчетах сетей со стальными проводами необходимо
учитывать зависимости их активного и реактивного сопротивле
ния от протекающего тока.
кроме сопротивления проводов воздушные линии характеризу
ются емкостной проводимостью на землю. хотя провод имеет срав
нительно малые размеры, он вместе с землей представляет собой
конденсатор, одна обкладка которого имеет потенциал фазного
провода, а другая – ноль. емкость такого конденсатора характе
ризуется удельной емкостной проводимостью
, См/км (Сименс
на 1 км), приводимой в справочниках. Генерируемую линией ре
активную мощность определяют по формуле
. несмотря
на малые значения
, при большой протяженности линии значения
оказываются существенными. особенно это характерно для ли
ний 330–750 кВ в связи с применением на них расщепленной фазы,
увеличивающей эквивалентный радиус провода и соответственно
значение
. реактивная мощность, генерируемая одним километром
линий различного напряжения, составляет:
, кВ
110
220
330
500
750
, Мвар
0,033
0,13
0,37
0,91
2,2
В расчетах режимов линию представляют в виде
-образной
схемы с соответствующими продольными активным и реактив
ным сопротивлением и поперечными емкостными проводимостя
ми по концам линии, каждая из которых равна половине суммарной
емкостной проводимости.
СпЯмрунплЯснпъ
характеризуются активным и реактивным со
противлениями и активными и реактивными потерями мощности
холостого хода. эти параметры приводятся в справочниках. трех
обмоточные трансформаторы (автотрансформаторы) в расчетных
схемах представляют в виде звезды, реактивные сопротивления
лучей которой определяют по данным о напряжениях короткого за
мыкания, а активные сопротивления – по потерям мощности ко
роткого замыкания между каждой парой обмоток. для большин
ства трансформаторов и автотрансформаторов потери мощности
короткого замыкания приводятся в виде одной величины. поэтому
активные сопротивления лучей приходится принимать одинако
выми. расчетные значения сопротивлений двухобмоточных транс
форматоров и лучей трехобмоточных трансформаторов (автотранс
форматоров) и сопротивлений проводов при температуре провода
= 20 °С приведены в прил. 9.
2.1.9.
асчетные
формулы
для
определения
нагрузочных
потерь
электроэнергии
расчеты потерь по данным ти обычно называют оперативны
ми расчетами, расчеты с использованием интегрирующих множи
телей – аналитическими, а проводимые на основе обобщенных дан
ных о схемах сетей – оценочными. Аналитические расчеты полу
чили свое название в связи с тем, что они позволяют осуществлять
анализ влияния на потери предполагаемых изменений схем, на
грузок и режимов – в отличие от оперативных расчетов, дающих
более точное значение потерь в состоявшихся режимах, но не по
зволяющих варьировать режимные условия.
при проведении расчетов для периодов, включающих несколько
месяцев, необходимо учитывать среднемесячные температуры воз
духа в регионе. очевидно, что температуры января и июля суще
ственно отличаются. при средней температуре воздуха в январе, на
пример, –10 °С, а в июле +20 °С, сопротивление проводов в январе
оказывается ниже июльских значений на 12 %. учет этого факто
ра осуществляется с помощью применения в формулах (2.11),
(2.15) и (2.27) температурного коэффициента
= 1 + 0,004 (
– 20).
при этом формулы приобретают вид:
*+
мрр
iti
WkNWk
(2.40)
*+
222
ср.мес.р
iti
kWkNWk
(2.41)
22
экв.
мм.экв.
мрр
д/(),
iiti
WkWk
(2.42)
где

значения температурного коэффициента, определенные
для условий
-го расчетного месяца; д
м. экв.
С учетом коэффициентов
(п. 2.1.3) окончательные рас
четные формулы для определения нагрузочных потерь методами
1–3 имеют вид:
макс
(2.43)
(2.44)
сут.
экв.
(2.45)
при использовании эквивалентного сопротивления разветвлен
ной линии
экв.
и электроэнергии
, отпущенной в линию по голов
ному участку за
часов, формула для расчета нагрузочных потерь
электроэнергии имеет вид:
222
(1tg)
TUT
∆?
(2.46)
где
(1 + tg
постоянный коэффициент, связывающий
потери электроэнергии с ее отпуском за
время
как будет показано в дальнейшем, он является коэффициентом нор
мативной характеристики потерь.
Формулу (2.46) применяют, например, при расчете потерь элек
троэнергии в сетях 0,4 кВ (прил. 3).
2.1.10.
тносительные
потери
мощности
электроэнергии
уравнения для относительных величин потерь в процентах име
ют вид:
макс
макс, %
макс
100;
100.
∆?
(2.47)
подставляя во вторую формулу (2.47) величины
макс
макс
(2.48)
и учитывая формулу (2.16), получим:
макс0
макс, %
макс, %
макс, %э/м
максз
100
PPPK
∆ττ+
∆?
?∆?∆
(2.49)
где
э/м
= (1 + 2
коэффициент, характеризующий соотноше
ние относительных потерь электроэнергии
и относительных потерь мощности.
из формулы (2.49) следует, что процент потерь электроэнер
гии обычно существенно ниже процента потерь мощности в макси
мум нагрузки. при
= 0,7, характерном для сетей 110 кВ,
э/м
= 0,8,
а при
= 0,3, характерном для сетей 0,4 кВ,
э/м
= 0,53.
2.1.11.
асчет
потерь
электроэнергии
сетях
0,4
В таких сетях нет оборудования, в котором имели бы место по
тери холостого хода. расчет нагрузочных потерь по известной схеме
сети в силу указанных ранее особенностей их схем и нагрузок про
водят для каждой фазы. на рис. 2.1 приведена в однолинейном ис
полнении схема участка сети Вл 0,4 кВ, питающегося от одного
из тп 10/0,4 кВ небольшого города. одного взгляда на этот рисунок
достаточно, чтобы понять, насколько трудоемкой является работа
по внесению в компьютер данных о схемах всех таких линий, на
ходящихся на балансе сетевой организации. поэтому оценку потерь
в линиях 0,4 кВ при большом их числе обычно проводят на основе
упрощенных методов.
одной из проблем расчета потерь в линиях 0,4 кВ, независимо
от применяемого метода расчета, является отсутствие данных об энер
гии, отпущенной в каждую линию. при установке счетчиков на го
ловных участках линий 0,4 кВ не только существенно увеличива
ется точность расчета технических потерь, но и решается задача вы
явления очагов коммерческих потерь.
рассмотрим методы возможного определения этих данных на осно
ве известного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ. из заданного от
пуска энергии в фидер 6–20 кВ необходимо вычесть рассчитанные
потери в фидере; энергию, отпускаемую в тп, находящиеся на ба
лансе потребителя (линии 0,4 кВ, питающиеся от данного тп, также
находятся на балансе потребителя); энергию, проходящую по фиде
ру 6–20 кВ транзитом. остальная энергия уходит на шины 0,4 кВ
тп, принадлежащих энергоснабжающей организации.
распределение суммарного отпуска по линиям 0,4 кВ произво
дится на основе следующего алгоритма. В группе линий 0,4 кВ, пи
тающихся от конкретного фидера 6–20 кВ, могут быть линии, на ко
торых установлены счетчики (есть данные об энергии, отпущенной
в линию), и линии, для которых таких данных нет.
из суммарного отпуска энергии во все линии 0,4 кВ данного
фидера необходимо вычесть энергию линий, на которых она задана,
а остаток распределить по линиям с неизвестными значениями
пзр. 2.1.
Схема участка сети Вл 0,4 кВ
энергии пропорционально сечениям их головных участков (другое
условие придумать трудно).
ниже изложены методы расчета потерь как основе полных схем
линий 0,4 кВ, так и оценочные методы.
пЯрцдс онсдпы мЯ нрмнбд онкмъф рфдл кзмзи
основной информацией о нагрузке линии является энергия, от
пускаемая в линию с шин 0,4 кВ тп 6–20/0,4 кВ. как и в сетях 6–20 кВ,
энергия, потребляемая в некоторых узлах сети 0,4 кВ, может быть
известна. это относится к относительно крупным (для этих сетей)
потребителям – коммунально-бытовым и производственным пред
приятиям (водокачки, бойлерные, магазины, дома культуры, мастер
ские по ремонту сельскохозяйственной техники и т. п.). Аналогич
ная информация по бытовым абонентам может быть получена прак
тически только по данным об оплате электроэнергии. оплата часто
осуществляется с опозданием или, наоборот, впрок; она, как пра
вило, не вполне соответствует фактическому потреблению энергии
в расчетном периоде. поэтому необходимо использовать какие-то
допущения о распределении по узлам (и фазам) суммарной энергии
(разности между отпуском электроэнергии в данную линию и сум
мой энергии, заданной в узлах с известным потреблением).
нагрузки в каждом узле задают в виде трех значений (фазы А, В
и С), поэтому число задаваемых нагрузок будет в три раза больше
числа узлов схемы. нагрузки узлов с известным потреблением ука
зывают в виде значений энергии по каждой фазе – для трехфазных
нагрузок в каждой фазе указывают 1/3 потребления. для узлов с не
известным потреблением указывают коэффициенты, пропорциональ
но которым программа будет распределять остаток энергии.
В сетях 6–10 кВ энергия головного участка распределяется про
порционально мощностям тп; здесь же нет параметра, хоть как-то
характеризующего нагрузку каждой фазы каждого узла, поэтому за
давать коэффициенты пропорциональности приходится экспертным
путем. для селитебной территории можно для каждой фазы в узле
указывать, например, число присоединенных к ней квартир. Мож
но взять нагрузку какой-либо фазы какого-либо узла за единицу,
а остальные указывать по отношению к ней. Можно распределить
по 3
∙ n
точкам 100 единиц, понимая под ними процентное распреде
ление нагрузок.
коэффициенты во всех точках должны иметь одинаковый мас
штаб. они определяют пропорциональность распределения энергии,
поэтому, если их изменить в одинаковое число раз, это не повлияет
на результаты расчета. если, например, для конкретного узла за
дано А = 30; В = 12; С = 0, это означает, что однофазные нагрузки
присоединены к фазам А и В (потребители на двухфазном ответвле
нии), причем энергия, потребляемая от фазы А в 2,5 раза больше,
чем от фазы В.
Все заданные «весовые» коэффициенты суммируются програм
мой. например, при трех узлах с заданными коэффициентами (за
даны в виде процентного распределения нагрузок):
1-й узел: А=30; В=12; С=0;
2-й узел: А=20; В=0, С=15;
3-й узел: А=7; В=6, С=10
программа определит сумму всех коэффициентов 30 + 12 + 20 + 15 +
+ 7 + 6 + 10 = 100, затем определит «цену» в кВт
ч одной единицы,
разделив распределяемую энергию на 100, и рассчитает все нагруз
ки в кВт
ч, умножив «цену» на коэффициент. такое распределение
нагрузок используется программой рАп-10-ст. далее расчет прово
дится методом средних нагрузок.
пЯрцдс онсдпы ькдйспньмдпвзз мЯ нрмнбд
зжлдпдммъф лЯйрзлЯкымъф онсдпы мЯопюедмзю
б кзмзз
так как формулы для расчета потерь мощности и потерь на
пряжения в линии содержат одни и те же параметры, то потери мощ
ности и потери напряжения могут быть выражены друг через друга
(см. прил. 3). расчетная формула для относительных потерь электро-
энергии имеет вид:
э/н
нн
(2.50)
где
э/н
коэффициент, характеризующий соотношение относитель
ных потерь электроэнергии и относительных потерь на
пряжения;
нн
коэффициент, учитывающий влияние на потери неодина
ковости нагрузок фаз.
при наличии эп, потребляющих электроэнергию непосред
ственно с шин 0,4 кВ тп или на незначительном расстоянии от него
(«беспотерьное» потребление), рассчитанное значение
при
меняется к электроэнергии, уменьшенной на величину такого по
требления.
при расчете потерь в линии с одинаковыми проводами на всех
участках коэффициент
э/н
определяют по формуле (прил. 3)
*+
э/н
1tg
10,25,
1tg3
kd
?А/
+zl
(2.51)
где
– доля нагрузок, распределенных по длине линии.
для воздушных линий
0,4 ом/км, а
28,5/
, где
– се
чение провода головного участка. при этом
учитывая
снижение сечения проводов по мере удаления от тп (особенно
на ответвлении, в удаленной точке которого и проводят измере
ния напряжения), эквивалентное значение
снижается. для прак
тических расчетов примем

г
/100. при этом формула для коэф
фициента
э/н
будет иметь вид:
*+
э/н
1tg
10,25.
1tg/1003
?А/
(2.52)
коэффициент
нн
в формуле (2.50) определяют по формуле
(п3.18, см. прил. 3). она довольно сложна для практического при
менения, так как исходит из необходимости замера токов во всех
фазах. если же характеризовать отличие токов в фазах относитель
ным значением неодинаковости нагрузок фаз
= (
макс
– I
мин
) /
и принять в качестве характерного значения
= 0,5 (что соот
ветствует относительным токам в трех фазах 1,25; 1,0 и 0,75), то ко
эффициент
нн
при одинаковом сечении нулевого и фазного про
водов составит 1,13, а при сечении нулевого проводов в два раза
меньшем фазного – 1,21. для линий с различным распределением
нагрузок по длине линии целесообразно применять более простую
формулу (п3.19).
недостатком метода расчета потерь мощности по измеренным
потерям напряжения в линии является то, что он не учитывает по
тери энергии в ответвлениях. потери напряжения до удаленной
точки сети не изменяются от того, потребляется ли энергия непо
средственно от какого-либо узла магистрали или проходит дальше
еще и по ответвлению. проблемой же практического использования
этого метода является необходимость осуществления замеров по
терь напряжения в линиях в режиме максимальной нагрузки. такие
замеры не только связаны с большими трудозатратами, но и имеют
низкую достоверность. это обусловлено необходимостью опреде
ления времени
замеров, соответствующего максимуму нагрузки,
и низкой точностью определения потерь напряжения как разности
двух близких значений напряжения: каждое из них измерено при
бором, конкретная погрешность которого в пределах диапазона, со
ответствующего классу точности, неизвестна. другой проблемой
является практическая невозможность проверки достоверности этих
измерений на стадии экспертизы расчета. поэтому данный метод
можно считать скорее теоретическим, чем практическим, тем более
для определения потерь во всех линиях 0,4 кВ, находящихся на ба
лансе сетевой организации.
пЯрцдс онсдпы мЯ нрмнбд нанашдммъф гЯммъф
н рфдлЯф кзмзи
к обобщенным данным относятся: количество линий 0,4 кВ, се
чение проводов их головных участков и суммарные длины маги
страли, однофазных, двухфазных и трехфазных ответвлений.
очевидно, что значение потерь зависит не только от суммарной
длины участков линий, но и от особенностей их схем и распреде
ления нагрузок по длине линий. потери в линии, представляющей
собой вытянутую магистраль, существенно отличаются от потерь
в линии с такой же суммарной длиной участков, но со схемой, по
хожей на разветвленное дерево. потери в линии с нагрузкой, со
средоточенной в ее конце, существенно отличаются от потерь в ли
нии с нагрузками, распределенными по ее длине, и тем более с боль
шой нагрузкой, сосредоточенной в ее начале.
потери электроэнергии в линии 0,4 кВ определяют по формуле
(прил. 3)
222
экв.
0,4
(1)(1tg)
WdL
/+l
(2.53)
где
отпуск электроэнергии в линию за д дней;
доля энергии, потребляемой непосредственно с шин 0,4 кВ
тп или на незначительном расстоянии от него («беспотерь
ное» потребление);
0,4
коэффициент, учитывающий характер распределения на
грузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз;
экв.
эквивалентная длина линии;
сечение провода магистрали.
из формулы (2.53) видно, что расчетное значение потерь су
щественно зависит от величины
. например, при
= 0,2 значе
ние потерь снижается до (1–0,2)
= 0,64 от его значения при
= 0.
на рис. 2.1 к беспотерьным потребителям относятся бойлерная
и клуб, получающие питание непосредственно с шин 0,4 кВ тп.
если не указать их долю в виде
, то расчет по формуле (2.53) соот
ветствует ситуации равномерного распределения потребляемой ими
энергии по всем остальным точкам сети, что при
= 0,2 приводит
к завышению расчетного значения потерь в 1/0,64 = 1,56 раза. В ли
ниях с большой долей потребления энергии вблизи шин 0,4 кВ
тп это увеличение будет еще более существенным. например,
при
= 0,7 потери окажутся завышенными в 1/0,09 = 11,1 раза и вме
сто реальных 5 % расчет приведет к 55,5 %. такой результат вызы
вает у расчетчика представление об ошибочности метода, хотя при
чина заключается в ошибочности заданных исходных данных.
под сечением провода магистрали в формуле (2.53) понимается
основное сечение проводов на ее участках. если, например, с шин
трансформатора осуществлен кабельный вывод сечением 120 мм
и длиной 20 м, а затем идет магистраль длиной 200 м, выполнен
ная проводом сечением 35 мм
, то следует использовать значение
= 35 мм
при отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика
и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают харак
терные для бытовых потребителей значения
= 0,3; tg
= 0,6.
эквивалентную длину линии определяют по формуле
экв.
+ 0,44
2–3
+ 0,22
(2.54)
где
длина магистрали;
2–3
суммарная длина двухфазных и трехфазных ответвлений;
длина однофазных ответвлений.
под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин
0,4 кВ тп 6–20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, при
соединенного к трехфазной линии.
при наличии стальных или медных проводов в магистрали или
ответвлениях в формулу (2.54) подставляют длины линий, опреде
ляемые по формуле
+ 0,6
(2.55)
где
длины алюминиевых, стальных и медных проводов,
соответственно.
коэффициент
0,4
при расчете потерь электроэнергии в одной
линии определяют по формуле
0,4
= 7,78 – 2,67
– 1,48
(2.56)
а в совокупности линий – по формуле
0,4
= 9,74 – 2,25
– 2,22
– 0,21
(2.57)
распределенными нагрузками можно считать потребление энер
гии бытовыми абонентами (населением). его можно определить
на основе отчетности о полезном отпуске электроэнергии. долю
энергии, потребляемой распределенными нагрузками, определяют
по формуле
*+
быт
(2.58)
долю энергии, потребляемой непосредственно с шин 0,4 кВ
тп или на незначительном расстоянии от него
, можно принять
равной доле энергии, потребляемой коммунальными, торговыми
и культурно-просветительными предприятиями (в сельской местно
сти тп обычно проектировались рядом с такими потребителями).
В качестве расчетного сечения магистрали для совокупности
линий принимают средневзвешенное сечение, определяемое с уче
том распределения общего объема энергии по линиям с различны
ми сечениями проводов головных участков. более правильно опре
делять потери для групп линий с одинаковыми сечениями проводов
магистрали.
Следует иметь в виду, что формула (2.53) выведена для усред
ненной модели линии, поэтому определенные по ней расчетные
потери в конкретной линии могут отличаться (иногда существенно)
от их значения, определенного при представлении линии полной схе
мой. областью использования этой формулы является расчет сум
марных потерь в большом числе линий. при таком расчете разно
направленные погрешности определения потерь в отдельных лини
ях в значительной степени компенсируются в суммарной величине.
опзлдп.
рассчитать потери электроэнергии за апрель месяц

30) в Вл 0,4 кВ длиной 1 км, выполненной проводом А-95 (
= 0,30 ом,
= 0,4 ом) с сосредоточенной в ее конце нагрузкой.
за месяц в линию отпущено 10 тыс. кВт
ч. остальные параметры, ис
пользуемые в расчете, имеют следующие значения: tg
= 0,5;
= 0,3;
нн
= 1,05. так как данная Вл является линией с сосредоточенной
нагрузкой, то
= 0.
пдчдмзд.
Максимальные значения активной и реактивной на
грузок составляют:
макс
10000
46,30кВт,
24д24300,3
???
АА
макс
= 0,5 · 46,30 = 23,15 квар.
расчетные потери электроэнергии и потери напряжения в макси
мум нагрузки, определенные по параметрам линии (эталон для срав
нения методов), составляют:
46,3023,150,320,3
0,30
30241,05100,608тыс.кВтч;
0,4
∆?
АААААА?
46,300,3023,150,4
1001014,47%.
0,4
А+А
АА?
расчет по формуле (2.53) – по обобщенным параметрам линии –
приводит к следующему результату:
*+
1010,5
120,3
7,78
0,608тыс.кВтч.
953030,3
А+
∆?АА?
расчет по потерям напряжения в линии выполняем в следу
ющей последовательности. В соответствии с формулой (2.51) при
0,4
/ 0,3 = 1,33:
э/н
10,5120,3
0,4.
11,330,53
++А
?А?
если с помощью замера напряжений в начале и конце линии по
лучены потери напряжения, точно соответствующие действитель
ным 14,47 % (что маловероятно), то потери энергии по формуле (2.50)
составят:
= 14,47
· 1,05
· 0,4 = 6,08
% или 0,608 тыс. кВт
полученные результаты показывают, что для такой простой ли
нии результаты расчетов по оценочным выражениям совпадают
с результатом точного расчета. погрешности оценки потерь электро
энергии в реальных сетях более сложных конфигураций будут опре
деляться погрешностями допущений, принятых при выводе фор
мул, и погрешностями измерения потерь напряжения.
2.1.12.
асчет
потерь
во
внутридомовых
сетях
многоэтажных
зданий
Возможны два способа расчета таких потерь:
1) расчет суммарных потерь в линии 0,4 кВ с учетом потерь во вну
тридомовых сетях;
2) отдельный расчет потерь во внутридомовой сети.
первый способ используется, если данные об отпуске электро
энергии во внутридомовую сеть каждого дома отсутствуют. В этом
случае в формуле (2.54) суммарную длину стояков в зданиях вклю
чают в длину однофазных ответвлений. очевидно, что такой расчет
имеет небольшую точность, так как потери во внутридомовых сетях
определяются опосредованно через энергию, передаваемую по го
ловному участку линии 0,4 кВ. Вместе с тем в связи с относительной
малостью их значений, эта погрешность несущественно сказывает
ся на точности расчета суммарных потерь в сетях 0,4 кВ в целом.
Второй способ используется, если имеются данные об отпуске
электроэнергии во внутридомовую сеть каждого дома и по каким-
либо причинам требуется более точный расчет потерь во внутри
домовой сети отдельно от суммарных потерь в линиях 0,4 кВ.
В этом случае в формулу (2.53) в качестве
подставляют сред
ний отпуск электроэнергии в один стояк внутридомовой сети, в ка
честве
– среднее значение суммарного сечения кабелей, про
ложенных в одном стояке. длина стояка в формуле (2.54) считается
длиной магистрали. коэффициент
0,4
определяют по формуле (2.56),
в которой
принимают равным единице.
данные об отпуске энергии в одну линию, о среднем сечении
проводов на магистралях этих линий и о суммарной длине линий
должны соответствовать друг другу. например, отпуск энергии в зда
ние составляет 200 тыс. кВт
ч, из которых 50 тыс. кВт
ч потребля
ется лифтовыми установками и другими устройствами, находящи
мися в непосредственной близости от ввода в здание. остальные
150 тыс. кВт
ч передаются по внутридомовой сети. при наличии
в здании пяти стояков высотой 30 м, в каждом из которых проло
жено по два кабеля сечением 6 мм
, возможны два способа задания
исходных данных, приводящие к одинаковым результатам:
в качестве линии рассматривается кабель сечением 6 мм
, в каж
дую линию отпускается 150/10 = 15 тыс. кВт
ч, суммарная длина
участков линий составляет 0,3 км (10 линий по 30 м);
в качестве линии рассматривается стояк, сечение которого со
ставляет 12 мм
, в каждую линию отпускается 150/5 = 30 тыс. кВт
суммарная длина участков линий составляет 0,15 км (5 линий по 30 м).
к таким же результатам приведет и рассмотрение всей внутри
домовой сети как одной линии сечением 60 мм
. длина такой ли
нии 0,03 км, а отпуск энергии в нее составляет 150 тыс. кВт
ч. не
трудно убедиться, что величина
WL∆
одинакова при любых спо
собах ее расчета:
222
150,3300,151500,03
61260
ААА
???
2.1.13.
нормативные
методы
расчета
нагрузочных
потерь
классы
их
точности
известно, что чем выше номинальное напряжение сети, тем бо
лее подробная информация о нагрузках регистрируется. учитывая
необходимость уточнения расчетов, нельзя признать нормальным,
когда для расчета потерь в сетях более высокого напряжения ис
пользуется метод, основанный на учете ограниченного объема ин
формации, характерного для сетей более низкого напряжения. нор
мативный метод расчета представляет собой метод с наименьшей
точностью, применение которого допустимо для сетей данного
класса напряжения. классы точности методов расчета потерь опре
делены в прил. 4.
В качестве
нормативных методов расчета нагрузочных потерь
электроэнергии могут применяться:
в сетях 330–750 кВ – метод оперативных расчетов (класс точно
сти 1);
в сетях 35–220 кВ при отсутствии реверсивных перетоков энергии
по межсетевым связям – метод расчетных суток (класс точности 3);
в сетях 35–220 кВ при наличии реверсивных перетоков – метод
средних нагрузок с разделением всех часовых режимов на группы
с одинаковыми направлениями потоков энергии и проведением рас
чета потерь для каждой группы режимов с определением
по фор
муле (2.5). класс точности метода при использовании в расчете ко
эффициента
, учитывающего неодинаковость графиков нагрузок
в узлах, равен 3, без применения этого коэффициента – 8.
в сетях 6–20 кВ – метод средних нагрузок (класс точности для
одного фидера 25);
в сетях 0,4 кВ – метод
оценки потерь на основе зависимостей по
терь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сетей (класс
точности для одной линии 40).
при расчете суммарных потерь в
фидерах (линиях) 0,4–6–
20 кВ погрешность уменьшается в
раз).
нормативный метод рассматривается как
лзмзлЯкымн гнотрсз
лъи
для расчета потерь в сетях данного класса напряжения. при воз
можности получения большего объема информации о схемах и на
грузках узлов сети целесообразно переходить на метод более вы
сокого уровня. В частности, при расчете потерь в сетях 0,4 кВ
рекомендуется постепенно переходить с оценочного метода на ме
тод средних нагрузок с использованием полных схем сетей. по мере
оснащения сетей 35–220 кВ средствами ти необходимо переходить
на методы оперативных расчетов потерь мощности и т. д.
Вместе с тем при отсутствии счетчиков на подстанциях 35 кВ
временно до их установки можно применять для расчетов потерь
в этих сетях метод наибольших потерь. Аналогичная ситуация воз
можна и в сетях 6–10 кВ, хотя отсутствие счетчиков на головных
участках фидеров является очень редкой ситуацией и ее следует ис
правлять в первую очередь.
2.1.14.
нагрузочные
потери
оборудовании
подстанций
потери в тт, заградителях высокочастотной связи и токоограни
чивающих реакторах по существу являются нагрузочными потеря
ми. Все эти элементы включаются в «рассечку» линии, то есть по
следовательно, поэтому потери в них зависят от протекающей через
них мощности. нагрузочными являются также потери в соедини
тельных проводах и сборных шинах ру подстанций, однако в на
стоящее время отсутствует практика их расчета на основе расчета
режимов подстанционных схем. поэтому их определяют по усред
ненным значениям и в отчетности включают в состав условно-
постоянных потерь. по этой же причине по усредненным значени
ям определяют и потери в тт (см. п. 2.2).
потери в заградителях Вч-связи и в токоограничивающих реак
торах рассмотрены ниже. потери в высокочастотных заградителях
(Вз) рассмотрены в связи с легкостью их учета непосредственно в рас
чете нагрузочных потерь, а отдельный расчет потерь в реакторах не
обходим, например, в случае если реактор находится на балансе по
требителя, а энергия фиксируется за реактором.
ЖЯвпЯгзсдкз бърнйнцЯрснсмни рбюжз
по проводам линий электропередачи, кроме тока промышлен
ной частоты, передают сигналы Вч-связи. оборудование подстан
ций оказывает сильное шунтирующее воздействие на эти сигналы.
для ослабления этого воздействия перед шинами приемной и пере
дающей подстанций устанавливают Вз, представляющие собой
реакторы с небольшим активным сопротивлением, «запирающие»
сигналам Вч-связи путь на шины подстанции. перед реактором
к фазному проводу присоединяют конденсатор связи и фильтр при
соединения, через которые сигналы связи, «очищенные» от основной
частоты, попадают в аппаратуру связи и телемеханики. эти устрой
ства, называемые устройствами присоединения Вч-связи, присое
диняются между фазой и землей, то есть поперечно. для передачи
сигналов Вч-связи используют и грозозащитные тросы. Аппарату
ра получает питание от рабочего напряжения 220 В; расход электро
энергии на аппаратуру связи и телемеханики входит в расход на Сн
подстанции, поэтому отдельный расчет этой составляющей не име
ет смысла. устройства присоединения Вч-связи потребляют неболь
шую мощность в постоянном режиме, поэтому потери в них отно
сятся к потерям холостого хода и рассмотрены в п. 2.2.5.
потери мощности в Вз различных типов при номинальном токе
составляют от 0,14 до 40 кВт. ток, проходящий через заградитель,
равен току линии и, как правило, отличается от номинального тока Вз.
так как значение тока в линии определяется в результате расчета ре
жима сети, то наиболее правильным способом учета потерь в Вз яв
ляется включение его сопротивления в расчетную схему. В табл. 2.1
приведены параметры Вз, эксплуатируемых в сетях. Активные и ре
активные сопротивления Вз рассчитаны на основе паспортных дан
ных по формулам, ом:
*+
Взномном
Вз
/10;2,
RPIXfL
?rА
(2.59)
где
потери мощности в Вз, кВт, при номинальном токе
А;
= 50 Гц;
индуктивность Вз на частоте 50 Гц, Гн.
таблица 2.1
параметры
высокочастотных
заградителей
связи
, мГн
, кВт
Вз
, ом
Вз
, ом
, м/мм
100
0,57
0,14
0,18
0,0140
0,49
200
0,60
0,62
0,19
0,0155
0,54
400
0,30
1,00
0,09
0,0063
0,22
630
0,55
5,00
0,17
0,0126
0,44
1250
0,54
8,50
0,17
0,0054
0,19
2000
0,58
16,00
0,18
0,0040
0,15
2000
1,03
23,00
0,32
0,0058
0,20
4000
0,52
40,00
0,16
0,0025
0,09
для оценки весомости потерь в Вз можно использовать форму
лу, по которой определяют эквивалентную длину линии
экв
, м, се
чением
, мм
, активное сопротивление которой равно сопротивле
нию Вз:
экв.
28,5
L∆a∆
(2.60)
где
– коэффициент, приведенный в табл. 2.1.
так, для линии сечением
= 300 мм
сопротивление Вз с но
минальным током 630 А эквивалентно увеличению длины линии
на
экв.
= 0,44 · 300 = 132 м. эквивалентную длину определяют толь
ко для оценки ее весомости. увеличивать в расчетах режимов фак
тическую длину линии для учета Вз не совсем верно, так как Вл
и Вз имеют определенные соотношения активных и реактивных
сопротивлений. поэтому сопротивления Вз следует просто при
бавлять к сопротивлениям линии.
при учете сопротивлений Вз следует иметь в виду, что они не всег
да устанавливаются во всех фазах линий. такая их установка про
изводится, как правило, только на линиях 330 кВ и выше. В лини
ях 220 кВ для Вч-связи используются одна-две фазы, а в линиях
110 кВ – одна фаза. так как расчеты режимов ведутся на основе одно
линейной схемы, то при наличии Вз только в одной фазе в расчет
ную схему следует включать 1/3 сопротивления Вз, при наличии
в двух фазах – 2/3.
СнйннвпЯмзцзбЯэшзд пдЯйснпъ
по своей конструкции токоограничивающие реакторы мало от
личаются от Вз. В паспортных данных потери в реакторах приво
дятся в виде удельных потерь мощности
, кВт/фазу, при номи
нальном токе.
потери энергии в трехфазной группе реакторов за д дней опре
деляют по формуле, тыс. кВт·ч:
24д10,
ою
∆?∆τ
пЯ
ра
(2.61)
где
соответственно, максимальный рабочий и номинальный
токи реактора, А.
подставляя в формулу (2.61) выражение для максимального ра
бочего тока
номз
1tg
10,
24д3
(2.62)
получим формулу
*+
номномз
1tg
13,9
UIk
∆?∆
(2.63)
в которую
подставляют в тыс. кВт·ч,
– в кВ,
– в амперах.
опзлдп.
рассчитать потери электроэнергии за январь в трех
фазной группе токоограничивающих реакторов с номинальным
током 400 А, удельными потерями
= 1,6 кВт/фазу, установ
ленных в линии напряжением 10 кВ. за месяц в линию отпущено
2400 тыс. кВт·ч, коэффициент заполнения графика
= 0,7, tg
= 0,5.
пдчдмзд.
подставляя указанные данные в формулу (2.63), по
лучим:
*+
240010,5
120,7
13,91,6
1,11тыс.кВтч.
31104000,7
∆?А
А?А
2.2.
условно-постоянные
потери
2.2.1.
потери
холостого
хода
силовых
трансформаторах
потери холостого хода в силовых трансформаторах (автотранс
форматорах) определяют на основе известных из паспортных данных
потерь мощности холостого хода
, кВт, по формуле, тыс. кВт·ч:
10,
WPС
∆?∆∆
(2.64)
где
– напряжение на вводах трансформатора в
м режиме.
2.2.2.
потери
компенсирующих
устройствах
потери в компенсирующих устройствах (ку) зависят от типа
устройства.
онсдпз б аЯсЯпдюф рсЯсзцдрйзф йнмгдмрЯснпнб
(бСк) опреде
ляют на основе известных удельных потерь мощности
бк
бк
(2.65)
где
реактивная энергия, выработанная батареей конденсато
ров за расчетный период. обычно
= 0,003 кВт/квар.
онсдпз б рсЯсзцдрйзф сзпзрснпмъф йнлодмрЯснпЯф
(Стк) опре
деляют по такой же формуле. тиристорные компенсаторы, как пра
вило, имеют индивидуальную конструкцию, поэтому удельные по
тери в конкретном компенсаторе определяют на основе его паспорт
ных данных. Среднее значение
= 0,006 кВт/квар.
онсдпз б рзмфпнммъф йнлодмрЯснпЯф
(Ск) теоретически нельзя
полностью отнести к потерям холостого хода, так как потери в лю
бой электрической машине имеют и нагрузочную составляющую
(как и в трансформаторе). однако, поскольку эта составляющая по
терь зависит не от нагрузки сети, а от нагрузки самого Ск, а послед
няя не имеет прямой связи с нагрузкой сети, потери в Ск в целом
относят к условно-постоянным потерям.
Формула для их расчета имеет вид:
СкномСкх
хмакс
(1)
WPTddk
Сб
∆?∆+/
тв
уг
(2.66)
где
потери в Ск при номинальной загрузке;
время работы Ск в расчетном периоде;
макс
макс. x
– коэффициент максимальной загрузки Ск;
доля потерь холостого хода в значении
значения
для типовых мощностей Ск –
Ск
приведены
ниже:
, МВ·А
7,5
10
15
30
50
100
160
320
, МВт
0,15
0,2
0,25
0,36
0,58
0,8
1,35
1,75
3,8
2,7
2,5
2,4
1,9
1,6
1,4
1,1
1,2
коэффициент заполнения графика реактивной нагрузки Ск
определяют по выработанной Ск реактивной энергии
за вре
мя
Ск
зСк
максСк
(2.67)
значение
определяют как сумму потребленной и отдан
ной в сеть реактивной энергии. Среднее значение
= 0,3.
значение
для используемых Ск находится в диапазоне 0,3–0,5.
В расчетах может быть использовано среднее значение 0,4. при этом
формула (2.66) приобретает вид:
Ск
номСк
номмаксСк
максномСк
0,4
0,1
(0,40,1).
WPTPkTkPT
∆?∆+∆?+∆
(2.68)
если принять средние значения параметров режима Ск
макс
= 0,7
= 6000 ч, то
=2700
ном
(2.69)
В качестве Ск иногда используются генераторы старых, неэконо
мичных станций, выведенных из работы (турбогенератор без турби
ны), или генераторы действующих станций, не используемых в какой-
то период по основному назначению. потери в них существенно за
висят от режима работы турбины. ниже приведены коэффициенты
увеличения потерь для различных режимов работы генераторов, пе
реведенных в режим Ск, по сравнению с потерями в Ск такой же
мощности:
турбогенератор:
без турбины
1,8
с турбиной, вентилируемой паром
3,9
с турбиной на холостом ходу
6,8
Гидрогенератор:
с турбиной при закрытом направляющем аппарате
2,9
с турбиной на холостом ходу
10,7
Средняя продолжительность использования максимальной мощ
ности бСк составляет около 2000 ч в год, а Стк – 4000 ч в год.
Годовые потери в Ск, бСк и Стк, рассчитанные по формулам
(2.65) и (2.69), приведены в табл. 2.2. потери в синхронных двигате
лях при использовании их в качестве источника реактивной мощ
ности рассмотрены в п. 7.1.10.
таблица 2.2
асчетные
потери
электроэнергии
компенсирующих
устройствах
Вид
оборудо
вания
потери энергии, тыс. кВт·ч в год, при номинальной мощности ку, МВ·А
7,5
100
160
320
400
540
675
970
1570
2160
3645
4725
10 260
30
60
90
180
300
600
960
1920
Стк
120
180
240
360
720
1200
2400
3840
7680
примечание
при мощности ку, отличной от приведенной в табл. 2.2,
потери определяют с помощью линейной интерполяции.
2.2.3.
потери
шунтирующих
реакторах
потери в шунтирующих реакторах (Шр)
определяют по фор
муле (2.64) на основании известных потерь мощности в реакторах.
В паспортных данных они не называются потерями холостого хода,
а просто потерями в реакторе, однако имеют ту же природу, что и по
тери
в трансформаторах.
расчетные потери в Шр (на 3 фазы)
при среднем числе часов их
использования, равном 6000 ч, приведены в табл. 2.3.
таблица 2.3
асчетные
потери
электроэнергии
шунтирующих
реакторах
удельные потери энергии, тыс. кВт·ч/МВ·А в год, при напряжении, кВ
84,0
110
32,4
84,0
154
31,0
74,4
220
28,8
64,8
330
25,8
36,0
500
20,4
60
34,8
750
19,2
2.2.4.
потери
соединительных
проводах
сборных
шинах
распределительных
устройств
подстанций
потери в этом оборудовании определяются сечениями и длина
ми проводников на территории подстанции и их токовыми нагруз
ками. хотя эти потери по существу являются нагрузочными, одна
ко в настоящее время отсутствует практика их расчета на основе
расчета режимов подстанционных схем. поэтому их оценивают
по усредненным данным и в отчетности включают в состав условно-
постоянных потерь.
Сопротивление алюминиевого провода связано с его сечени
, мм
, и длиной
соотношением
30
(для проводов боль
ших сечений), а
ток в проводе
=
. С учетом этих соотношений
годовые потери электроэнергии в одном проводнике могут быть
определены по формуле, тыс. кВт·ч в год:
ор
= 90
–9
(2.70)
значения, определенные по формуле (2.70) для средних сечений
и суммарных длин проводников на подстанциях различного напря
жения и расчетного значения
= 4000 ч, приведены в табл. 2.4.
таблица 2.4
потери
электроэнергии
соединительных
проводах
сборных
шинах
распределительных
устройств
подстанций
номинальное
напряжение,
Средняя протяженность
соединительных проводов
и сборных шин на подстанции, м
расчетное
сечение,
потери
электроэнергии,
тыс. кВт
ч в год
6–20*
1,3
150
2,9
60
100
150
5,8
110
160
185
11,4
154
200
240
18,4
220
270
300
31,1
330
430
600
99,1
500
900
1200
414,7
750
1200
1600
737,3
* данные относятся к распределительным пунктам. на обычных тп
6–20/0,4 кВ протяженность соединительных проводов мала и потери в них
принимают равными нулю.
2.2.5.
потери
вентильных
разрядниках,
ограничителях
перенапряжения,
устройствах
присоединения
ч-связи,
измерительных
трансформаторах
счетчиках
прямого
включения
Вентильный разрядник (рВ) представляет собой последователь
но соединенные активное сопротивление, шунтирующее искровой
промежуток, и колонку дисков, изготовленных из материалов на осно
ве карбида кремния и образующих нелинейные сопротивления
(резисторы).
В нормальном режиме через рВ течет небольшой ток, определяе
мый суммарным сопротивлением данной электрической цепи. раз
рядники устанавливают в каждой фазе сети. разрядники типа рВо
не имеют шунтирующих сопротивлений и их токи проводимости
почти в 100 раз меньше, чем у рВ с шунтирующими сопротивления
ми, поэтому потерями энергии в них можно пренебречь. разрядни
ки для сетей до 35 кВ включительно изготавливаются в виде одно
го блока (элемента), а для сетей более высоких напряжений наби
раются из последовательно соединяемых элементов более низких
напряжений.
ограничители перенапряжений (опн), используемые в сетях
35 кВ и выше, представляют собой колонки дисков, изготовленных
на основе оксидно-цинковых материалов; это еще более нелиней
ные сопротивления, чем используемые в рВ. наиболее часто ис
пользуются резисторы диаметром 28 мм и высотой 8 мм. Высота
колонки резисторов пропорциональна номинальному напряжению.
например, в фазе опн 500 кВ устанавливаются колонки резисто
ров высотой 4,8 м. число параллельных колонок в фазе также за
висит от номинального напряжения: 1 – при напряжении до 35 кВ;
4 – 110 кВ; 7 – 220 кВ; 12 – 330 кВ; 18 – 500 кВ; 26 – 750 кВ.
измерительные тт и тн представляют собой многообмоточные
трансформаторы специальной конструкции, состоящие из одной
первичной обмотки и нескольких вторичных. одна из вторичных
обмоток предназначена для измерительных целей, к ней присоеди
няются соответствующие цепи счетчиков, ваттметров и измеритель
ных преобразователей системы ти. к остальным обмоткам, назы
ваемым в тт защитными, а в тн дополнительными, присоединяют
ся различные виды устройств релейной защиты и автоматики. число
защитных обмоток у наиболее часто используемых типов тт состав
ляет: 1 – у трансформаторов 6–10 кВ; 2 – 35 кВ; 3 – 110 кВ и выше.
В тн, используемых в сетях общего назначения, предусматрива
ются две вторичные обмотки: основная и дополнительная. на каж
дый тип тн устанавливаются значения наибольшей вторичной на
грузки, при которой обеспечивается тот или иной класс точности.
например, тн типа знол.06 при мощности вторичной нагрузки
не более 50 Вт обеспечивает класс точности 0,2; при 75 Вт – класс 0,5;
при 150 Вт – класс 1; при 300 Вт – класс 3.
В каждой точке учета электроэнергии на напряжениях 6–35 кВ
используется два тт, а на напряжении 110 кВ и выше – три; во всех
случаях устанавливаются три однофазных тн (в сетях 6–10 кВ мо
гут использоваться трехфазные тн).
первичная обмотка тт представляет собой один-два витка про
вода сечением до 1200 мм
, вторичные обмотки – несколько сотен
витков сечением до 10 мм
. Шинные и встроенные тт не имеют
отдельной первичной обмотки, ее роль выполняет входной про
вод силового трансформатора. номинальный ток вторичной цепи
составляет, как правило, 5 А (для тт сверхвысоких напряжений – 1 А),
а номинальные первичные токи – от 50 до 25 000 А в зависимости
от максимального тока контролируемого присоединения. очевид
но, что потери в тт по существу являются нагрузочными потерями.
в отличие от тт работают в практически стабильном режиме
в течение всего расчетного периода, поэтому потери в них являются
условно-постоянными, хотя они незначительно изменяются при из
менении напряжения в точке их присоединения.
удельные потери в перечисленном оборудовании приведены
табл. 2.5.
таблица 2.5
потери
электроэнергии
вентильных
разрядниках
рВ
),
ограничителях
перенапряжений
пн),
измерительных
трансформаторах
тока
(тт)
напряжения
(тн)
устройствах
присоединения
ч-связи
(уп
ч)
Вид
оборудо
вания
потери электроэнергии, тыс. кВт·ч/год,
при напряжении оборудования, кВ
110
154
220
330
500
750
0,009
0,021
0,033
0,047
0,091
0,27
0,60
1,05
1,59
3,32
4,93
4,31
опн
0,001
0,001
0,002
0,004
0,013
0,10
0,22
0,40
0,74
1,80
3,94
8,54
0,06
0,1
0,15
0,2
0,4
0,6
1,1
1,5
2,2
3,3
5,0
7,5
1,54
1,9
2,35
2,7
3,6
6,2
11,0
11,8
13,1
18,4
28,9
58,8
упВч
0,01
0,01
0,01
0,02
0,02
0,12
0,22
0,30
0,43
2,12
3,24
4,93
примечания
1. потери электроэнергии в упВч даны на одну фазу, для остального
оборудования – на три фазы.
2. потери электроэнергии в тт напряжением 0,4 кВ принимают равны
ми 0,05 тыс. кВт·ч/год.
потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22–0,66 кВ
принимают в соответствии со следующими данными, кВт
ч в год
на один счетчик:
однофазный, индукционный – 18,4;
трехфазный, индукционный – 92,0;
однофазный, электронный – 21,9;
трехфазный, электронный – 73,6.
обоснование значений всех описанных выше составляющих по
терь приведено в прил. 2.
2.2.6.
потери
изоляции
кабельных
линий
потери в изоляции кабелей за расчетный период
ч, опреде
ляют по формуле, тыс. кВт·ч:
каб
tg
каб
(2.71)
где
емкостная проводимость кабеля, Сим/км;
номинальное напряжение, кВ;
каб
длина кабеля, км;
тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый
по формуле
= (0,003 + 0,0002
) (1 +
(2.72)
где
число лет эксплуатации кабеля.
значения коэффициентов в формуле (2.72) получены автором
на основе экспертной оценки исходя из следующих соображений.
для кабелей 6–10 кВ, изготавливавшихся в начале 1960-х гг., tg
составлял в среднем 0,011. для современных кабелей tg
= 0,003.
предполагая линейную зависимость постепенного улучшения ка
чества изоляционных материалов в связи с совершенствованием
технологии в течение 40 лет, можно считать, что снижение за этот
срок tg
на 0,008 соответствует тренду 0,0002 ед./год. Величина в пер
вой скобке формулы (2.72) отражает тот факт, что чем больше срок
службы кабеля, тем с худшими характеристиками изоляции он был
изготовлен. кроме того, в течение срока эксплуатации происходит
старение изоляции. происходящее при этом увеличение tg
отража
ется второй скобкой. коэффициент старения, полученный на осно
ве экспертной оценки,
= 0,05.
для эксплуатируемых в настоящее время кабелей значения tg
могут быть приняты равными: 0,008 – для кабелей напряжением
6–10 кВ; 0,006 – 20–35 кВ; 0,003 – 110–220 кВ. Годовые потери, рас
считанные по формуле (2.71) по справочным данным о емкостной
проводимости кабелей различных сечений и напряжений, приведе
ны в табл. 2.6.
таблица 2.6
потери
электроэнергии
изоляции
кабелей
Сечение,
потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВт·ч/км в год,
при номинальном напряжении, кВ
110
220
0,14
0,33
Сечение,
потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВт·ч/км в год,
при номинальном напряжении, кВ
110
220
0,17
0,37
0,26
0,55
1,18
0,29
0,68
1,32
0,33
0,75
1,52
0,42
0,86
1,72
4,04
0,55
0,99
1,92
4,45
120
0,60
1,08
2,05
4,66
26,6
150
0,67
1,17
2,25
5,26
27,0
185
0,74
1,28
2,44
5,46
29,1
240
0,83
1,67
2,80
7,12
32,4
300
35,2
80,0
400
37,4
90,0
500
44,4
100,0
625
49,3
108,0
800
58,2
120,0
2.2.7.
потери
трансформаторах
дугогасящих
реакторов
дугогасящие реакторы устанавливают в сетях с незаземленной
нейтралью (6–35 кВ) для компенсации емкостных токов при одно
фазном замыкании на землю. для присоединения реактора к ши
нам подстанции используют обычный трансформатор 6–35 кВ, пер
вичные обмотки которого соединяют в звезду, а вторичные – в зам
кнутый треугольник. реактор присоединяют к нейтрали первичной
обмотки. большинство эксплуатируемых реакторов представляет
собой катушки воздушного типа (без магнитной системы), поэтому
потери холостого хода в реакторе практически отсутствуют. В нор
мальном режиме работы сети ток в трансформаторе и реакторе равен
окончание табл. 2.6
нулю. потери в устройстве в целом определяются только потерями
холостого хода в трансформаторе присоединения. при присоедине
нии реактора к нейтрали силового трансформатора дополнительных
потерь не возникает вообще.
2.3.
потери,
определяемые
погодными
условиями
2.3.1.
бщая
характеристика
к потерям, определяемым погодными условиями, относятся три
вида потерь: потери на корону, потери от токов утечки по изолято
рам Вл и подстанций и расход на плавку гололеда.
теоретически корреляция с погодными условиями существует
для большинства составляющих потерь. уровень электропотребле
ния существенно зависит от погодных условий, поэтому и нагрузоч
ные, и условно-постоянные потери также имеют определенную
зависимость от погодных условий. однако в этом случае наиболее
существенным фактором, характеризующим погодные условия, яв
ляется температура воздуха. Сезонная динамика заметно проявля
ется в нагрузочных потерях, расходе электроэнергии на Сн под
станций и недоучете электроэнергии, обусловленном погрешностя
ми системы ее учета (летом они в относительных единицах выше,
так как при снизившихся нагрузках тт работают в зонах нагрузок,
еще более далеких от номинальных).
Вместе с тем существуют составляющие потерь, значение кото
рых определяется не температурой воздуха, а характером (видом)
погоды. к ним прежде всего следует отнести потери на корону, воз
никающую на проводах высоковольтных линий электропередачи из-
за большой напряженности электрического поля на их поверхности.
значение напряженности определяется не только рабочим напряже
нием и конструкцией фазы линии, но и влиянием внешних образо
ваний на проводе (капель дождя, иголок изморози и т. п.). изменя
ются и электрические характеристики самого воздуха. В качестве
типовых видов погоды при расчете потерь на корону принято вы
делять (в порядке возрастания потерь) хорошую погоду, сухой снег,
дождь и изморозь.
потери электроэнергии в сетях из-за токов утечки по изолято
рам Вл обусловлены тем, что увлажнение загрязненного изолято
ра создает на его поверхности проводящую среду (электролит); это
приводит к существенному возрастанию тока утечки. такие поте
ри происходят в основном во время влажной погоды (туман, роса,
моросящие дожди). при интенсивном дожде загрязнения частично
смываются. проведенные расчеты показали, что суммарные потери
электроэнергии в сетях из-за токов утечки по изоляторам Вл всех
напряжений (от 6 кВ) оказываются соизмеримыми с потерями на ко
рону на линиях 110 кВ и выше. при этом приблизительно половина
их суммарного значения приходится на сети 35 кВ и ниже, на ко
торых короны не существует. токи утечки, как и токи короны, име
ют чисто активный характер и поэтому являются прямой составля
ющей потерь электроэнергии.
В постановке проводившихся ранее исследований короны на про
водах Вл и токов утечки по изоляторам Вл много общего. токи утеч
ки исследовались специалистами по изоляции с целью обеспече
ния надежности изоляторов. потери на корону исследовались спе
циалистами по технике высоких напряжений с целью обоснования
технической возможности применения (с учетом помех радиосвязи
и других проблем электромагнитной совместимости) и экономиче
ской конкурентоспособности линий электропередачи сверхвысоких
и ультравысоких напряжений. и в той, и другой области исследова
ниям подвергались критические ситуации. Существуют, например,
многочисленные исследования токов утечки в условиях чрезмер
ного загрязнения изоляторов в предразрядных ситуациях, однако
практически невозможно обнаружить экспериментальные данные
по токам утечки в более легких условиях. С точки зрения требова
ний к изоляции более легкие условия не представляли интереса
для исследователей.
по этим же причинам мало интереса проявлялось к определе
нию уровней потерь на корону на линиях 110 кВ, так как корона
на этих линиях практически не сказывалась на их сопоставительных
технико-экономических показателях. В настоящее время потери элек
троэнергии в сетях энергоснабжающих организаций являются одной
из составляющих, определяющих значение тарифа на электроэнер
гию. при этом с экономических позиций более важным становится
расчет потерь на корону в сотнях линий 110 кВ, чем в одной линии
500 кВ. очевидно, что когда в расчеты включаются даже малые со
ставляющие потерь (в измерительных трансформаторах, счетчиках
прямого включения, токоограничивающих реакторах, устройствах
присоединения Вч-связи и в изоляции кабельных линий), пренебре
гать потерями на корону в линиях 110 кВ нелогично.
ниже излагаются методы расчета описанных составляющих по
терь, зависящих от погодных условий.
2.3.2.
потери
на
корону
потери на корону зависят от сечения провода и рабочего на
пряжения (чем меньше сечение и выше напряжение, тем больше
удельная напряженность на поверхности провода), конструкции фазы,
а также от вида погоды. удельные потери при различных видах
погоды определяют на основании экспериментальных исследований.
В табл. 2.7 приведены усредненные по конструкции фазы значения
удельных потерь мощности на корону, рассчитанные в соответствии
с «руководящими указаниями по учету потерь на корону и помех
от короны при выборе проводов воздушных линий электропере
дачи переменного тока 330–750 кВ и постоянного тока 800–1500 кВ»
и дополнительными экспериментальными данными, полученными
в оАо «Внииэ» для Вл различных напряжениий [2], а в табл. 2.8 –
продолжительности погодных условий на территории различных
объединенных энергосистем (оэС).
таблица 2.7
удельные
потери
мощности
на
корону,
усредненные
по
конструкции
фазы
номинальное
напряжение,
удельные потери мощности на корону, кВт/км, при погоде:
хорошей
сухом снеге
дожде
изморози
1150
11,2
34,3
108,3
278,0
750
4,2
16,55
60,0
122,5
500
2,3
8,8
29,0
76,0
400
1,3
5,0
18,1
54,4
330
0,9
3,9
13,0
28,8
220
0,3
1,1
3,0
12,0
154
0,12
0,35
1,2
4,2
110
0,03
0,12
0,35
1,2
таблица 2.8
продолжительность
различных
видов
погоды
на
территории
эС
оэС
продолжительность, о. е.
хорошей
сухого снега
дождя
изморози
центра
0,803
0,090
0,074
0,033
Средней Волги
0,782
0,089
0,068
0,061
урала
0,869
0,066
0,041
0,024
оэС
продолжительность, о. е.
хорошей
сухого снега
дождя
изморози
Северо-запада
0,776
0,085
0,092
0,047
Северного кавказа
0,863
0,023
0,074
0,040
Сибири
0,795
0,133
0,035
0,037
Востока
0,772
0,092
0,068
0,068
при плохой погоде потери существенно возрастают. при из
морози их значение в 25–40 раз больше, чем при хорошей погоде.
продолжительность разных видов погоды в различных регионах
также существенно отличается. Среднегодовые удельные потери
мощности на корону, усредненные по конструкции фазы и метео
условиям региона, рассчитанные на основании данных табл. 2.7 и 2.8,
приведены в табл. 2.9.
таблица 2.9
удельные
среднегодовые
потери
мощности
на
корону
различных
эС
оэС
Среднегодовые потери мощности на корону, кВт/км,
на линиях напряжением, кВ
750
500
400
330
220
154
110
центра
13,4
7,3
3,3
1,0
0,10
Средней Волги
9,2
1,3
урала
5,6
0,75
0,3
0,077
Северо-запада
16,2
5,7
4,1
1,2
0,45
0,123
Северного кавказа
7,4
3,4
1,0
0,103
Сибири
6,85
0,95
0,092
Востока
9,70
1,35
0,25
0,140
для уточненных расчетов потерь на корону необходимо учиты
вать конструкции фаз Вл, конкретные погодные условия на трас
се рассматриваемой линии и уровни рабочего напряжения на Вл
при различных погодных условиях. для оценочных расчетов можно
использовать удельные потери мощности на корону на Вл с типовыми
окончание табл. 2.8
конструкциями фаз, приведенные в табл. 2.10. при расчете потерь
на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в табл. 2.10,
расчетные значения умножают на отношение
, где
– суммар
ное сечение проводов фазы, приведенное в табл. 2.10, а
– сечение
проводов рассчитываемой линии.
таблица 2.10
удельные
потери
мощности
на
корону
напряжение Вл,
тип опоры, число
и сечение проводов
в фазе
Суммарное
сечение
проводов
в фазе, мм
потери мощности на корону, кВт/км,
при погоде:
хорошей
сухом снеге
влажной
изморози
750-5
240
1200
3,9
15,5
55,0
115,0
750-4
600
2400
4,6
17,5
65,0
130,0
500-3
400
1200
2,4
9,1
30,2
79,2
500-8
300
2400
0,1
0,5
1,5
4,5
330-2
400
800
0,8
3,3
11,0
33,5
220ст-1
300
300
0,3
1,5
5,4
16,5
220ст/2-1
300
300
0,3
1,4
5,0
15,4
220жб-1
300
300
0,4
2,0
8,1
24,5
220жб/2-1
300
300
0,4
1,8
6,7
20,5
220-3
500
1500
0,02
0,05
0,27
0,98
154-1
185
185
0,12
0,35
1,20
4,20
154/2-1
185
185
0,09
0,26
0,87
3,06
110ст-1
120
120
0,013
0,04
0,17
0,69
110ст/2-1
120
120
0,008
0,025
0,13
0,47
110жб-1
120
120
0,018
0,06
0,30
1,10
110жб/2-1
120
120
0,010
0,035
0,17
0,61
примечания.
1. Вариант 500-8
300 соответствует линии 500 кВ, построенной в габа
ритах 1150 кВ, вариант 220-3
500 – линии 220 кВ, построенной в габаритах
500 кВ.
2. Варианты 220/2-1
300, 154/2-1
185 и 110/2-1
120 соответствуют двух
цепным линиям. потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.
3. индексы «ст» и «жб» обозначают стальные и железобетонные опоры.
4. для линий на деревянных опорах применяют данные, приведенные
в таблице для линий на стальных опорах
при отсутствии данных о продолжительности видов погоды в те
чение расчетного периода потери электроэнергии на корону опреде
ляют по табл. 2.11 в зависимости от региона расположения линии.
распределение территориальных образований российской Федера
ции по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных
условий, приведено в табл. 2.12.
таблица 2.11
удельные
годовые
потери
электроэнергии
на
корону
напряжение Вл, кВ,
число и сечение
проводов в фазе
удельные потери электроэнергии на корону,
тыс. кВт·ч/км в год, в регионе
750-5
240
193,3
176,6
163,8
144,6
130,6
115,1
153,6
750-4
600
222,5
203,9
189,8
167,2
151,0
133,2
177,3
500-3
400
130,3
116,8
106,0
93,2
84,2
74,2
103,4
500-8
300
6,6
5,8
5,2
4,6
4,1
3,5
5,1
330-2
400
50,1
44,3
39,9
35,2
32,1
27,5
39,8
220ст-1
300
19,4
16,8
14,8
13,3
12,2
10,4
15,3
220ст/2-1
300
18,0
15,6
13,8
12,4
11,8
9,7
14,3
220жб-1
300
28,1
24,4
21,5
19,3
17,7
15,1
22,2
220жб/2-1
300
24,0
20,7
18,3
16,5
15,1
12,9
19,0
220-3
500
1,3
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
1,0
154-1
185
7,2
6,3
5,5
4,9
4,6
3,9
5,7
154/2-1
185
5,2
4,6
4,0
3,6
3,4
2,9
4,2
110ст-1
120
1,07
0,92
0,80
0,72
0,66
0,55
0,85
110ст/2-1
120
0,71
0,61
0,54
0,48
0,44
0,37
0,57
110жб-1
120
1,71
1,46
1,28
1,15
1,06
0,88
1,36
110жб/2-1
120
0,93
0,80
0,70
0,63
0,57
0,48
0,74
примечание
значения потерь, приведенные в табл. 2.11, соответствуют году с чис
лом дней 365. при расчете нормативных потерь в високосном году приме
няется коэффициент
= 366/365.
таблица 2.12
аспределение
территориальных
образований
по
регионам
для
целей
расчета
потерь,
зависящих
от
погодных
условий
номер
региона
территориальные образования, входящие в регион
пдротакзйЯ
Саха–Якутия, хабаровский край
накЯрсз
: камчатская, Магаданская, Сахалинская
пдротакзйз
: карелия, коми
накЯрсз
: Архангельская, калининградская, Мурманская
накЯрсз
: Вологодская, ленинградская, новгородская,
псковская
пдротакзйз
: Мари-эл, Мордовия, татария, удмуртия,
чувашская
накЯрсз
: белгородская, брянская, Владимирская, Воро
нежская, ивановская, калужская, кировская, костромская,
курская, липецкая, Московская, нижегородская, орловская,
пензенская, пермская, рязанская, Самарская, Саратовская,
Смоленская, тамбовская, тверская, тульская, ульяновская,
Ярославская
пдротакзйз
: дагестан, ингушетия, кабардино-балкария,
карачаево-черкесская, калмыкия, Северная осетия,
чеченская
йпЯю
: краснодарский, Ставропольский
накЯрсз
: Астраханская, Волгоградская, ростовская
пдротакзйЯ
башкортостан
накЯрсз
: курганская, оренбургская, челябинская
пдротакзйз
: бурятия, хакасия
йпЯю
: Алтайский, красноярский, приморский
накЯрсз
: Амурская, иркутская, кемеровская, новосибир
ская, омская, Свердловская, томская, тюменская, читинская
Влияние рабочего напряжения Вл на потери на корону учиты
вают путем умножения приведенных в таблицах данных на коэффи
циент, определяемый по формуле (получена в результате аппрокси
мации экспериментальных данных)
кор
= 6,88
отн
– 5,88
отн
(2.73)
где
отн
отношение рабочего напряжения на линии к его номи
нальному значению.
2.3.3.
потери
от
токов
утечки
по
изоляторам
воздушных
линий
В соответствии с пуэ, минимальная длина пути тока утечки
по изоляторам нормируется в зависимости от степени загрязнен
ности атмосферы (СзА). установлено семь уровней СзА: к районам
с первым уровнем СзА отнесены леса, тундра, болота, луга с незасо
ленными почвами, не попадающие в зону влияния промышленных
и природных источников загрязнения; к районам со вторым уров
нем СзА – районы со слабозасоленными почвами и сельскохозяй
ственные районы, в которых применяются химические удобрения
и химическая обработка посевов; к районам с третьим – седьмым
уровнями СзА – районы с промышленными источниками загряз
нения различной интенсивности, зависящей от расстояния от источ
ника, характера и объемов производства. Соотношение уровней СзА
может быть охарактеризовано относительными значениями мини
мальной длины пути тока утечки по гирлянде изоляторов, приве
денными в табл. 2.13 (за единицу приняты значения для первого
уровня СзА).
таблица 2.13
тносительные
значения
минимальной
длины
пути
тока
утечки
для
различных
уровней
СзА
уровень СзА
Минимальная длина пути тока утечки, о.е.,
для линий напряжением, кВ
6–35
110–220
330–750
1,00
1,00
1,18
1,37
1,63
1,84
2,20
1,00
1,14
1,36
1,61
1,86
2,21
2,64
1,00
1,07
1,29
1,61
1,86
2,21
2,64
В соответствии с данными табл. 2.13 при увеличении уровня СзА
должно быть соответственно увеличено число изоляторов в гир
лянде. их отношение для различных уровней СзА (табл. 2.14) при
близительно соответствует отношениям табл. 2.13 – для линий
напряжением 110 кВ и выше число изоляторов в гирлянде в районе
с седьмым уровнем СзА больше, чем в первом в 2,5 раза, а для ли
ний напряжением 6–35 кВ – в 2 раза. значения напряжения, при
ходящегося на один изолятор линий, приведены в табл. 2.15.
таблица 2.14
Среднее
число
изоляторов
на
опорах
Вл
при
различных
уровнях
СзА
уровень
СзА
Среднее число изоляторов в гирлянде на линиях напряжением, кВ
110
220
330
500
750
30
60
60
таблица 2.15
значения
напряжения,
приходящегося
на
один
изолятор
уровень
СзА
напряжение, кВ, приходящееся на один изолятор
на линиях номинального напряжения, кВ
110
220
330
500
750
3,5
3,5
3,5
3,5
1,8
1,8
1,8
5,8
5,8
5,8
5,8
2,9
2,9
2,9
5,8
5,8
5,8
3,8
3,8
2,9
2,9
6,7
6,7
6,7
5,1
5,1
4,0
3,4
10,6
9,1
7,9
6,4
6,4
5,3
4,2
10,6
8,5
7,9
6,4
6,4
5,3
4,4
10,6
10,0
9,5
7,6
6,8
5,6
4,8
11,6
10,7
9,6
8,2
7,2
5,9
4,9
11,2
10,4
9,0
7,2
7,2
6,0
5,0
В нормальном эксплуатационном режиме по изоляторам течет
так называемый фоновый ток утечки. Специфика процесса про
текания фонового тока состоит в том, что его увеличение приводит
к подсушиванию увлажненной поверхности изоляторов и последу
ющему увеличению их сопротивления, в результате чего ток ста
билизируется на определенном уровне. по оценкам специалистов
оАо «ниипт», длительный фоновый ток в условиях увлажнения
изоляторов колеблется в диапазоне 0,5–1 мА. эта оценка подтверж
дается имеющимися исследованиями [3], в которых приведены ре
зультаты измерения потерь мощности на гирлянде изоляторов ли
нии 110 кВ для различных видов погоды и степени загрязненности
изоляторов в режиме фонового тока (табл. 2.16).
таблица 2.16
потери
мощности
гирлянде
изоляторов
линии
110
Вид
погоды
потери мощности в гирлянде, Вт
чистые изоляторы
Слабо загрязнен
ные изоляторы
Сильно загрязнен
ные изоляторы
диапа-
зон
Среднее
значение
диапа-
зон
Среднее
значение
диапа-
зон
Среднее
значение
Сухая
Слабый дождь
Сильный дождь
Морось
туман
3–6
30–50
20–70
50–90
40–100
4,5
4–7
30–70
40–100
50–140
50–170
5,5
110
4–7
50–100
50–140
70–200
70–300
5,5
75
135
185
приведенные значения фонового тока справедливы для линий
любого напряжения, так как с ростом номинального напряжения
количество изоляторов в гирлянде увеличивается практически про
порционально напряжению.
В пуэ установлено четыре степени загрязнения (Сз) изолято
ров, обусловленного естественными и промышленными источни
ками загрязнения атмосферы. данные табл. 2.16 могут быть отнесе
ны, соответственно, к 1, 2 и 3 Сз. по влиянию на токи утечки виды
погоды могут быть объединены в 3 группы: 1 группа – хорошая по
года с влажностью менее 90 %, сухой снег, изморозь, гололед; 2 груп
па – дождь, мокрый снег, роса и хорошая погода с влажностью 90 %
и более; 3 группа – туман. преобразованные в соответствии с этим
данные табл. 16 представлены в табл. 2.17.
таблица 2.17
потери
мощности
гирлянде
изоляторов
линии
110
приведенные
расчетным
условиям
номер
группы погоды
Средние потери мощности в гирлянде, Вт, для Сз
4,5
5,5
60
102
5,5
160
как было отмечено выше, фоновый ток утечки является само
регулирующимся, поэтому его значение не зависит от напряжения
линии, а потери мощности на линии любого напряжения могут быть
определены по формуле, кВт/км:
изиз110
3,
PPn
∆?∆А
(2.74)
где
110
потери мощности в гирлянде изоляторов линии 110 кВ,
приведенные в табл. 2.17;
число опор на 1 км линии с номинальным напряжением
ном
используя данные о среднем числе опор на 1 км линий напря
жением 6–20 кВ – 13 шт.; 35 кВ – 8 шт.; 60 кВ – 6 шт.; 110 – 4 шт.;
154 кВ – 3,3 шт.; 220–750 кВ – 2,5 шт., получим удельные потери
мощности, приведенные в табл. 2.18.
таблица 2.18
удельные
потери
мощности
от
токов
утечки
по
изоляторам
воздушных
линий
номер
группы
погоды
потери мощности от токов утечки, кВт/км,
для Вл напряжением, кВ
обобщ.
0,010
0,012
0,012
0,011
0,016
0,020
0,020
0,017
0,024
0,030
0,030
0,025
0,032
0,039
0,039
0,033
0,034
0,042
0,042
0,035
0,043
0,053
0,053
0,044
обобщ.
0,090
0,128
0,181
0,094
0,149
0,213
0,300
0,153
0,223
0,320
0,450
0,227
0,298
0,425
0,600
0,302
0,320
0,460
0,648
0,324
0,040
0,576
0,816
0,408
обобщ.
0,150
0,217
0,340
0,154
0,250
0,360
0,567
0,255
0,370
0,540
0,850
0,376
0,500
0,720
1,135
0,507
0,535
0,780
1,223
0,543
0,672
0,979
1,536
0,680
продолжение табл. 2.18
номер
группы
погоды
потери мощности от токов утечки, кВт/км,
для Вл напряжением, кВ
110
154
220
330
500
750
обобщ.
0,054
0,066
0,066
0,055
0,062
0,076
0,076
0,063
0,067
0,082
0,082
0,069
0,100
0,122
0,122
0,103
0,153
0,187
0,187
0,156
0,230
0,281
0,281
0,235
номер
группы
погоды
потери мощности от токов утечки, кВт/км,
для Вл напряжением, кВ
110
154
220
330
500
750
обобщ.
0,504
0,720
1,020
0,510
0,580
0,828
1,173
0,587
0,630
0,900
1,275
0,637
0,945
1,350
1,912
0,953
1,432
2,046
2,900
1,440
2,148
3,070
4,347
2,160
обобщ.
0,840
1,224
1,920
0,850
0,966
1,408
2,208
0,978
1,050
1,530
2,340
1,061
1,575
2,295
3,600
1,587
2,386
3,477
5,454
2,400
3,580
5,217
8,183
3,600
подавляющее большинство (92 %) Вл в россии проходит по тер
риториям с первой Сз, около 6 % – второй и порядка 2 % – тре
тьей. протяженность Вл, эксплуатируемых в условиях четвертой Сз,
пренебрежимо мала. поэтому в практических расчетах потерь мощ
ности от токов утечки по сетевой организации в целом могут ис
пользоваться обобщенные значения (без районирования террито
рии по Сз), полученные на основании приведенных цифр по фор
муле
= 0,92
+ 0,06
+ 0,02
, где 1, 2, 3 – Сз изоляторов.
обобщенные данные приведены в последних строках табл. 2.18 для
каждой группы видов погоды.
потери электроэнергии от токов утечки определяют на основе
данных, приведенных в табл. 2.18, и продолжительности видов по
годы в течение расчетного периода. при отсутствии последних го
довые потери электроэнергии могут быть определены по табл. 2.19
в зависимости от расположения линии в одном из указанных выше
регионов.
таблица 2.19
удельные
потери
электроэнергии
от
токов
утечки
по
изоляторам
Вл
номер
региона
удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам Вл,
тыс. кВт
ч/км в год, при напряжении, кВ
110
154
220
330
500
750
0,21
0,33
0,48
0,64
0,69
0,86
1,08
1,24
1,35
2,01
3,05
4,58
0,22
0,35
0,52
0,68
0,73
0,92
1,15
1,32
1,44
2,15
3,25
4,87
окончание табл. 2.18
номер
региона
удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам Вл,
тыс. кВт
ч/км в год, при напряжении, кВ
110
154
220
330
500
750
0,28
0,45
0,67
0,88
0,95
1,19
1,49
1,71
1,86
2,78
4,20
6,31
0,31
0,51
0,75
1,00
1,07
1,34
1,68
1,93
2,10
3,14
4,75
7,13
0,27
0,44
0,65
0,87
0,92
1,17
1,46
1,68
1,82
2,72
4,11
6,18
0,22
0,35
0,52
0,68
0,73
0,92
1,15
1,32
1,44
2,15
3,25
4,87
0,16
0,26
0,39
0,51
0,55
0,69
0,86
0,99
1,08
1,61
2,43
3,66
2.3.4.
асход
электроэнергии
на
плавку
гололеда
плавку гололеда проводят, если фактическая толщина стенки го
лоледа на проводе превысит толщину, на которую проектировалась
механическая часть Вл. В противном случае есть риск обрушения
линии. толщину стенки гололеда измеряют на специальном устрой
стве, называемом гололедным станком и представляющем собой
четыре стержня установленного сечения, направленные по сторонам
света. Гололедный станок устанавливают на открытом пространстве,
чтобы он наилучшим образом моделировал образование гололеда
на проводах.
расход электроэнергии на плавку гололеда на одном проводе,
рассчитанный в соответствии с [4], приведен в табл. 2.20.
таблица 2.20
асчетный
расход
электроэнергии
на
плавку
гололеда
на
одном
проводе
номер
района
по гололеду
расход электроэнергии на плавку гололеда на одном проводе,
кВт·ч/км в год, при сечении провода, мм
120
150
185
240
300
400
500
600
79,8
102,4
125,4
146,3
90,2
121,8
151,7
179,9
95,2
129,6
161,6
192,4
100,6
136,8
171,1
203,9
109,0
148,5
186,1
222,4
116,4
158,9
199,5
238,0
126,9
173,8
219,1
262,7
135,1
185,7
235,2
281,6
142,4
196,4
248,5
299,0
нормативная толщина стенки гололеда для различных клима
тических районов, в расчете на которую проектировались Вл, уста
окончание табл. 2.19
новлена в пуэ для повторяемости 1 раз в 10 лет. В последнее из
дание пуэ внесены изменения, которые, однако, не могут быть
распространены на существующие линии, спроектированные по ста
рым нормам.
значения повторяемости для целей расчета среднегодовых
рас
ходов энергии на плавку гололеда можно трактовать как ежегодное
появление гололеда со стенкой, превышающей нормированное зна
чение и потому требующей плавки, на 10 % линий сетевой организа
ции. поэтому планируемый годовой расход энергии на плавку голо
леда по сетевой организации в целом может приниматься равным
10 % значений, приведенных в табл. 2.20. при этом в расчет прини
мается суммарная длина линий каждого сечения.
данные табл. 2.20 показывают, что при увеличении сечения про
вода расход электроэнергии на плавку гололеда растет не пропорци
онально сечению: при увеличении сечения вдвое (с 300 до 600 мм
расход возрастает лишь на 22 %. расчетный расход электроэнергии
на плавку гололеда на всех проводах Вл приведен в табл. 2.21. значе
ния расхода даны для трехфазных линий. при отличии сечения ли
нии от значений, приведенных в табл. 2.21, нормативный расход
электроэнергии на плавку гололеда определяют с помощью линей
ной интерполяции.
таблица 2.21
удельный
расход
электроэнергии
на
плавку
гололеда
число
проводов
в фазе
и сечение,
Суммарное
сечение
проводов
в фазе, мм
удельный расход электроэнергии
на плавку гололеда, тыс. кВт
ч/км в год,
при нормативной толщине стенки гололеда, мм:
более
600
2400
0,171
0,236
0,300
0,360
0,415
0,465
0,510
0,555
300
2400
0,280
0,381
0,479
0,571
0,656
0,736
0,811
0,882
500
1500
0,122
0,167
0,212
0,253
0,293
0,330
0,364
0,391
240
1200
0,164
0,223
0,280
0,336
0,391
0,439
0,483
0,525
400
1200
0,114
0,156
0,197
0,237
0,276
0,313
0,348
0,381
400
800
0,076
0,104
0,131
0,158
0,184
0,209
0,233
0,256
300
600
0,070
0,095
0,120
0,143
0,165
0,186
0,205
0,223
330
330
0,036
0,050
0,062
0,074
0,085
0,095
0,105
0,114
число
проводов
в фазе
и сечение,
Суммарное
сечение
проводов
в фазе, мм
удельный расход электроэнергии
на плавку гололеда, тыс. кВт
ч/км в год,
при нормативной толщине стенки гололеда, мм:
более
300
300
0,035
0,047
0,060
0,071
0,081
0,090
0,099
0,108
240
240
0,033
0,046
0,056
0,067
0,077
0,086
0,095
0,104
185
185
0,030
0,041
0,051
0,061
0,070
0,079
0,087
0,095
150
150
0,028
0,039
0,053
0,064
0,075
0,085
0,094
0,103
120
120
0,027
0,037
0,046
0,054
0,061
0,068
0,075
0,081
0,024
0,031
0,038
0,044
0,050
0,055
0,059
0,063
0,021
0,027
0,034
0,040
0,045
0,050
0,054
0,058
50
0,018
0,023
0,028
0,033
0,037
0,041
0,045
0,048
0,016
0,020
0,024
0,028
0,031
0,034
0,037
0,040
окончание табл. 2.21
лава
3.
рАСход электроэнерГии
нА СобСтВенные нуЖды подСтАнций
3.1. Структура электроприемников собственных нужд
к Сн подстанций относится потребление электроэнергии эп,
установленными на подстанции и обеспечивающими нормальную
работу ее оборудования и жизнедеятельность обслуживающего пер
сонала.
электроприемники Сн питаются от напряжения 380/220 В, полу
чаемого от трансформатора Сн – как правило, 6–10/0,4 кВ, а на мощ
ных подстанциях – и 35/0,4 кВ. учет расхода электроэнергии на Сн
производится по счетчику, установленному на стороне 0,4 кВ или
6–10 кВ этого трансформатора. потери в трансформаторе Сн опре
деляют с помощью расчета.
нормирование расхода электроэнергии на Сн подстанций осу
ществляется с целью его контроля и планирования, а также выявле
ния мест нерационального расхода. нормы расхода определены в от
раслевой инструкции [5] и выражены в тысячах киловаттчасов в год
на единицу оборудования или на одну подстанцию. В указанной
инструкции представлена также таблица с долевым распределением
различных составляющих годового расхода по месяцам. ниже при
водится описание норм, приведенных в инструкции, их анализ и рас
четная аппроксимация.
численные значения норм зависят от климатических условий.
территория россии разделена в инструкции на восемь районов с раз
личными климатическими условиями. нормы на некоторые со
ставляющие расхода (например, на обогрев выключателей и ячеек
крун) даны для каждого района. нормы расхода для других эп
даны для умеренно теплого климатического района; приведены тем
пературные коэффициенты, умножением на которые получают нор
мы для других районов. применяются температурные коэффици
енты двух типов: для обогрева помещений –
и для обогрева обо
рудования –
инструкция выделяет 23 типа эп, осуществляющих различные
технологические операции на подстанции, которые по способу нор
мирования могут быть объединены в две группы.
одпбни вптоод
относятся эп, расход электроэнергии которыми
нормируется в расчете на одну подстанцию в зависимости от ее выс
шего напряжения. Список этих 16 эп, сгруппированных по их тех
нологическим функциям, приведен ниже.
1.
нанвпдб онлдшдмзи
1.1. обогрев оперативного пункта управления (опу).
1.2. обогрев помещения оперативно-выездных бригад (оВб).
1.3. обогрев зру.
1.4. обогрев помещения компрессорной (на подстанциях с воз
душными выключателями).
1.5. обогрев воздухосборников.
1.6. обогрев помещения насосной пожаротушения (на подстан
циях 220 кВ и выше).
1.7. обогрев здания вспомогательных устройств Ск.
бдмсзкюхзю з нрбдшдмзд
2.1. Вентиляция и освещение опу.
2.2. наружное освещение.
2.3. Вентиляция аккумуляторной.
2.4. Вентиляция компрессорной.
3.
опнцзи пЯрфнг
(небольшие ремонты, устройства рпн, дистил
ляторы, вентиляция зру, обогрев и освещение проходной).
пЯрфнг мЯ рзрсдлъ топЯбкдмзю онгрсЯмхзди з бронлнвЯсдкымъд
трспнирсбЯ рй
4.1. расход на зарядно-подзарядные устройства (на подстанциях
с постоянным оперативным током).
4.2. расход на оперативные цепи и цепи управления (на подстан
циях с переменным оперативным током).
4.3. расход на аппаратуру связи и телемеханики.
4.4. расход на вспомогательные устройства Ск.
ко
бснпни вптоод
относятся семь типов эп, расход электроэнер
гии которыми нормируется в расчете на единицу оборудования в за
висимости от его напряжения.
пЯрфнг мЯ нфкЯегдмзд з нанвпдб нанптгнбЯмзю
5.1. обдув и охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов.
5.2. обогрев выключателей.
5.3. обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей.
5.4. обогрев ячеек крун, релейных шкафов и электросчетчиков
в неотапливаемых помещениях.
5.5. обогрев электродвигательных приводов разъединителей.
пЯрфнг мЯ гбзвЯсдкз йнлопдррнпнб бнжгтчмъф бъйкэцЯсдкди
з омдблЯсзцдрйзд опзбнгъ лЯркюмъф бъйкэцЯсдкди
6.1. расход на электродвигатели компрессоров.
6.2. расход на пневматические приводы масляных выключателей.
В приведенном списке составляющие сгруппированы по типу
расхода, определяющему степень влияния климатических условий
и распределение годовых норм по месяцам. инструкцией установле
но четыре типа распределения годовых норм по месяцам, отражае
мых двенадцатью значениями каждого коэффициента, в сумме рав
ных единице:
1) для обогрева помещений –
2) для обогрева оборудования –
3) для освещения –
4) равномерное –
более практичной представляется группировка расхода по его
объектам, например, объединение в одну группу всех составляющих,
связанных с эксплуатацией воздушных выключателей, в другую –
связанных с эксплуатацией Ск и т. п.
С этих позиций может быть выделено шесть составляющих рас
хода:
1. общеподстанционный расход – пп. 1.1–1.3, 1.6, 2.1, 2.2 и 3.
2. расход на обдув и охлаждение трансформаторов – п. 5.1.
3. расход на обогрев оборудования – пп. 5.2–5.5.
4. расход на обеспечение работы воздушных выключателей и мас
ляных выключателей с пневматическим приводом, обогрев и венти
ляция компрессорной – пп. 1.4, 1.5, 2.4, 6.1 и 6.2.
5. расход на вспомогательные устройства Ск и отопление здания
вспомогательных устройств – пп. 1.7 и 4.4.
6. расход на систему управления подстанцией – пп. 2.3 и 4.1–4.3.
3.2. нормы расхода электроэнергии
нормы установлены для шести типов подстанций в соответ
ствии с напряжением силовых трансформаторов (35; 110; 110/35; 220;
330; 500 кВ) и пяти типов оборудования (35; 110; 220; 330; 500 кВ).
3.2.1. общеподстанционный расход электроэнергии
нормы на пять из семи составляющих общеподстанционного рас
хода приведены для всех шести типов подстанций, а составляющие
расхода на обогрев опу, его вентиляцию и освещение даны непо
средственно только для первых двух типов подстанций. для осталь
ных четырех типов они приведены в отдельной таблице – в зависи
мости от типа и размера помещения.
норма удельного расхода относительно стабильна: 0,135–0,147 тыс.
кВт·ч/м
в год. для практических расчетов она может быть принята
равной 0,143 тыс. кВт·ч/м
в год.
нормы общеподстанционного расхода электроэнергии по состав
ляющим приведены в табл. 3.1.
Суммарный норматив общеподстанционного расхода по под
станциям каждого типа можно определить по формуле
*+*+*+
ос
опуоВб4
опу
оВб
1м1
=п.7++
.9143,
Wnnkрnоn∆kk
(3.1)
где
опу
число подстанций с опу и оВб, соответственно;
п. 7 и т. п. – номера пунктов из табл. 3.1;
постоянная составляющая п. 8;
суммарная площадь помещений опу всех подстан
ций данного типа, тыс. м
3.2.2. расход электроэнергии на обдув
и охлаждение трансформаторов
нормы расхода электроэнергии на обдув и охлаждение транс
форматоров приведены в инструкции для 59 типов трансформато
ров различного напряжения. для облегчения оценочных расчетов
нормы были аппроксимированы линейными зависимостями:
для трансформаторов типа д:
= (7
+ 0,28
т. д
м4
(3.2)
для трансформаторов типа ц и дц:
= (75
+ 1,3
т. ц
м4
(3.3)
где
число и суммарная мощность трансформаторов соот
ветствующего типа.
В инструкции расход электроэнергии на обдув и охлаждение
трансформаторов не связан с климатическим районом и не имеет
коэффициентов распределения по месяцам. это представляется
недоработкой авторов инструкции. очевидно, что расход электро
энергии на охлаждение трансформаторов в Якутии меньше, чем
в Астрахани, а в летние периоды больше, чем в зимние. однако, в свя
зи с отсутствием таких положений в инструкции, в формулах (3.2)
и (3.3) принят коэффициент равномерного распределения годовой
нормы по месяцам.
3.2.3. расход электроэнергии
на обогрев оборудования
нормы
мЯ нанвпдб бъйкэцЯсдкди
приведены в инструкции для
38 типов (групп) воздушных и масляных выключателей по 10 кли
матическим районам (на территории россии – 8). разброс значений
таблица 3.1
нормы общеподстанционного расхода электроэнергии
п/п
Составляющая расхода
норма расхода, тыс. кВт·ч в год, на подстанции типа
обогрев, вентиляция и освещение
опу
14,3
20,2
0,143
0,143
0,143
0,143
обогрев помещения оВб
7,0
11,0
18,0
обогрев зру
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
обогрев насосной пожаротушения
14,4
14,4
16,0
наружное освещение
0,4
1,5
3,0
6,0
12,0
24,0
прочий расход
2,2
2,2
3,3
7,1
7,4
7,4
брдвн
на освещение и прочий расход
(пп. 5 + 6)
2,6
3,7
6,3
13,1
19,4
31,4
брдвн
на обогрев помещений на под-
станции с опу (пп. 1, 3, 4)
18,3
24,2
4,0 + 0,143
18,4 + 0,143
18,4 + 0,143
20,0 + 0,143
брдвн
на обогрев помещений на под-
станции с оВб (пп. 2, 3, 4)
11,0
15,0
22,0
примечание.
– площадь помещения опу, м
для различных типов выключателей одного напряжения составляет
1,3–1,7 раза. для практических расчетов суммарных норм расхода
по предприятиям электрических сетей и энергосистемам нормы
были усреднены автором в рамках каждого напряжения, отдельно
для воздушных и масляных выключателей (табл. 3.2).
таблица 3.2
нормы расхода электроэнергии на обогрев выключателей
(воздушных/масляных)
климатический район
норма расхода, тыс. кВт·ч/ед. в год,
при напряжении оборудования, кВ
110
220
330
500
очень холодный
13 / 12
14 / 65
17 / 180
30 / 0
35 / 0
холодный
10 / 5
10,5 / 18
15 / 70
20 / 0
25 / 0
умеренно холодный
9 / 0,7
9 / 2,2
12 / 10
16 / 0
20 / 0
умеренно холодный,
влажный
8,2 / 0,5
8,2 / 1,4
10 / 6
15 / 0
18 / 0
умеренно теплый
6 / 0,02
6 / 0,06
8 / 0,3
12 / 0
16 / 0
умеренно теплый,
влажный
8,2 / 0,2
8,2 /0,45
10 / 2,0
15 / 0
20 / 0
теплый, влажный
5,3 / 0
5,3 / 0
14 / 0
Жаркий, сухой
4,2 / 0,01
4,2 /0,02
6 / 0,1
12 / 0
нормы расхода электроэнергии
мЯ нанвпдб юцддй йптМ, пдкди
мъф чйЯунб мЯптемни трсЯмнбйз з ькдйспнрцдсцзйнб
приведены
табл. 3.3. для определения помесячных расходов все приведенные
выше значения умножают на
таблица 3.3
нормы расхода электроэнергии на обогрев ячеек крун,
релейных шкафов наружной установки, электросчетчиков,
тыс. кВт·ч в год
климатический
район
Ячейка
с аппаратурой
рзА, счетчиками
и выключателем
Ячейка
с аппара
турой рзА
Ячейка со счет-
чиками в не-
отапливаемом
помещении
Ячейка
с вы-
ключа-
телем
очень холодный
2,0
0,9
1,5
3,3
климатический
район
Ячейка
с аппаратурой
рзА, счетчиками
и выключателем
Ячейка
с аппара
турой рзА
Ячейка со счет-
чиками в не-
отапливаемом
помещении
Ячейка
с вы-
ключа-
телем
холодный
1,2
0,4
0,6
1,7
умеренно холодный
1,2
0,45
0,7
1,8
умеренно холодный,
влажный
0,7
0,2
0,35
1,0
умеренно теплый
0,3
0,1
0,2
0,6
умеренно теплый,
влажный
0,7
0,2
0,35
1,0
теплый, влажный
0,3
0,1
0,2
0,5
Жаркий, сухой
нормы расхода электроэнергии
мЯ нанвпдб опзбнгнб нсгдкзсд
кди з йнпнсйнжЯлъйЯсдкди
составляют: 1,1 тыс. кВт·ч в год для обо
рудования 35–110 кВ; 1,8 тыс. кВт·ч в год – для оборудования 220 кВ.
на более высоком напряжении этой составляющей расхода нет.
нан
впдб ькдйспнгбзвЯсдкымъф опзбнгнб
разъединителей осуществля
ется только на подстанциях 330–500 кВ. норма расхода – 1,4 тыс.
кВт·ч в год.
3.2.4. расход электроэнергии на обеспечение работы
воздушных выключателей и масляных выключателей
с пневматическим приводом
нормы расхода зависят от типа выключателя и количества ком
прессоров. для практических расчетов суммарного расхода данные
усреднены и приведены в табл. 3.4.
Суммарный норматив расхода электроэнергии на оборудование,
перечисленное в табл. 3.4, определяют по формуле, тыс. кВт·ч в год:
= (п. 1 ·
+ п. 3 ·
МВ пнев
+ п. 2 ·
пС с ВВ
м1
(3.4)
где
количество воздушных выключателей;
МВ пнев
то же, масляных с пневматическим приводом;
пС с ВВ
количество подстанций с воздушными выключателями.
окончание табл. 3.3
таблица 3.4
нормы расхода на вспомогательные устройства воздушных и масляных
выключателей с пневматическим приводом (тыс. кВт·ч на единицу в год),
обогрев и вентиляцию компрессорной (тыс. кВт·ч на подстанцию в год)
п/п
Составляющая расхода
норма расхода при напряжении, кВ
110
220
330
500
электродвигатели компрессоров
4,5
7,5
9,0
26,0
30,6
обогрев и вентиляция компрес
сорной
15,0
15,5
18,5
18,5
18,5
пневматический привод масля
ных выключателей
2,4
3,5
3.2.5. расход электроэнергии на вспомогательные
устройства синхронных компенсаторов
и здание вспомогательных устройств
нормы расхода на вспомогательные устройства зависят от мощ
ности Ск и хорошо аппроксимируются выражением
всп. Ск
= (40
+ 2,7
м4
(3.5)
где
количество и суммарная номинальная мощность Ск,
МВ·А.
расход на обогрев здания вспомогательных устройств зависит
от типа Ск: для Ск типа кС он равен 39 тыс. кВт·ч в год; для Ск
типа кСВ – 54 тыс. кВт·ч в год. для определения помесячных рас
ходов эти значения умножают на
3.2.6. расход электроэнергии на системы управления
подстанцией
нормы расхода на составляющие системы управления подстан
цией приведены в табл. 3.5.
таблица 3.5
нормы расхода электроэнергии на систему управления подстанцией
п/п
Составляющая расхода
норма расхода, тыс. кВт·ч в год
на подстанции типа
зарядно-подзарядные устройства
3,3
6,0
16,5
44,1
132,8
132,8
п/п
Составляющая расхода
норма расхода, тыс. кВт·ч в год
на подстанции типа
Вентиляция аккумуляторной
1,5
2,8
4,2
8,4
8,4
8,4
оперативные цепи переменного тока
2,3
4,5
13,2
Аппаратура связи и телемеханики
1,9
4,8
8,7
26,2
43,8
52,5
брдвн
на подстанциях с постоянным
оперативным током (пп. 1 + 2 + 4)
6,7
13,6
29,4
78,7
185,0
193,7
брдвн
на подстанциях с переменным
оперативным током (пп. 3 + 4)
4,2
9,3
21,9
Суммарный норматив расхода электроэнергии на системы управ
ления подстанциями различных типов (с постоянным и переменным
оперативным током) определяют по формуле
упр
= (п. 5 ·
пС =
+ п. 6 ·
пС
м4
(3.6)
3.3. температурные коэффициенты
температурные коэффициенты, применяемые к расходу элек
троэнергии на обогрев помещений и оборудования, приведены
табл. 3.6.
таблица 3.6
температурные коэффициенты к нормам расхода электроэнергии
климатический район
температурные коэффициенты
к нормам расхода
на обогрев помеще
ний –
на обогрев оборудо
вания –
очень холодный
холодный
умеренно холодный
умеренно холодный, влажный
умеренно теплый
умеренно теплый, влажный
теплый, влажный
Жаркий, сухой
1,7
1,5
1,25
1,2
1,0
1,2
0,5
0,8
1,8
1,7
1,5
1,4
1,0
1,4
0,3
0,7
помесячное распределение годовых норм приведено в табл. 3.7.
окончание табл. 3.5
таблица 3.7
помесячное распределение годовых норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций
наименование
составляющей расхода
климатический район
Месяц
1. обогрев
помещения
очень холодный
11,2
10,1
11,2
10,8
11,1
0,8
0,8
10,8
11,2
10,8
11,2
холодный
12,7
11,5
12,7
12,3
6,5
6,6
12,7
12,3
12,7
умеренно холодный
15,2
13,7
15,2
13,0
13,0
14,7
15,2
умеренно холодный, влажный
15,9
14,3
15,9
11,3
11,3
15,4
15,9
умеренно теплый
19,0
17,2
19,0
3,7
3,7
18,4
19,0
умеренно теплый, влажный
15,9
14,3
15,9
11,3
11,3
15,4
15,9
теплый, влажный
36,0
14,0
14,0
36,0
Жаркий, сухой
23,8
21,5
4,0
3,9
23,0
23,8
2. обогрев
оборудования
очень холодный
13,5
12,2
13,5
10,0
1,8
9,0
13,5
13,0
13,5
холодный
15,0
13,6
15,0
7,8
4,0
15,0
14,6
15,0
умеренно холодный
17,1
15,4
15,0
2,0
0,9
16,0
16,5
17,1
умеренно холодный, влажный
18,3
16,5
17,0
1,3
10,9
17,7
18,3
умеренно теплый
25,6
23,0
1,0
0,8
24,0
25,6
умеренно теплый, влажный
18,3
16,5
17,0
1,3
10,9
17,7
18,3
теплый, влажный
43,0
7,0
7,0
43,0
Жаркий, сухой
34,0
16,0
16,0
34,0
3. освещение
12,0
11,0
10,0
7,0
5,0
5,0
5,0
5,0
6,0
10,0
12,0
12,0
4. остальные электроприемники
8,5
7,7
8,5
8,2
8,5
8,2
8,5
8,5
8,2
8,5
8,2
8,5
Глава 4.
недоучет электроэнерГии,
допуСтиМые небАлАнСы,
коММерчеСкие потери
4.1. погрешности средств измерения
4.1.1. общие положения
измерительный комплекс (ик) представляет собой группу
устройств, обеспечивающих измерение электроэнергии в одной точ
ке учета, и в общем случае включает в себя тт, тн, соединительные
провода и счетчик. поставщик электроэнергии имеет, как правило,
сотни и тысячи ик, фиксирующих поступление и отпуск электро
энергии из сети. Вся совокупность ик на объекте представляет со
бой систему учета электроэнергии.
Фактические (отчетные) потери энергии на объекте определя
ют как разность суммарного поступления электроэнергии на объект
и ее отпуска с объекта, зафиксированных счетчиками. для проведе
ния целенаправленной работы по их снижению необходимо иметь
ясное представление о структуре этих потерь: без этого невозможно
поставить количественные цели службам, отвечающим за различ
ные участки работы.
В структуре потерь очевидны две составляющие: технические
потери электроэнергии и расход электроэнергии на Сн подстан
ций. Возникает вопрос: правомерно ли отнесение разности между
фактическими потерями и суммой двух указанных составляющих
к коммерческим потерям, или часть из них обусловлена свойствами
системы учета электроэнергии?
В качестве примера предположим, что фактические потери со
ставили 14 % от поступления энергии в сеть, расчетные технические
потери – 8 %, расход электроэнергии на Сн подстанций – 0,5 %.
правомерным ли будет утверждение, что 14 – 8 – 0,5 = 5,5 % пред
ставляют собой хищения энергии? если суммарная погрешность
всех ик, фиксирующих поступление и отпуск электроэнергии из сети,
представляет собой случайную величину с нулевым математическим
ожиданием и составляет, например, ±0,3 %, нет никаких оснований
для отнесения части из 5,5 % потерь к метрологическим потерям.
В этом случае коммерческие потери электроэнергии находятся в ди
апазоне от 5,5 – 0,3 = 5,2 % до 5,5 + 0,3 = 5,8 % (более правильно при
определении этого диапазона учитывать и погрешность расчета тех
нических потерь – см. п. 4.3).
Выделение метрологических потерь возможно лишь в том случае,
если в суммарной погрешности всех ик присутствует системати
ческая составляющая. при ее отрицательном значении (например,
–1 %) можно говорить об общем недоучете электроэнергии и о том,
что коммерческие потери составляют 4,5 %, а не 5,5 %. при таком же
положительном значении можно утверждать, что коммерческие по
тери составляют 6,5 %, из которых 1 % «компенсирует» система учета
электроэнергии.
из изложенного следует, что в составе фактических потерь мо
жет учитываться лишь систематическая погрешность приборов. до
бавление к техническим потерям случайной погрешности явля
ется не только логической, но и математической ошибкой, которая
не требует особых доказательств: сложение математического ожида
ния одной величины со среднеквадратическим значением другой
обеспечивает на экзамене по теории вероятностей неудовлетвори
тельную оценку.
пределы допустимых погрешностей ик в соответствии с [6]
определяют по формуле
222222
лсф
1,1
f?±f+f+f+f+f+f
(4.1)
где
относительные погрешности тт, тн, и счетчика;
потери напряжения во вторичной цепи тн;
относительная погрешность выделения из измерен
ного значения полного тока его активной составля
ющей, обусловленная угловыми погрешностями тт
и тн;
суммарная дополнительная погрешность, вызванная
влияющими факторами (отклонениями напряжения,
частоты, температуры окружающего воздуха, магнит
ного поля и другими факторами от нормальных зна
чений, при которых гарантируется нахождение по
грешности внутри диапазона, соответствующего клас
точности);
1,1
коэффициент, учитывающий особенности метроло
гической поверки приборов с помощью эталонных
устройств, имеющих свои погрешности, и другие
причины.
определение метрологических характеристик конкретного ик
проводят в соответствии с порядком, также изложенным в [6]. одна
ко при определении структуры потерь в сети невозможно ориен
тироваться на наличие таких данных для сотен и тысяч точек учета
и приходится использовать усредненную оценку их возможных по
грешностей. изложенная ниже методика такой оценки применима
к объектам с большим числом точек учета, в меньшей степени к под
станциям и неприменима к конкретным точкам учета.
при определении допустимых погрешностей ик по формуле (4.1)
относительные погрешности приборов обычно принимают рав
ными классам их точности. однако классы точности определяют
предельные значения погрешностей лишь в зонах нагрузок, близ
ких к номинальным параметрам приборов. запись
в виде средне
квадратического значения и знак
говорят о том, что определяется
значение случайной погрешности, а как будет показано ниже, в ре
альных условиях имеет место существенная систематическая по
грешность в сторону недоучета электроэнергии.
Следует иметь в виду, что класс точности прибора отражает
не диапазон возможной флуктуации погрешности прибора в различ
ные периоды измерений, а диапазон, в неизвестной точке которо
го находится погрешность данного прибора. погрешность любого
элемента ик имеет конкретное значение, которое при стабильной
нагрузке может лишь незначительно флуктуировать около своего
среднего уровня из-за изменения параметров, отражаемых в фор
муле (4.1) величиной
. однако погрешность конкретного прибора
не указывают в документации на прибор. поэтому класс точности
прибора 1,0 означает, что его погрешность не выходит за пределы
±1,0 %, но в какой точке диапазона она находится, неизвестно.
при изменении нагрузки погрешность прибора изменяется в со
ответствии с его нагрузочной характеристикой, которая для кон
кретного прибора также не указывается в документации. особенно
сильно нагрузочные характеристики сказываются на погрешности
измерения с помощью тт токов, отличающихся от номинальных
(что наблюдается в подавляющем числе случаев). хотя нагрузоч
ные характеристики определяются на заводе-изготовителе для каж
дого выпускаемого тт, их не приводят в паспортной документа
ции. Вместе с тем общий вид нагрузочных характеристик известен
из физических закономерностей, так как определяется магнитными
свойствами металлов:
при снижении тока токовая погрешность тт
всегда уходит в минус, угловая погрешность тт всегда имеет на
грузочную характеристику обратного вида, а погрешность тн всег
да уходит в минус при увеличении нагрузки вторичной обмотки.
В расчетах метрологических потерь электроэнергии для объекта
с большим числом точек учета вполне допустимо использовать на
грузочные характеристики различных типов приборов, полученные
на основе статистических данных.
Следует иметь в виду, что статистические характеристики ик
могут применяться только для оценки суммарной погрешности всей
системы учета электроэнергии, а не для корректировки показаний
конкретного ик. такая корректировка в расчетах с потребителя
ми не имеет легитимных оснований: покупатель любого продукта
вряд ли согласится, если продавец скажет, что оплачивать надо не взве
шенный на весах объем продукта, а чуть больше, потому что весам
свойственна отрицательная погрешность. если статистическая по
грешность данного типа приборов находится в интервале, напри
мер, от +0,5 до –1,5 %, то для конкретного прибора нельзя указать
ее точное значение. однако можно сказать, что суммарная погреш
ность тысячи таких приборов будет представлять собой случайную
величину с математическим ожиданием (0,5 – 1,5)/2 = –0,5 % и раз
бросом
1/1000
= ±0,032 %. В этом случае можно говорить о не
учете энергии, оцениваемом диапазоном от –0,468 % до –0,532 %.
изложенное относится к характеристикам погрешностей, обу
словленных отличием тока и напряжения контролируемого при
соединения от номинальных значений. назовем их
пдезлмълз он
впдчмнрсюлз
С увеличением срока службы приборов их характеристики ухуд
шаются. известно, что с течением времени диск индукционного
счетчика постепенно затормаживается вследствие износа подпятни
ка и ухудшения смазки, что ведет к нарастающему недоучету энер
гии. это подтверждается массовыми случаями, когда после заме
ны бытовых счетчиков индукционного типа (прослуживших, как
правило, не один десяток лет) на электронные, абоненты обнаружи
вали увеличение показаний потребления энергии при практически
том же составе бытовых приборов. что касается тт и тн, то изгото
вители утверждают, что их
погрешности не изменяются в процессе
эксплуатации. так как в природе не существует неизменяющихся
величин, то можно говорить, что погрешности изменяются, но в не
уловимой степени. этот тип погрешности назовем
бпдлдммн
и он
впдчмнрсыэ
. поэтому
для тт и тн можно говорить лишь о харак
теристиках, обусловленных режимными параметрами. для элек
трических счетчиков индукционного типа временны
е погрешности
имеют большее значение, чем режимные.
при рассмотрении данных вопросов следует иметь в виду раз
личие задач, решаемых в области анализа погрешностей учета элек
троэнергии специалистами-метрологами и специалистами в области
расчета и нормирования потерь электроэнергии. объектом исследо
ваний метролога являются, как правило, конкретные измеритель
ные приборы, а целью – разработка способов повышения их точно
сти. Внимание метролога в основном обращено на современные
типы приборов и на необходимость замены старых приборов на но
вые. Метрологу важно, чтобы погрешности приборов не выходи
ли за допустимые пределы ни в одном из режимов. если, например,
в одном из режимов погрешность прибора класса 1,0 составляет
–0,7 %, а в другом режиме +0,7 %, очевиден вывод о нормально функ
ционирующем приборе. однако если в первом режиме потребляет
ся 80 % энергии, а во втором 20 %, то интегральная погрешность
прибора составит (–0,7)
0,8 + 0,7
0,2 = –0,42 %, а отнюдь не ноль.
Специалиста в области расчета и нормирования потерь инте
ресует оценка наиболее вероятного значения
ртллЯпмнвн
недоуче
та электроэнергии, обусловленного всеми эксплуатируемыми в сети
приборами с учетом реальных режимов их работы. замена старых
приборов на новые не может быть осуществлена повсеместно в ко
роткие сроки. основная масса тт эксплуатируется при низких ко
эффициентах токовой загрузки, основная масса тн – при высоких
загрузках вторичных цепей. наиболее вероятные значения погреш
ностей приборов в таких режимах лежат в отрицательной области.
4.1.2. погрешности трансформаторов тока и напряжения
допустимые погрешности тт в соответствии с ГоСт 7746 нор
мируются в трех точках, соответствующих токовой загрузке тт
100 %, 20 % и 5 %. погрешности тт классов точности 0,5 и 1,0 в этих
точках не должны выходить за пределы, соответственно, ±
тт
±1,5
тт
и ±3,0
тт
, где
тт
– класс точности тт. это означает, что
фактическая погрешность тт при малых нагрузках может быть
1,5–3 раза больше класса точности. для тт класса точности 0,2
соответствующие точки имеют уровни ±
тт
; ±1,75
тт
и ±3,75
тт
то есть погрешности при пониженных токах еще больше увеличи
ваются по сравнению с номинальными.
зависимости погрешностей тт, как и других аналоговых при
боров, имеют непрерывный характер, описываемый кривой
на
рис. 4.1, однако в нормативных документах эти точки соединяются
прямыми линиями и поле погрешностей отображается симметрич
ным раструбом.
для оценки систематической погрешности системы учета электро
энергии необходимо знать статистические характеристики зависимо
стей погрешностей различных типов тт, тн и счетчиков от факторов,
достоверно известных при проведении конкретного расчета. к таким
факторам могут быть отнесены токовая загрузка тт и cos
контро
лируемого присоединения, определяемые по показаниям активных
и реактивных счетчиков, и дата последней поверки счетчика.
действующий документ, устанавливающий метод расчета до
пустимых небалансов электроэнергии, обусловленных погрешностя
ми измерений [7], исходит из предположения об отсутствии систе
матической погрешности и оперирует только случайной составля
ющей. В качестве обоснований такого подхода обычно приводят
следующие доводы:
токовая нагрузка тт в ночные часы низкая, в дневные гораздо
больше, поэтому в одном периоде погрешность будет положитель
ной, в другом отрицательной и в целом ее можно считать случайной
величиной с нулевым математическим ожиданием;
токовая погрешность тт в зоне малых нагрузок отрицательна,
зато угловая положительна. угловая погрешность сильно зависит
от cos
контролируемого присоединения, а ночью он может сни
жаться до 0,4–0,5. при низких cos
угловая погрешность может даже
перекомпенсировать токовую, приводя к переучету;
пзр. 4.1.
зависимости погрешностей трансформаторов тока от нагрузки
первичной цепи
отн. ед.
тт
3,5
3,0
–2,0
–1,0
0,05
0,2
1,0
–1,0
–1,5
1,0
1,5
–3,0
–3,5
далеко не все тн работают с большой нагрузкой измерительной
обмотки, на многих из них нагрузкой этой обмотки является только
счетчик, поэтому такие тн имеют положительную погрешность;
каждый экземпляр тт и тн имеет свои индивидуальные нагру
зочные характеристики, отличающиеся друг от друга даже в рам
ках устройств одного типа. разными заводами выпускались много
численные типы тт и тн. поэтому никаких типовых характеристик
создать нельзя.
исходя из этих обоснований в приведенном выше примере до
пустимый небаланс по объекту может быть оценен лишь величи
ной ±0,032 %.
наиболее значимые из приведенных обоснований можно от
бросить сразу. Фактические потери электроэнергии в сети опреде
ляют по показаниям приборов учета за месячный период, а при рас
чете тарифов на электроэнергию используются годовые значения по
терь. поэтому погрешности измерения энергии отдельно в ночные
или дневные часы не имеют практического значения. показания
активного и реактивного счетчиков позволяют рассчитать среднюю
токовую загрузку и средний cos
каждого тт, а для оценки погреш
ностей измерения электроэнергии за длительный период важны
именно средние значения. предположение о том, что за длитель
ный период отрицательные составляющие погрешности компенси
руются положительными опровергается практикой: во всех случаях
замены недогруженных тт на тт с более низкими номинальными
токами происходило снижение, а не увеличение потерь. ничем иным
как наличием отрицательной систематической составляющей, это
го объяснить нельзя.
задача оценки потерь, обусловленных погрешностями системы
учета электроэнергии, формулируется следующим образом: при из
вестных значениях активной и реактивной энергии, прошедшей че
рез каждую точку учета за расчетный период, и датах последней по
верки счетчиков определить возможный диапазон суммарной по
грешности измерения полученной и отпущенной энергии по объекту
в целом. обычно данные о датах поверки счетчиков у каждого быто
вого абонента получить трудно. однако, как показывает практи
ка, данные о том, что в конкретном городе или поселке, например,
60 % счетчиков прошли поверку 10 лет назад, а 40 % – 7 лет назад,
имеются. у потребителей, подключенных к сетям 6–10 кВ и выше,
эти даты, как правило, известны точно.
Систематические отрицательные погрешности занижают как
поступление электроэнергии на объект, так и ее отпуск с объекта.
при их одинаковом значении влияние на отчетные потери оказалось
бы даже не нулевым, а положительным, то есть обеспечивался бы
небольшой переучет. например, при потерях в сети, равных 10 %,
полезный отпуск составит 90 %. если все измерительные комплексы
имеют одинаковую систематическую погрешность, например, 1 %,
то поступление в сеть будет недоучтено на 1 %, а отпуск из сети –
на 0,9 % по отношению к энергии, поступившей в сеть. это соответ
ствует общему переучету в 0,1 %.
однако на поступлении энергии обычно установлены ик более
высоких классов точности и используются тт с большими номи
нальными токами (1000, 4000, 8000 А и более). погрешности таких
тт малы даже при токовых загрузках менее 5 % [8]. у основной
же
массы потребителей с точками учета электроэнергии на напряжении
6–10 кВ используются тт с номинальными токами от 50 до 300 А
и более низкими классами точности. поэтому суммарная отрица
тельная погрешность ик на отпуске энергии из сети заметно пре
вышает аналогичную погрешность ик на ее поступлении в сеть.
полученные нами данные о классах точности элементов ик
и характеристиках вторичной нагрузки тт и тн, установленных
в 10 338 точках учета отпуска электроэнергии потребителям на на
пряжении 6–10 кВ пяти сетевых организаций, позволяют достаточ
но достоверно оценить типичную ситуацию:
1) более 95 % тт и тн имеют класс точности 0,5;
2) 50 % счетчиков, фиксирующих отпуск электроэнергии, имеют
класс 2,0; 40 % – 1,0 и 10 % – 0,5. на поступлении энергии все счет
чики имеют классы 0,5 и 0,2;
3) практически у всех тт (99 %) к измерительной обмотке при
соединен только счетчик (перегрузка вторичных цепей практически
не наблюдается, основной фактор отрицательной погрешности –
малая токовая загрузка первичной цепи);
4) практически у всех тн (97 %) к измерительной обмотке кроме
счетчика присоединена другая нагрузка, поэтому наиболее вероят
на работа тн в зоне отрицательной погрешности.
рассмотрим поэлементно погрешности устройств измеритель
ных комплексов на предмет получения их статистических характе
ристик.
СпЯмрунплЯснпъ снйЯ
известно, что токовая погрешность тт близка к нулю при номи
нальной нагрузке (коэффициент токовой загрузки
тт
= 1,0 ), а при
снижении
тт
уходит в отрицательную область. зависимость угло
вой погрешности тт от токовой загрузки имеет практически зеркаль
ный вид: при снижении
тт
погрешность уходит в положительную
область. токовая и угловая погрешности тт имеют неодинаковое
влияние на погрешность фиксации активной энергии. В средних
условиях угловая погрешность лишь частично компенсирует токо
вую погрешность (см. ниже).
В связи с тем, что в стандартах значения погрешностей тт норми
руются только в трех точках нагрузочной характеристики (при токо
вой загрузке
тт
= 0,05; 0,2 и 1,0), в дальнейшем для простоты принят
линейный характер зависимости внутри каждого из двух диапазо
нов 0,05–0,2 и 0,2–1,0.
В [9] приведены результаты поверки двадцати тт типа тпл-10
и девяти тт типа тВлМ-10. Все тт класса точности 0,5. результа
ты статистической обработки их токовых и угловых погрешностей
приведены в табл. 4.1. для характеристики случайной составляющей
погрешности в дальнейшем используется понятие разброса, пред
ставляющее собой удвоенное среднеквадратическое отклонение
(при нормальном законе распределения соответствует 95 %-ной ве
роятности). из приведенных данных видно, что токовые погрешно
сти всех экземпляров обоих типов тт при токовых загрузках 5 и 20 %
лежат в отрицательной области, а угловые – в положительной, имея
естественный тренд увеличения абсолютных значений при сниже
нии токовой загрузки. при 100 %-ной загрузке погрешности не
которых экземпляров тт переходят в противоположную область,
хотя средние значения остаются в прежних областях.
таблица 4.1
Статистические характеристики погрешностей тт
типов тпл-10 и тВлМ-10 класса точности 0,5
токовая
загрузка тт,
погрешности тпл-10
погрешности тВлМ-10
токовая, %
угловая, мин
токовая, %
угловая, мин
среднее
значение
разброс
среднее
значение
разброс
среднее
значение
разброс
среднее
значение
разброс
100
–1,97
–1,25
–0,64
±1,24
±1,07
±0,97
±33
±24
±22
–1,13
–0,55
–0,09
±0,35
±0,25
±0,13
±19
±12
В табл. 4.2 приведены данные измерений нагрузочных харак
теристик двух экземпляров тт типа тол-10-1 класса точности 0,5
с номинальным током 300 А и вычисленные по ним средние значе
ния и разбросы. двух значений, естественно, недостаточно для вы
числения достоверных статистических характеристик данного типа
тт, однако они также подтверждают общие закономерности.
таблица 4.2
нагрузочные характеристики тт типа тол-10-1
токовая
загрузка тт,
погрешности тт
характеристики погрешностей
экз. № 1
экз. № 2
токовой, %
угловой, мин
токовая,
угловая,
токовая,
угловая,
среднее
значение
разброс
среднее
значение
разброс
100
120
–2,30
–0,86
–0,51
0,061
0,043
124
5,2
5,9
–1,46
–0,44
–0,22
0,14
0,14
3,9
3,8
–1,88
–0,65
–0,37
0,10
0,09
±0,42
±0,21
±0,15
±0,04
±0,05
100
22
4,6
4,9
±24
±15
±4,0
±0,6
±0,9
из сопоставления данных табл. 4.1 и 4.2 видно, что различные
типы тт имеют разные характеристики погрешностей и теорети
чески при расчетах надо учитывать конкретные типы тт. до по
лучения представительных статистических данных о характеристи
ках каждого типа тт в практических расчетах можно использовать
минимальные значения погрешностей, полученные для ограни
ченной выборки и соответствующие практически гарантированной
оценке недоучета.
на основании данных табл. 4.1 и 4.2 рассчитаны статистические
нагрузочные характеристики погрешностей тт (весьма прибли
женные для тол-10-1, как отмечено выше), приведенные в табл. 4.3.
на основании этих характеристик математические ожидания погреш
ности (систематические погрешности) и размахи токовой и угловой
погрешностей (случайные погрешности) тт рассматриваемых ти
пов могут быть вычислены при любом значении
тт
таблица 4.3
Статистические нагрузочные характеристики тт
тип тт
диапазон
значе-
ний
тт
нагрузочные характеристики тт класса точности 0,5
токовой погрешности, %
угловой погрешности, мин
среднее
значение
разброс
среднее
значение
разброс
тпл-10
0,05–0,2
–2,21 + 4,80
тт
± (1,3 – 1,13
тт
71 – 185
тт
± (36 – 61
тт
0,2–1,0
–1,40 + 0,76
тт
± (1,1 – 0,13
тт
39 – 25
тт
± (24 – 1
тт
тип тт
диапазон
значе-
ний
тт
нагрузочные характеристики тт класса точности 0,5
токовой погрешности, %
угловой погрешности, мин
среднее
значение
разброс
среднее
значение
разброс
тВлМ-10
0,05–0,2
–1,32 + 3,87
тт
± (0,4 – 0,68
тт
51 – 133
тт
± (21 – 46
тт
0,2–1,0
–0,67 + 0,58
тт
± (0,3 – 0,15
тт
28 – 19
тт
± (14 – 11
тт
тол 10-1
0,05–0,2
–0,74 + 1,87
тт
± (0,2 – 0,40
тт
41 – 93
тт
± (19 – 73
тт
0,2–1,0
–0,49 + 0,59
тт
± (0,2 – 0,14
тт
26 – 22
тт
± (5 – 4
тт
так как
тт
конкретного тт изменяется в течение суток в соот
ветствии с изменением нагрузки, возникает вопрос об определении
его расчетного значения для периода продолжительностью
часов.
на простом примере покажем, что среднее значение
тт
, опреде
ляемое по энергии, прошедшей через тт за расчетный период, не
точно отражает действительную погрешность в значении энергии.
если потребление энергии в течение половины расчетного периода
происходило с
тт
= 1, а в течение второй половины с
тт
= 0, оче
видно, что вся энергия потреблена при
тт
= 1 с соответствующей
этому значению малой погрешностью. В то же время при исполь
зовании среднего значения
тт
= 0,5 погрешность окажется суще
ственно больше, что не соответствует ее фактическому значению.
зависимости, приведенные в табл. 4.3, являются линейными
уравнениями, описываемыми общим выражением
+
тт
. экви
валентное значение коэффициента
тт
определим из равенства
*+
*+
ттэкср
abIabIn
+d?+d
(4.2)
где
– число ступеней графика.
подставив в данное уравнение
тт
=
/
, после преобразова
ний получим:
тт эк
тт ср
(4.3)
где
– коэффициент формы графика нагрузки.
В соответствии с (4.3) эквивалентное значение коэффициента
тт
больше среднего. для приведенного выше примера в соответ
ствии с формулой (2.4)
= 2. при этом по формуле (4.3)
тт эк
= 1,
что соответствует фактическому режиму тт.
окончание табл. 4.3
Среднее значение
тт
определяют по формуле
*+
ттср
номном
1tg
10,
TUI
d?
(4.4)
где
электроэнергия, тыс. кВт·ч, прошедшая через тт за
часов;
коэффициент реактивной мощности контролируемого
присоединения;
номинальное напряжение и ток первичной обмотки тт,
кВ и А соответственно.
Максимальный коэффициент загрузки тт определяют по фор
муле
TT макс
тт ср
(4.5)
при анализе результатов расчета, проведенного, например, по про
грамме рАпу-ст, необходимо помнить, что допустимая нагрузка тт
определяется по значению
тт макс
, а погрешность тт – по значе
нию
тт эк
В реальных условиях токовые нагрузки тт существенно ниже
номинальных даже в максимум нагрузки. это объясняется тем,
что выбор номинальных параметров оборудования осуществляется
в расчете на рост нагрузок в перспективе, а в действительности они
могут и уменьшиться, как это произошло в 1990-е гг. из-за резко
го спада промышленного производства. кроме того, погрешности
измерения электроэнергии с помощью тт определяются не макси
мальным, а эквивалентным коэффициентом токовой загрузки тт,
который всегда ниже максимального значения. В результате рабо
та тт в зоне
тт экв
= 0,05 – 0,2 (а часто и ниже 0,05) является в боль
шинстве случаев типовой ситуацией.
С точки зрения требований
к системе учета эта ситуация не может считаться допустимой, одна
ко при определении структуры отчетных потерь важно знать воз
можные погрешности системы учета в фактических условиях ее
работы, так как в противном случае ее повышенные погрешности
будут ошибочно рассматриваться как коммерческие потери.
Может возникнуть мысль: а почему бы не изготавливать тт с не
которой положительной погрешностью при номинальной нагруз
ке – при этом погрешности при средних нагрузках были бы близки
к нулю и значение электроэнергии определялось бы более точно.
однако тт являются измерителями тока (а не тока для определения
энергии), значение которого используется и в других задачах. разра
ботчики тт, как и других приборов, стараются обеспечить мини
мальную погрешность именно при номинальной нагрузке.
СпЯмрунплЯснпъ мЯопюедмзю
В отличие от тт, погрешности которых зависят от изменяющей
ся нагрузки контролируемой цепи, погрешность тн представляет
собой постоянную величину, практически не зависящую от режима
внешней сети. погрешность измерения напряжения определяется
загрузкой вторичной цепи тн и потерями напряжения в соедини
тельных проводах между тн и счетчиком. поле допустимых по
грешностей тн имеет одинаковую ширину во всем диапазоне коэф
фициента загрузки вторичной цепи
2тн
(рис. 4.2). Средняя линия
нагрузочной характеристики представляет собой математическое
ожидание погрешности (систематическую погрешность) тн, а боко
вые – границы рабочей области поля допустимых погрешностей.
при бо
льших нагрузках вторичных цепей тн погрешность также
уходит в отрицательную область.
Формулы для систематической
и случайной
погрешно
стей тн по модулю напряжения, соответствующие прямым на рис. 4.2,
имеют вид:
= (0,5 –
2тн
тн
(4.6)
0,5 ·
(4.7)
где
– класс точности тн.
загрузка вторичных цепей тн, как правило, существенна и часто
превышает номинальные значения. В этих условиях средняя погреш
ность всех тн, используемых на объекте, имеет отрицательную си
стематическую погрешность. дополнительную отрицательную по
пзр. 4.2.
зависимости погрешностей трансформаторов напряжения
от нагрузки вторичной цепи
отн. ед.
2тн
1,0
–1,0
0,2
0,6
1,0
грешность вносят потери напряжения во вторичных цепях тн (со
единительных проводах и кабелях). на практике они также часто
превышают допустимые значения. эти потери действуют лишь в одну
сторону (уменьшая напряжение на счетчике по сравнению с выво
дами тн), поэтому их учет в формуле (4.1) в виде симметричной
погрешности можно считать ошибкой. особенно это очевидно для
систем
сдфмзцдрйнвн
учета, в которых такие потери допускаются
до 1,5 % номинального напряжения.
использование формул (4.6) и (4.7) возможно при наличии дан
ных о коэффициентах загрузки вторичных цепей тн. В отличие
от загрузки первичных обмоток тт, определяемых на основании по
казаний счетчиков, которые используются и при расчете техниче
ских потерь (получать какие-либо данные специально для опреде
ления их загрузки не требуется), значения коэффициентов загрузки
вторичных цепей тн являются дополнительной информацией, по
лучение которой затруднительно. поэтому при расчете метрологи
ческих потерь можно принять среднюю систематическую погреш
ность тн равной нулю, а с учетом допустимых потерь напряжения
в соединительных проводах – равной половине класса точности тн.
твкнбъд онвпдчмнрсз СС з СМ
В соответствии с ГоСт 7746 поле допустимых угловых по
грешностей тт имеет зеркальный вид по отношению к полю токо
вых погрешностей, изображенных на рис. 4.1, – наиболее заполнен
ной областью в зоне малых значений
тт
является верхняя область.
нормированная угловая погрешность тт
тт
при
тт
= 1,0 состав
ляет 60 мин для класса точности 1,0 и 30 мин для класса точности
0,5, то есть
тт
= 60
тт
В отличие от тт, характеристики угловых погрешностей тн рас
полагаются не зеркально, а аналогично характеристикам погреш
ностей измерения модуля напряжения.
нормированные угловые
погрешности тн в соответствии с ГоСт 1983 составляют 40 мин
для класса 1,0 и 20 мин для класса 0,5, то есть
= 40
. зна-
чения указанных погрешностей при реальной загрузке вторичных
цепей тн определяют по формулам (4.5) и (4.6) аналогично погреш
ностям по модулю напряжения, то есть умножением
на соот
ветствующую функцию (величины, стоящие в (4.6) и (4.7) перед ве
личиной
). В литературе отсутствуют данные, которые позво
лили бы получить полноценные статистические характеристики
угловых погрешностей тн. Вместе с тем ГоСт 1983 устанавливает
предельную угловую погрешность для тн класса 0,5, равную 20 мин.
для дальнейших выкладок примем среднее значение угловой по
грешности равным 10 мин.
угол между током и напряжением во вторичных цепях (на счет
чике) будет отличаться от угла в первичной цепи на разность сдви
гов углов тт и тн. если тт типа тпл-10 работает при токовых за
грузках от 5 до 20 %, то, в соответствии с табл. 4.1, угол сдвига век
тора тока составит в среднем 34 мин. трансформатор напряжения
сдвинет угол вектора напряжения в обратную сторону на 10 мин.
В результате угол между векторами тока и напряжения на вторичной
стороне будет на 24 мин меньше угла на первичной стороне. чем мень
ше угол, тем больше активная составляющая тока и меньше реак
тивная, поэтому угловая погрешность приводит к некоторой ком
пенсации токовой погрешности.
Суммарное влияние угловых погрешностей тт и тн, называе
мых погрешностью трансформаторной схемы присоединения счет
чика
, мин, на погрешность измерения активной энергии
, %,
рассчитывается по формуле
= 0,0291
tg
(4.8)
например, при tg
= 0,5 и
= 24 мин,
= 0,0291
24
0,5 =
= 0,35 %.
Математическое ожидание суммарной погрешности тн и тт
типа тпл-10, работающего с
тт
= 0,2, с учетом данных табл. 4.3
составит:
= (–1,4 + 0,76
тт
) – 0,25 + 0,35 = –1,25 – 0,25 + 0,35 = –1,15 %.
Следует отметить, что эта величина различается для разных
типов тт: при использовании в паре с тн трансформаторов тока
типа тВлМ-10
= –0,6 %, а для тт типа тол-10
= –0,46 %,
что в первую очередь определяется токовой погрешностью тт.
для дальнейших обобщенных выводов примем среднее для трех ти
пов тт значение недоучета (–1,15 – 0,6 – 0,46) / 3 = –0,74 %.
4.1.3. погрешности электрических счетчиков
имеющиеся данные о погрешностях индукционных счетчиков
показывают, что по мере эксплуатации счетчиков они становятся
все более отрицательными и в некоторых случаях выражаются дву-
значной цифрой [10]. эти данные получены не для счетчиков, на
ходящихся в эксплуатации неоправданно долгое время, а для счет
чиков, сроки службы которых не вышли за пределы нормирован
ного межповерочного интервала (8 лет для
трехфазных счетчиков
и 16 лет для однофазных). обработка этих данных показывает, что
течение каждых 5 лет после поверки погрешность индукцион
ных счетчиков в среднем уходит в минус на величину, равную их
классу точности. у бытовых абонентов средний срок службы счет
чиков (класс точности 2,5) составляет не менее 10 лет. за это время
суммарная отрицательная погрешность достигает 5 % от реально
го потребления энергии бытовым сектором. эти оценочные данные
подтверждаются фактическими измерениями. В частности, иссле
дования, проведенные фирмой «казэнергоналадка» [11] для одной
из региональных энергетических компаний, показали, что недоучет
электроэнергии в бытовом секторе находится в диапазоне от 4,8
до 5,1 %.
Все изложенное позволяет оценить суммарный недоучет (метро
логические потери) для сетевых компаний, эксплуатирующих сети
высокого напряжения, средней величиной 0,8 %, а муниципальных
компаний – 4–5 %.
определенный недоучет электроэнергии обусловливается также
наличием у индукционного счетчика порога чувствительности,
представляющего собой минимальное значение тока, при котором
диск счетчика начинает вращаться непрерывно. значения нормиро
ванного ГоСт 6570 порога чувствительности по току для индукци
онных счетчиков различных классов приведены ниже (порог чув
ствительности по активной мощности вычислен при cos
= 0,85):
класс точности счетчика
0,5
1,0
2,0
2,5
порог чувствительности по току, %
0,3
0,4
0,45
1,0
то же, по активной мощности, %
0,25
0,34
0,38
0,85
приведенные данные показывают, что наиболее распростра
ненный индукционный счетчик класса точности 2,5 не учитыва
ет электроэнергию в периоды, когда ее потребление составляет ме
нее 0,85 % номинала счетчика. Мощность, потребляемая многими
устройствами, находящимися в ждущем режиме (радиотелефоны,
факсы, охранная сигнализация и т. п.), не превышает этого значе
ния. Время, в течение которого к сети присоединены только при
боры, потребляющие в сумме не более пороговой мощности, в бы
товых условиях составляет не менее 12 часов в сутки (ночные часы
и отсутствие хозяев в квартире в течение рабочего дня) или 360 часов
в месяц. В этих условиях недоучет электроэнергии за месяц по одному
абоненту в расчете на 10-амперный счетчик составит 220 · 10 · 360 ·
· 0,85/100 = 6,7 кВт·ч. конечно, в настоящее время распространен
ность таких приборов не так высока, чтобы этот недоучет оказался
существенным в целом, однако для абонента, использующего ука
занные приборы и потребляющего в среднем 300 кВт·ч в месяц, это
составляет 2,2 %.
4.1.4. оценка «нормального» недоучета
Может сложиться впечатление, что недоучет энергии обуслов
лен ненормальными условиями работы ик и может быть полностью
устранен приведением учета в порядок. это не так. трансформато
ры тока не могут быть подобраны точно в соответствии с
рабочими
токами присоединений. например, при максимальном токе 240 А
будет установлен тт с номинальным током 300 А, что соответ
ствует его максимальной токовой загрузке 0,8. при числе часов ис
пользования максимальной нагрузки 2600 ч в году (0,3 годового
периода) средняя токовая загрузка такого тт составит 0,8 · 0,3 = 0,24.
и это нормальный режим работы тт. В некоторых случаях (при от
сутствии токоограничивающих реакторов) по условиям динами
ческой устойчивости вместо, например, тт 150 А установлены тт
600 А. они уже по этой причине в нормальных условиях будут за
гружены только на 25 %, а с учетом приведенных выше факторов –
всего на 6 %.
расчеты метрологических потерь для реальных объектов по
казали, что они находятся на уровне 0,8–1,2 % от отпуска электро
энергии потребителям. для расчета «нормального» недоучета все
параметры тт, тн и счетчиков приводились к «идеальным» услови
ям: номинальные токи тт принимались равными рабочим токам
присоединений (с учетом дискретности), потери во вторичных цепях
тн – не более половины класса точности тн, погрешность самого
тн – нулевая, срок службы счетчиков – в середине нормированно
го межповерочного интервала. при этих условиях значения недо
учета уменьшались практически вдвое и составляли от 0,5 до 0,7 %.
эти значения уже не могут быть уменьшены разумными способами
и представляют собой нормальную характеристику системы учета
энергии по объекту в целом.
изложенное позволяет сделать однозначный вывод о том, что
недоучет электроэнергии является объективным свойством си
стемы учета, обусловленным физическими свойствами металлов,
используемых при изготовлении тт и тн, и влиянием срока экс
плуатации на погрешности индукционных счетчиков. недоучет мо
жет быть уменьшен заменой приборов на новые, но не может быть
сведен к нулю. объективность указанного свойства измерительных
устройств подтверждает ситуация, часто наблюдавшаяся в практи
ческих расчетах технических потерь в фидерах 6–10 кВ с отклю
ченными нагрузками, но находящихся под так называемым «охран
ным» напряжением. потребление энергии на
головном участке та
кого фидера физически определяется только потерями холостого
хода трансформаторов и незначительными нагрузочными потерями
от протекания по линиям потерь холостого хода. расчеты же тех
нических потерь в таких фидерах показывали, что они часто в два-
три раза превышали энергию, заданную на головном участке по по
казаниям счетчика. это приводило к обращениям пользователей
программ к разработчикам с указанием на ошибочную работу про
граммы расчета технических потерь. Вместе с тем правильность
расчета потерь холостого хода легко проверяется ручным расчетом.
А их сопоставление с показаниями счетчика показывает, насколько
он занижает действительный расход электроэнергии. что не удиви
тельно при исключительно малом коэффициенте загрузки тт.
Следует отметить и преувеличенное представление об эффек
тивности замены существующих счетчиков на счетчики более вы
сокого класса точности. если, например, тт, тн и счетчик имеют
класс точности 0,5, то суммарная погрешность учета будет равна
1,110,50,50,50,87%
f?++?
. при замене счетчика на счетчик клас
са 0,2 она снизится всего до
222
1,110,50,50,20,81%
f?++?
, не говоря
уже о систематической погрешности тт и тн, которая останется не
изменной. замена счетчиков эффективна в сетях 0,4 кВ, но и
здесь
основным фактором является собственно замена старого счетчика
на новый, который не имеет проявляющуюся с годами системати
ческую погрешность недоучета, а не повышение класса точности
счетчика. повышение класса с 2,5 до 2,0 практически не сказывает
ся на недоучете электроэнергии.
на основании имеющихся ограниченных данных о погрешно
стях тт, тн и счетчиков получены зависимости погрешностей, ис
пользование которых в практических расчетах позволяет оценить
минимальный (практически гарантированный) уровень метрологи
ческих потерь в сетях поставщика электроэнергии.
Формулы для оценки систематических погрешностей тт мо
гут быть представлены линейными зависимостями, аппроксимиру
ющими их минимальные значения из приведенных в табл. 4.3, %:
для тт с номинальным током
1000 А:
при
тт
0,05
тт
= 30 (
тт
– 0,0833)
тт
(4.9)
при 0,05 <
тт
0,2
тт
= 3,3333 (
тт
– 0,35)
тт
(4.10)
при
тт
> 0,2
тт
= 0,625 (
тт
– 1)
тт
(4.11)
для тт с номинальным током
более 1000 А во всем диапазоне
тт
*+
тттт
625
∆?d/
(4.12)
по мере накопления данных эти зависимости, скорее всего, бу
дут испытывать тенденцию к увеличению расчетных значений не
доучета. например, измерения погрешностей тт в оАо «орелэнер
го» [12] показали, что они в 1,5–2 раза выше значений, рассчитанных
по приведенным формулам. однако в силу ограниченности данных
льшие значения погрешностей пока не могут быть подтверждены
для использования в качестве средних значений.
для сопоставления формул (4.10) и (4.11) с формулами, приве
денными в табл. 4.3, подставим в формулы (4.10) и (4.11)
тт
= 0,5.
при этом они приобретут вид:
тт
= (–0,58 + 1,67
тт
);
(4.10а)
тт
= (–0,31 + 0,31
тт
).
(4.11а)
Сопоставление показывает, что формулы (4.10а) и (4.11а) пред
ставляют собой весьма осторожную оценку систематических по
грешностей тт. В частности, при
тт
= 0,2 погрешность, опреде
ленная по формулам (4.10а) и (4.11а), составляет –0,25 %, в то время
как средняя токовая погрешность для представительного количе
ства тт (31 шт., табл. 4.1 и 4.2) при
тт
= 0,2 составляет –1 %, а с уче
том компенсирующего действия угловой погрешности –0,65 %.
Систематическая погрешность тн с учетом потерь напряжения
в соединительных проводах, как указывалось ранее, в практических
расчетах может быть принята равной половине класса точности тн,
а систематическая погрешность индукционных счетчиков опреде
лена по формуле, %:
сч
= –0,2
сч
(4.13)
где
– срок службы счетчиков после последней поверки.
для электронных счетчиков, в силу отсутствия в настоящее вре
мя опубликованных данных об их режимных и временны
х погреш
ностях, приходится принимать
= 0.
при определении нормативного недоучета электроэнергии в сети
(нормативных метрологических потерь), значение
в формуле (4.13)
для конкретной точки учета не должно превышать нормативного
межповерочного интервала: 8 лет для трехфазного счетчика и 16 лет
для однофазного. при использовании формулы (4.13) для опреде
ления суммарного недоучета в сети с большим количеством счетчи
ков необходимо использовать среднее значение
, равное поло
вине нормативного межповерочного интервала. В этом случае сум
марный недоучет отпуска электроэнергии бытовым потребителям
составит 4 % при
= 2,5, и 3,2 % при
= 2,0. как следует из со
поставления этих цифр с описанными выше результатами исследо
ваний фактических погрешностей счетчиков, формула (4.13) также
предполагает осторожную оценку недоучета.
на основе изложенного материала интересно оценить правиль
ность методик, приведенных в нормативных документах. допусти
мый небаланс электроэнергии по объекту в соответствии с [7] рас
считывается как среднеквадратическая погрешность приборов уче
та. Систематическая составляющая погрешности не учитывается.
это допустимо для цели, на которую была направлена прежняя ре
дакция данной инструкции
[13] – проверка правильности подклю
чения приборов учета на территориально сосредоточенном объек
те, потери электроэнергии на котором имеют только техническую
составляющую (подстанция, ру электростанции). инструкция [13]
ограничивалась только этими объектами. если небаланс электро
энергии на таком
объекте не превышает допустимую погрешность,
можно считать схему подключения приборов учета правильной.
Метрологические характеристики приборов, установленных на вхо
де и на выходе такого объекта, как правило, различаются незначи
тельно, поэтому разница практически одинаковых систематических
погрешностей учета поступления и отпуска энергии близка к нулю.
Аналогичная ситуация характерна и для сетей высокого напряже
ния (220–750 кВ), поступление и отпуск энергии в которых фикси
руется системами учета приблизительно одинакового класса, рабо
тающими в приблизительно одинаковых условиях. поэтому, несмотря
на теоретическую правильность учета систематических погреш
ностей средств измерения при определении допустимых небалан
сов на любых объектах, их неучет при определении допустимых не
балансов на подстанциях, а также нормативных потерь в сетях
Федеральной сетевой компании можно в какой-то мере признать
допустимым.
В электрических сетях распределительных сетевых компаний
(рСк), поступление энергии в которые фиксируется приборами
высокого класса точности и регулярно обслуживаемыми, а отпуск
энергии (преимущественно потребителям 6–10 и 0,4 кВ) – прибо
рами гораздо более низкого класса точности, проверяемыми менее
часто, неучет систематических погрешностей приводит к неправиль
ному представлению о структуре фактических потерь.
первая попытка учета систематических погрешностей (обуслов
ленных только потерями напряжения в соединительных проводах)
была предпринята в [14]. она получила развитие в работе [15], в кото
рой была также предложена формула для расчета случайной погреш
ности учета по районам (рэС) и предприятиям (пэС) электрических
сетей, Ао-энерго. к сожалению, авторами [7] была использована
только последняя формула без учета систематической погрешности.
дальнейшие исследования [16–18] показали, что преимуществен
но отрицательные систематические погрешности характерны для всех
элементов ик. их игнорирование не
позволяет учесть объектив
ное влияние системы учета на фактические потери. для примера
в табл. 4.4 и 4.5 приведены результаты расчета по [7] допустимых не
балансов электроэнергии в сетях крупной сетевой компании и ком
мунальной сети одного из городов россии. параметры элементов ик
и погрешности точек учета в сетях различных напряжений, опре
деленные по формуле (4.1), приведены ниже:
500 кВ: тт, тн – класс 0,5, счетчики – класс 0,2.
222
1,110,50,50,20,81%
f?++?
110–220 кВ: тт, тн – класс 0,5, счетчики – класс 0,5.
1,110,50,50,50,97%
f?++?
6–35 кВ: тт, тн – класс 0,5, счетчики – класс 2,0.
222
1,110,50,52,02,36%
f?++?
0,4 кВ: счетчики – класс 2,5.
= 1,1 · 2,5 = 2,8 %.
Суммарная погрешность системы учета электроэнергии (корень
квадратный из суммы квадратов вкладов точек учета) для круп
ной сетевой компании составляет ±0,205 %, а для муниципальной
сети – ±0,221 %. это вместо оцененных выше реальных недоучетов
0,8 % и 4–5 %, соответственно.
из приведенных расчетов следует, что для объектов с большим
числом точек учета по формулам инструкции [7] невозможно оправ
дать небаланс более 0,25 % отпуска электроэнергии в сеть. Следует
также иметь в виду, что по этим формулам определяется не значение
недоучета электроэнергии, а
гзЯоЯжнм
случайной составляющей по
грешности (±0,25 %), который следует трактовать и как возможный
недоучет, и как переучет на 0,25 %. В связи с этим возникает вопрос
о правомерности использования лишь одной его
границы при обо
сновании норматива потерь. если следовать этой логике, то и техни
ческие потери следует включать в норматив значением, увеличен
ным на погрешность их расчета.
Систематическая же погрешность является математическим ожи
данием случайной величины и при ее отрицательном значении пред
ставляет собой наиболее вероятное значение именно недоучета.
она рассчитывается не вместо случайной составляющей, а допол
нительно к ней. если, например, систематическая погрешность
таблица 4.4
расчет допустимого небаланса для крупной сетевой компании
п/п
наименование
группы точек учета
энергия, прошедшая
через группу точек
учета, млн кВт·ч
доля от суммарного
поступления
энергии в сеть
число
точек
учета
погрешность
одной точки
учета, %
Вклад группы точек
учета в суммарную
погрешность, %
онрстокдмзд ькдйспньмдпвзз б рдсы
пС-500 № 1
1775
0,191
0,81
0,109
пС-500 № 2
1600
0,173
0,81
0,099
Ао-энерго № 1 (220 кВ)
1300
0,140
0,97
0,095
тэц № 1 (220 кВ)
200
0,022
0,97
0,016
Ао-энерго № 1 (110 кВ)
0,008
0,97
0,006
Ао-энерго № 2 (110 кВ)
120
0,013
0,97
0,009
тэц № 2, 3, 4 (110 кВ)
3300
0,356
0,97
0,081
тэц № 6 (110 кВ)
880
0,095
0,97
0,032
блок-станции (6–35 кВ)
0,002
2,36
0,001
Всего, поступление
9275
1,0
нсотрй ькдйспньмдпвзз зж рдсз
Ао-энерго № 2 (220 кВ)
700
0,075
0,97
0,030
Ао-энерго № 3 (110 кВ)
175
0,019
0,97
0,013
потребители (220 кВ)
1427
0,154
0,97
0,037
потребители (110 кВ)
1940
0,209
0,97
0,030
п/п
наименование
группы точек учета
энергия, прошедшая
через группу точек
учета, млн кВт·ч
доля от суммарного
поступления
энергии в сеть
число
точек
учета
погрешность
одной точки
учета, %
Вклад группы точек
учета в суммарную
погрешность, %
потребители (6–35 кВ)
2340
0,252
844
2,36
0,020
потребители (0,4 кВ)
1517
0,166
928 000
2,8
Всего, отпуск
8099
0,875
потери в сетях
1176
0,125
таблица 4.5
расчет допустимого небаланса для муниципальной сети
п/п
наименование
группы точек учета
энергия, прошедшая
через группу точек
учета, млн кВт·ч
доля
от суммарного
поступления в сеть
число
точек
учета
погрешность
одной точки
учета, %
Вклад группы точек
учета в суммарную
погрешность, %
онрстокдмзд ькдйспньмдпвзз б рдсы
от пяти пС Ао-энерго
127,3
1,0
0,97
0,216
нсотрй ькдйспньмдпвзз зж рдсз
потребители 10 кВ
9,4
0,074
2,36
0,043
потребители 0,4 кВ
103,6
0,814
72 000
2,8
0,009
Всего, отпуск
113,0
0,888
потери в сетях
14,3
0,112
окончание табл. 4.4
составляет –1 %, а случайная ±0,25 %, то значение фактического
недоучета электроэнергии находится в диапазоне от 0,75 до 1,25 %.
использование в нормативе потерь его наиболее вероятного сред
него значения также правомерно, как и расчетного значения техни
ческих потерь, которое тоже является средним значением.
4.2. коммерческие потери
коммерческие потери обусловлены двумя основными причи
нами: хищениями электроэнергии потребителями и недостатками
в организации контроля за ее потреблением и оплатой. эти потери
представляют собой плохо формализуемую часть общих потерь, так
как определяются в основном социальными и организационными
факторами.
Влияние на коммерческие потери способов определения полез
ного отпуска обусловлено следующими факторами:
оценка некоторой части полезного отпуска (обычно на вре
менных присоединениях) не по показаниям счетчиков, а расчет
ным путем;
неодновременное снятие показаний счетчиков;
ошибки в банковских операциях и др.
неодновременное снятие показаний счетчиков может существен
но исказить помесячные значения потерь, но в годовом их значении
практически компенсируется. поэтому при определении месячных
нормативных потерь, устанавливаемых в качестве плановых зада
ний персоналу, приходится корректировать их значения на величи
ну сложившейся динамики переноса части потерь между месяцами.
при этом сумма месячных корректировок по году должна быть рав
на нулю.
уровень коммерческих потерь зависит также от качества контро
ля за потреблением и уменьшается при осуществлении следующих
мероприятий:
«привязка» всех абонентов к конкретным подстанциям с по
мощью идентификационных кодов в платежных документах;
обеспечение наличия счетчиков технического учета на голов
ных участках радиальных линий всех классов напряжения (вплоть
до 0,4 кВ, если имеются возможности организовать их нормальную
эксплуатацию). это позволяет определять степень соответствия элек
троэнергии, отпущенной в данную сеть и оплаченной присоеди
ненными к ней потребителями, и на основе этого выявлять кон
кретные участки сети с повышенными коммерческими потерями;
оснащение инспекторов специальными приборами, позволяющи
ми выявлять несоответствие между токовой нагрузкой присоедине
ния и платой за электроэнергию;
обеспечение достаточной численности и эффективная органи
зация работы инспекторов.
Существенным фактором является уровень покупательной спо
собности и менталитет населения в регионе. известно, что уровень
коммерческих потерь выше в тех странах, где уровень жизни не
высок. В одной из аргентинских энергетических компаний, снаб
жающих электроэнергией северные кварталы г. буэнос-Айреса, по
тери электроэнергии в 1992 г. превышали 30 % [19]. Французские
специалисты, проводившие анализ ситуации и разработку рекомен
даций по снижению потерь после последовавшей в 1992 г. прива
тизации компании, отмечали, что в бедных кварталах имеет место
коллективный тип поведения, при котором хищения электроэнер
гии не считаются зазорными. более того, в таких кварталах появи
лись консультанты, которые за деньги обучали жителей способам
хищений. Выявлены и случаи соучастия в мошенничестве работ
ников самой энергоснабжающей организации, в том числе и из чис
ла руководящих кадров.
для проведения работ по снижению коммерческих потерь было
привлечено более 1000 работников (при штате фирмы 3512 чело
век!). за пять лет было проинспектировано около 1 млн счетчиков.
более 300 тыс. абонентов переведено на принудительную выписку
счетов. принято решение прекращать электроснабжение абонента по
сле неоплаты им одного счета. уволено более 60 работников энерго-
снабжающей организации, замешанных в мошенничестве. Все эти
меры позволили в течение пяти лет снизить потери до 11,7 %.
уровень жизни населения россии в настоящее время не позво
ляет считать, что отмеченные причины коммерческих потерь у нас
отсутствуют. Величину этих потерь в энергосистемах россии в це
лом можно оценить на основе сопоставления динамики изменения
отпуска электроэнергии в сеть и отчетных потерь за многолетний
период.
В течение 20 лет (1971–1990 гг.) отчетные потери в сетях Минэнер
го СССр находились на уровне 9 % от отпуска электроэнергии в сеть,
из которых 2,25 % составляли постоянные потери, а 6,75 % – на
грузочные. Можно считать, что доля коммерческих потерь в отчет
ных потерях была пренебрежимо мала, так как в то время не суще
ствовало социальных условий для массовых хищений энергии бы
товыми абонентами, а хищения промышленными предприятиями
вообще не имели смысла, поскольку средства на оплату электроэнер
гии выделялись централизованно.
потребление энергии в 2007 г. составило около 80 % уровня
1990 г., то есть уменьшилось в 1,25 раза. Абсолютное значение на
грузочных потерь при этом должно снизится в 1,25
= 1,6 раза. Абсо
лютное значение постоянных потерь не изменилось. если
учесть
повышение напряжения в сетях, вызванное падением нагрузок (в сред
нем на 5,0 %), то нагрузочные потери снизились еще в 1,1 раза (всего
в 1,6 · 1,1 = 1,7 раза), а постоянные потери возросли в 1,1 раза. В про
центном отношении к упавшим в 1,25 раза нагрузкам нагрузочные
потери должны уменьшится в 1,7 / 1,25 = 1,4 раза и стать равными
6,75 / 1,4 = 4,8 %, а потери холостого хода возрасти до 2,25 · 1,1 · 1,25 =
= 3,1 %. Суммарные технические потери в этих условиях должны
составить 4,8 + 3,1 = 7,9 %.
Снижение отчетных потерь при падении потребления электро-
энергии наблюдалось в первые годы перестройки: например, в 1991 г.
отчетные потери упали с 9 до 8,5 %, так как их динамика определя
лась в основном описанными выше физическими факторами, а объ
ем хищений в эти годы был еще традиционно мал.
В 2007 г. потери составили около 12 % вместо физически объяс
нимых 7,9 %, то есть оказались выше на 4,1 %. В соответствии с от
четностью 90 % суммарных потерь приходятся на сети региональных
и муниципальных сетевых компаний, а 10 % – на сети Федераль
ной сетевой компании. таким образом, потери в сетях региональных
и муниципальных компаний составляют 12 · 0,9 = 10,8 %. очевид
но, что коммерческие потери следует отнести именно к таким сетям,
где их доля в структуре составит (4,1 / 10,8)
100 = 38 %.
применение описанного метода позволяет оценить уровень
коммерческих потерь и в конкретной энергоснабжающей организа
ции. при этом следует учитывать, что он исходит из неизменной
структуры сетей и порядка учета потерь. при их изменении (напри
мер, при учете потерь в коммунальных сетях в составе потерь регио
нальной сетевой компании) отчетные потери этой компании увели
чиваются. так как в рассматриваемый период в энергетике проис
ходили известные структурные изменения (ликвидация колхозов,
при которой большая часть потерь в сельских сетях 6–20 кВ по
пала в отчетные потери региональной сетевой компании, и измене
ние порядка учета потерь в ряде коммунальных сетей), доля ком
мерческих потерь в электрических сетях россии в целом окажется
несколько ниже приведенных цифр. их корректировка может быть
проведена на основе анализа конкретных условий.
4.3. допустимые небалансы электроэнергии
4.3.1. общие положения
как было отмечено выше, эксплуатируемые в настоящее время
ик работают в ненормативных условиях, в связи с чем их реальные
погрешности существенно выше погрешностей, соответствующих
классам точности. термин «допустимый» в этих условиях неодно
значен: в существующих условиях технически допустимо повышен
ное значение небаланса, а после приведения системы учета электро
энергии к норме – более низкое. поэтому в качестве допустимых
небалансов целесообразно использовать два понятия (см. п. 1.4):
технически допустимый небаланс (тдн), соответствующий реаль
ным условиям работы приборов учета, и нормативный допустимый
небаланс (ндн), соответствующий «идеальным» параметрам и ре
жимам работы измерительных устройств.
Систематическую составляющую небаланса электроэнергии
в абсолютных единицах определяют по формуле
н. э
д. ком
100100
WWWW
∆?/+∆
(4.14)
где
систематические (инструментальные) погрешности ик,
фиксирующих соответственно отпуск
и поступление
энергии, взятые с обратным знаком (допустимая от
рицательная инструментальная погрешность соответ
ствует в формуле (4.14) допустимому небалансу, выража
емому положительным числом), %;
число точек учета отпуска энергии;
то же, поступления энергии;
д. ком
временно допустимые коммерческие потери.
при расчете небалансов для объектов, не производящих отпуск
электроэнергии из сетей 0,4 кВ бытовым абонентам, коммерческие
потери не могут иметь допустимого значения. известно, что хи
щения электроэнергии могут иметь место и у абонентов – юриди
ческих лиц. однако считать какую-то их часть допустимыми труд
но, контроль за такими потребителями целиком лежит на постав
щике электроэнергии.
Выражение (4.14) без последнего слагаемого представляет собой
систематическую составляющую инструментальной погрешности
системы учета электроэнергии на объекте (среднее значение недо
учета). точки учета с одинаковыми значениями
или
могут рас
сматриваться в (4.14) как одна точка с суммарным потреблением
энергии.
расчет небалансов проще и нагляднее делать в абсолютных
единицах – нет необходимости вначале определять доли от суммар
ного отпуска электроэнергии, отпущенной по каждой точке учета,
как это принято в нормативном документе [7] , а затем подставлять
их в формулу для расчета небаланса в процентах. отнести впослед
ствии абсолютные единицы к любой величине для расчета про
цента не представляет сложности.
Систематическую погрешность метода расчета технических по
терь обычно учитывают в виде поправочных коэффициентов не
посредственно в формулах расчета потерь (см. гл. 2), поэтому в фор
муле (4.14) она отсутствует.
Случайную составляющую небалансов в абсолютных единицах
определяют по формуле
н. э
100100
WWW
ою
f?±
+∆
пЯ
ра
(4.15)
где
случайная погрешность
-го ик, %;
расчетное значение технических потерь;
случайная погрешность метода расчета технических потерь, %.
точки учета с одинаковыми значениями
и приблизительно
одинаковым потреблением
(например, бытовые абоненты или не
большие предприятия, потребление каждого из которых не превы
шает 1 % суммарного потребления) могут объединяться в группы
с указанием суммарного потребления энергии. при этом в знаме
натель слагаемого
формулы (4.15), относящегося к этой группе, вво
дится дополнительный сомножитель
, где
– число точек, объ
единенных в группу.
4.3.2. нормативные условия работы приборов
если нормальным условием работы тт считать равенство его
номинального тока фактическому значению максимального тока
присоединения, то есть
тт макс
= 1, то
тт ср
=
. по формуле (4.3)
учетом формулы (2.17), получим
тт экв
= (1 + 2
3. однако дис
кретность шкалы номинальных токов тт не позволяет так точно
подобрать этот коэффициент. поэтому нормативные значение
тт
тт
определяют при эквивалентном коэффициенте токовой за
грузки тт
ттэкв.норшк
d?d
(4.16)
где

коэффициент, учитывающий дискретность шкалы номи
нальных токов тт (его типовое значение равно 0,8).
нормативное значение коэффициента загрузки вторичной цепи
тн соответствует
2тн
= 1, а потерь напряжения в ней – половине
класса точности тн. значение срока службы электросчетчиков, ис
пользуемое при расчете нормативной погрешности системы учета,
зависит от количества приборов в группе. поясним это положение.
если проводится расчет погрешности по большому объекту, не
больших потребителей обычно объединяют в одну группу, указывая
общее количество точек учета и суммарную потребляемую энергию.
число бытовых абонентов может исчисляться десятками, а иногда
и сотнями тысяч. принятие для такой группы в качестве срока
службы после последней поверки нормированного межповерочного
интервала, равного 16 годам, означает, что предприятие, обеспечи
вающее поверку и замену счетчиков, один раз в 16 лет поверяет
весь этот объем счетчиков, а 15 лет стоит без работы. на самом деле
предприятие должно ежегодно поверять в среднем 1/16 часть обще
го числа счетчиков, осуществляя за 16 лет полный цикл. поэтому
нормальное значение среднего срока службы после последней по
верки для большой группы счетчиков соответствует половине нор
мированного межповерочного интервала.
В то же время для конкретного счетчика на предприятии, учи
тываемого отдельным слагаемым в формулах (4.14) и (4.15), нор
мальной считается ситуация, при которой его срок службы после
последней поверки не превысил нормированного межповерочного
интервала. Между этими двумя крайними случаями располагается
целый ряд промежуточных вариантов (число объединенных в груп
пу точек учета не сотни, но и не одна), в которых нормальное зна
чение срока службы счетчика после последней поверки расположе
но в диапазоне от половины нормированного межповерочного ин
тервала до его полного значения. для оценки нормального значения
этого срока можно использовать следующие рекомендации.
при числе счетчиков до пяти нормальной считается ситуация,
когда их срок службы после последней поверки не превышает нор
мированного межповерочного интервала
мп
, при числе счетчиков
более пятидесяти – половины нормированного межповерочного
интервала (приведенные цифры носят экспертный характер и могут
уточняться). если число счетчиков находится внутри данного диа
пазона, нормальным можно считать срок службы группы счетчиков,
определяемый линейной зависимостью между
мп
и 0,5
мп
слнорммп
ою
пЯ
ра
(4.17)
где
– число счетчиков в группе.
4.3.3. расчет суммарного небаланса электроэнергии
в группе объектов
В практических расчетах допустимых потерь, обусловленных
погрешностями учета, или допустимых небалансов электроэнергии
на объектах возникают вопросы определения суммарного небаланса
по объединенному объекту (сетевой организации в целом) на основе
предварительно рассчитанных небалансов по частям объекта (пэС).
иногда возникает обратная задача – распределения рассчитанного
суммарного небаланса по пэС.
как уже было сказано, погрешности системы учета характери
зуются средним значением и размахом отклонений от среднего зна
чения. Среднее значение суммы независимых слагаемых равно сум
ме средних значений, а размах отклонений суммарной величины
от ее среднего значения – корню квадратному из суммы квадратов
размахов
отклонений слагаемых. если, например, погрешности си
стемы учета на каждом объекте в абсолютных единицах имеют оди
наковые средние значения, равные, например, 100 тыс. кВт
ч, и раз
махи отклонений, равные 20 тыс. кВт
ч, то суммарная системати
ческая погрешность учета на двух объектах будет равна сумме
систематических погрешностей, то есть 200 тыс. кВт
ч, а размах
отклонений суммарной величины –
*+
202028
±+?±
тыс. кВт
а не 40 тыс. кВт
ч.
приведенный пример относится к объектам, электрически не свя
занным друг с другом. при этом слагаемые независимы. В действи
тельности между пэС существуют линии связи, на которых уста
новлены приборы учета. для одного пэС они фиксируют отпуск
электроэнергии с объекта, для другого – поступление на объект.
такие приборы участвуют своими характеристиками в определении
допустимых погрешностей учета на каждом объекте. для объеди
ненного объекта точки учета на линиях связи являются внутренни
ми точками учета, не формирующими ни отпуск, ни поступление
энергии на объединенный объект, и потому должны быть исклю
чены из расчета. если массивы исходных данных о
точках учета
двух пэС соединены в один массив формально (без исключения
из суммарного массива внутренних связей), то систематическая по
грешность учета для объединенного объекта будет определена пра
вильно, так как погрешность учета по каждой связи попадет в сум
марный массив дважды: из одного пэС со знаком плюс (недоучет
отпуска), а из другого пэС – со знаком минус (недоучет посту
пления); эти погрешности скомпенсируют друг друга. что касает
ся размаха отклонений, то его значение будет несколько завышено
(в сумму квадратов попадут два ненужных слагаемых). поэтому
систематическую погрешность объединенного объекта можно опре
делить как сумму систематических погрешностей, рассчитанных
для каждого пэС в отдельности. правильно же распределить
меж
ду пэС систематическую погрешность нельзя, так как из расчета
выпадают точки учета на связях пэС. необходим индивидуальный
расчет для каждого пэС с
включением характеристик приборов
учета на внутренних связях объединенного объекта, являющихся
для каждого пэС внешними связями. общее правило: зная систе
матические погрешности для каждого пэС, правильно определить
погрешность для объединенного объекта можно, а зная суммарную
погрешность для объединенного объекта, правильно распределить
ее нельзя.
численные примеры расчета недоучета электроэнергии для от
дельных объектов и их объединения приведены в п. 4.3.5.
4.3.4. распределение суммарного недоучета
по напряжениям сетей, входящих в объект
Существующая процедура установления тарифов предусматри
вает их дифференциацию по четырем группам номинальных напря
жений. это обусловливает необходимость определения всех состав
ляющих потерь по сетям каждого напряжения отдельно. для техни
ческих потерь и расхода на Сн подстанций это не вызывает проблем,
так как в конкретный расчет включаются элементы сети нужных
номинальных напряжений, суммарные потери всегда определяют
как сумму отдельно рассчитанных составляющих и задачи распре
деления между напряжениями каких-то суммарных потерь не су
ществует. Следует лишь помнить, что расход на Сн подстанции
должен включаться в потери сети высокого напряжения подстанции.
к этой же сети относится и полезный отпуск электроэнергии по
требителям с шин любого напряжения подстанции, так как он обу
славливает потери только в сети высокого напряжения. недоучет же
электроэнергии определяют для всего объекта в целом на основе
данных о точках
йнллдпцдрйнвн
отпуска электроэнергии, которые
расположены в сетях всех напряжений.
недоучет электроэнергии может быть определен только для
замкнутого объекта, то есть для объекта, в котором все поступление
и отпуск электроэнергии фиксируются в точках учета. Все эти точки
находятся на связях с внешними объектами (внешние точки учета).
на практике далеко не вся электроэнергия, поступающая в сеть
определенного напряжения, отпускается из нее непосредственно
потребителям. большая ее часть передается в свои же сети более низ
ких напряжений, и если даже на их границах есть приборы учета,
они не должны включаться в расчет недоучета электроэнергии по ор
ганизации в целом, так как являются внутренними точками учета.
Все их погрешности никак не влияют на общий недоучет, опреде
ляемый только внешними точками учета. В
сети 110 кВ могут при
сутствовать только точки коммерческого учета поступления электро
энергии (потребители на этом напряжении могут отсутствовать),
а в сетях 0,4 кВ – только точки коммерческого учета отпуска элек
троэнергии. В результате система коммерческого учета на любом на
пряжении практически всегда оказывается разомкнутой: не вся по
ступающая и отпускаемая энергия проходит через точки коммерче
ского учета.
основная электроэнергия поступает на объект, как правило, че
рез сети высокого напряжения, например, 110 кВ. полезный отпуск
непосредственно из этой сети мал, основная часть электроэнергии
передается в сети более низких напряжений и уже из них отпуска
ется потребителям. представим себе, что в сеть 110 кВ поступает
100 единиц электроэнергии, отпускается потребителям непосред
ственно из этой сети 20 единиц, а остальная энергия (за вычетом
технических потерь и расхода на Сн подстанций, составляющих,
например, 5 единиц) отпускается в сети более низких напряжений.
В расчете суммарного недоучета по сетям всех напряжений могут
присутствовать только точки учета ста единиц поступления и двад
цати единиц отпуска электроэнергии из этой сети. если недоучет
на поступлении (для организации в целом это переучет) составит
0,5 %, а недоучет на отпуске – 1 %, то в абсолютных единицах это
составит 0,5 единиц на поступлении и 0,2 единицы на отпуске.
Суммарный недоучет по коммерческим точкам учета в сети 110 кВ
составит 0,2 – 0,5 = –0,3 единицы, то есть он является переучетом.
при этом 75 единиц электроэнергии, отпускаемой в сети более низ
ких напряжений, не приводят к какому-либо недоучету для орга
низации в целом, так как отпускаются в свои сети. недоучет такой
энергии образуется впоследствии в тех точках учета, которые будут
фиксировать непосредственный отпуск потребителям.
если рассчитан суммарный недоучет по объекту, например,
130 млн кВт·ч, и при этом точки коммерческого учета в сети 110 кВ
показали в сумме переучет 20 млн кВт·ч, а в сетях более низких на
пряжений – недоучет 150 млн кВт·ч, то теоретически правильно
в балансе потерь в сети 110 кВ указать метрологические потери ми
нус 20 млн кВт·ч, а в сетях более низких напряжений – 150 млн кВт·ч.
это правильно, но вы потеряете много сил, объясняя неспециалистам
суть этого минуса.
из изложенного выше ясно, что теоретически правильных спо
собов распределения по составляющим (как по подразделениям, так
и по напряжениям) недоучета, рассчитанного для объекта в целом,
не существует. для систематической погрешности это объясняется
отпуском части электроэнергии из рассматриваемой части сети (от
дельного подразделения или отдельного напряжения) не через ком
мерческие точки учета (в другие свои сети), а для случайной погреш
ности дополнительно и принципиальной невозможностью распре
деления
йбЯгпЯсзцмни
величины по
Япзулдсзцдрйнлт
принципу.
нельзя, но надо. приходится выкручиваться. например, можно
разнести суммарный недоучет 130 млн кВт·ч по напряжениям про
порционально величинам, определенным тем или иным способом
в этом случае везде будут положительные значения недоучета. Во
прос в том, пропорционально каким величинам производить такое
распределение.
Можно разнести суммарный недоучет пропорционально
рстокдмзэ
электроэнергии в сеть каждого напряжения. например,
общее поступление электроэнергии в сети объекта осуществляет
ся на напряжении 110 кВ и составляет 1000 млн кВт·ч, из которых
200 млн кВт·ч отпускается из этой сети непосредственно потреби
телям, 50 млн кВт·ч составляют технические потери, а остальные
750 млн кВт·ч отпускаются в сети более низких напряжений (150 млн
кВт·ч в сети 35 кВ и 600 млн кВт·ч в сети 10 кВ). из сети 35 кВ, в свою
очередь, 50 млн кВт·ч отпускается непосредственно потребителям,
3 млн кВт·ч составляют технические потери, а 97 млн кВт·ч идет
в сети 10 кВ (итого поступление электроэнергии в сети 10 кВ состав
ляет 600 + 97 = 697 млн кВт·ч). и, наконец, при технических потерях
в сетях 10 кВ, равных 37 млн кВт·ч, и отпуске из этой сети непосред
ственно потребителям 240 млн кВт·ч, отпуск в сети 0,4 кВ соста
вит 697 – 37 – 240 = 420 млн кВт·ч. при технических потерях в этих
сетях 60 млн кВт·ч отпуск потребителям составит 360 млн кВт·ч.
разнесение суммарного недоучета, равного 130 млн кВт·ч, про
порционально поступлению электроэнергии в сеть каждого на
пряжения означает, что сначала определяют сумму поступлений
во все сети: 1000 + 150 + 697 + 420 = 2267 млн кВт·ч (которая никако
го отношения к реальному поступлению в сеть в целом не имеет),
а затем определяют долю недоучета, относимого на сеть 110 кВ:
130
·
1000/2267 = 57,3 млн кВт·ч, на сеть 35 кВ – 130
150/2267 = 8,6 млн
кВт·ч, на сеть 10 кВ – 130
697/2267 = 40 млн кВт·ч и
на
сеть 0,4 кВ –
130
420/2267 = 24,1 млн кВт·ч. Все недоучеты получились положи
тельными, их сумма составляет нужные 130 млн. кВт·ч, цель до
стигнута. хотя логики в этом мало. В этом случае наибольшую от
носительную добавку метрологических потерь (% на кВт·ч) получит
тариф на напряжении 110 кВ, что как раз неправильно.
основной недоучет в наибольшей степени приходится на сети,
из которых, во-первых, наибольшее количество электроэнергии от
пускается потребителям, а во-вторых, системы учета которых име
ют худшие характеристики. Можно осуществить распределение про
порционально
онкджмнлт нсотрйт
электроэнергии потребителям
из сети каждого напряжения. В данном примере сумма отпусков со
ставляет 200 + 50 + 240 + 360 = 850 млн кВт·ч. это реальная величи
на, так как из 1000 млн кВт·ч, поступающих на объект, 50 + 3 + 37 +
+ 60 = 150 млн кВт·ч составляют технические потери в сетях.
доля недоучета, относимого на сеть 110 кВ, в этом случае со
ставляет 130
200/850 = 30,6 млн кВт·ч, на сеть 35 кВ – 130
50/850 =
= 7,6 млн кВт·ч, на сеть 10 кВ – 130
240/850 = 36,7 млн кВт·ч
на
сеть 0,4 кВ – 130
360/850 = 55,1 млн кВт·ч. Суммарный не
доучет равен 130 млн. кВт·ч. цель опять достигнута. чуть больше
логики, так как распределение недоучета сместилось в сети с бо
шим отпуском электроэнергии потребителям.
однако в этом случае каждый кВт·ч, независимо от напряже
ния, получит в тарифе одинаковую относительную добавку метро
логических потерь (% на кВт·ч), что было бы правильным при оди
наковых точностях коммерческих систем учета на всех напряже
ниях. так как в сетях низкого напряжения параметры систем учета
существенно ниже, чем в сетях более высоких напряжений, то наи
больший относительный недоучет приходится на сети 0,4 кВ и энер
гия, отпускаемая из этих сетей, должна получить наибольшую до
бавку метрологических потерь на отпущенный кВт·ч.
Суммарная случайная погрешность всех точек учета увеличива
ется при снижении классов точности приборов и снижается при уве
личении их числа (а их число максимально именно в сетях низких
напряжений). поэтому при понимании недоучета как воздействия
только случайных погрешностей, можно утверждать, что в сетях
0,4 кВ погрешности учета пренебрежимо малы (см. п. 4.1.1 и табл. 4.4
и 4.5). С этим трудно согласиться. Специалистам, которые настаива
ют на учете только случайных погрешностей, ничего не остается
они обязаны утверждать, что в сетях 0,4 кВ погрешностей учета
практически не существует.
Возвращаясь к распределению суммарного недоучета электроэнер
гии между сетями различных напряжений, можно сказать, что раз
этого принципиально нельзя сделать теоретически верно, но надо
сделать, причем так, чтобы все составляющие были положительными
и равны в сумме рассчитанной для объекта в целом величине, то наи
более логичной из всех теоретически неверных процедур является
их распределение пропорционально систематическим погрешностям
учета. такой подход принят в программе рАпу-ст – единственной
программе, рассчитывающей систематические погрешности.
4.3.5. примеры расчета погрешностей учета
и небалансов электроэнергии
проиллюстрируем порядок расчета погрешностей учета и не
балансов электроэнергии на примере двух пэС, поступление и от
пуск электроэнергии в которых в апреле расчетного года (д = 30)
приведены на рис. 4.3.
поступление электроэнергии в каждое пэС фиксируется на на
пряжении 110 кВ в 10 точках учета. поступление электроэнергии
через каждую точку учета – 10 млн кВт·ч. при этом пэС-2 получа
ет 8 млн кВт·ч от внешних поставщиков, а 2 млн кВт·ч – из пэС-1.
Все точки учета имеют одинаковые (для простоты) характеристи
ки: классы точности тт, тн и счетчиков
тт
=
=
= 0,5. но
минальные параметры тт:
= 110 кВ,
= 150 А. Счетчики
электронные. характеристики графиков нагрузки присоединений:
= 0,7;
= 1,14.
отпуск электроэнергии собственным потребителям производит
ся на напряжении 10 кВ и фиксируется в 350 точках учета в пэС-1
и в 435 точках учета в пэС-2 с одинаковым отпуском по 200 тыс.
кВт·ч. каждая точка учета имеет следующие характеристики: клас
сы точности тт, тн и счетчиков
тт
=
=
= 1,0. номиналь
ные параметры тт:
= 10 кВ,
= 100 А. Счетчики индукци
онные, трехфазные, средний срок службы после последней повер
ки
= 4 года. характеристики графиков нагрузки присоединений:
= 0,4;
= 1,5.
коэффициенты реактивной мощности примем одинаковыми
по всем точкам учета: tg
= 0,6. В связи с тем, что отпуск электро
энергии из сетей 0,4 кВ не производится, временно допустимые ком
мерческие потери
д. ком
= 0.
Фактические потери электроэнергии в сети составляют 10 млн
кВт·ч в пэС-1 (10 %) и 13 млн кВт·ч в пэС-2 (13 %). расчетные тех
нические потери равны, соответственно, 6 и 8 млн кВт·ч. Фактиче
пзр. 4.3.
Структура поступления и отпуска
электроэнергии в двух пэС
пэС-1
= 10
350
0,2
пэС-2
= 13
435
0,2
ские небалансы электроэнергии в этих условиях составляют: 10 – 6 =
= 4 млн кВт·ч в пэС-1 и 13 – 8 = 5 млн кВт·ч в пэС-2; для объеди
нения пэС – 9 млн кВт·ч.
расчеты технических потерь, произведенные по программам
«рАп-стандарт», показали, что погрешность расчетного значения по
терь составила 7,5 % в пэС-1 и 6,5 % в пэС-2. применительно к рас
чету допустимых небалансов это эквивалентно фиксации отпуска
электроэнергии на технические потери 6 млн кВт·ч в пэС-1 счет
чиком класса точности 7,5 и 8 млн кВт·ч в пэС-2 счетчиком класса
точности 6,5.
при имеющихся исходных данных необходимо определить по
грешности учета и небалансы электроэнергии на рассматриваемых
объектах.
по формулам (4.3) – (4.5) определяем коэффициенты токовой за
грузки тт, которые составляют:
в точках учета 110 кВ
тт ср
= 0,57;
тт экв
= 0,65;
тт макс
= 0,81;
в точках учета 10 кВ
тт ср
= 0,19;
тт экв
= 0,28;
тт макс
= 0,47.
определяем систематические погрешности тт по формуле (4.11):
для точек учета 110 кВ
тт
= 0,625 (0,65 – 1) 0,5 = –0,11 %;
для точек учета 10 кВ
тт
= 0,625 (0,28 – 1) 1,0 = –0,45 %.
Систематические погрешности тн принимаем равными по
ловине класса точности тн, то есть –0,25 % и –0,5 % соответ
ственно.
В точках учета 110 кВ установлены электронные счетчики, си
стематическая погрешность которых принимается равной нулю.
Систематические погрешности счетчиков в точках учета 10 кВ опре
деляем по формуле (4.13):
= – 0,2 · 4 · 1,0 = –0,8 %.
Суммарные систематические погрешности составляют, %:
для точек учета 110 кВ
= –0,11 – 0,25 = –0,36 %;
для точек учета 10 кВ
= –0,45 – 0,5 – 0,8 = –1,75 %.
перед определением допустимых небалансов в пэС-1, пэС-2
и в объединении пэС отметим, что поступление электроэнергии
в каждый пэС фиксируется в 10 точках учета, а в объединении пэС –
только в 18, так как две точки учета для объединения пэС являют
ся внутренними. отпуск электроэнергии из пэС-1 кроме отпуска
собственным потребителям осуществляется по двум точках учета
110 кВ в пэС-2, а в объединении пэС – только собственным по
требителям.
по формуле (4.14) определяем систематические составляющие до
пустимых небалансов электроэнергии в пэС-1, пэС-2 и в объеди
нении пэС, млн кВт·ч:
*+
нб1
0,361,750,36
10100,23501020,94;
100100100
∆?/А+А+А?
*+
нб2
0,361,75
10100,24351,16;
100100
∆?/А+А?
*+
нб12
0,361,75
10180,27852,1.
100100
∆?/А+А?
как следует из полученных результатов, сумма небалансов элек
троэнергии в пэС равна небалансу электроэнергии в объедине
нии пэС.
Суммарные случайные погрешности ик определяем по форму
ле (4.1) при учете случайных погрешностей тт, тн и счетчика:
для точек учета 110 кВ
1,10,50,50,50,95
f?±++?±
%;
для точек учета 10 кВ
222
1,11111,9
f?±++?±
определим по формуле (4.15) случайные составляющие допу
стимых небалансов электроэнергии в пэС-1, пэС-2 и в объедине
нии пэС без учета погрешностей расчета технических потерь (что
неверно, но позволяет оценить вклад этой погрешности в правиль
ный расчет), млн кВт·ч:
*+
222
нб1
0,95
1,9
0,95
10100,23501020,34;
100
100
100
оюоюою
f?±
А+А+А?±
пЯпЯпЯ
рарара
*+
нб2
0,95
1,9
10100,24350,31;
100
100
оюою
f?±
А+А?±
пЯпЯ
рара
*+
22
нб1+2
0,95
1,9
10180,27850,42.
100
100
оюою
f?±
А+А?±
пЯпЯ
рара
погрешности расчета технических потерь составляют 7,5 %
пэС-1 и 6,5 % в пэС-2, а в объединении пэС определяются
формуле
*+
*+*+
*+
т12
7,566,58/684,9%.
f?А+А+?
С учетом погрешностей расчета технических потерь случайные
составляющие допустимых небалансов электроэнергии составят,
млн кВт·ч:
*+
нб1
7,5
0,3460,56;
100
f?±+?±
*+
нб2
6,5
0,3180,61;
100
f?±+?±
*+
нб1+2
4,9
0,42140,8.
100
ою
f?±+?±
пЯ
ра
нижнюю границу диапазона допустимого небаланса электро
энергии определяют, вычитая из систематической составляющей
случайную, а верхнюю границу – прибавляя случайную состав
ляющую к систематической. результаты расчета границ диапазо
нов приведены в табл. 4.6. разность фактических и допустимых не
балансов представляет собой оценку диапазона возможных ком
мерческих потерь. Минимальные коммерческие потери определяют,
вычитая из фактического небаланса максимальное значение допу
стимого небаланса, и наоборот.
таблица 4.6
диапазоны допустимых небалансов и коммерческих потерь электроэнергии
параметр
диапазоны значений, млн кВт·ч
макс
пэС-1
допустимый небаланс
0,94 – 0,56 = 0,38
0,94 + 0,56 = 1,5
то же, при неучете погрешностей
расчета технических потерь
0,94 – 0,34 = 0,6
0,94 + 0,34 = 1,28
коммерческие потери
4 – 1,5 = 2,5
4 – 0,38 = 3,62
пэС-2
допустимый небаланс
1,16 – 0,61 = 0,55
1,16 + 0,61 = 1,77
то же, при неучете погрешностей
расчета технических потерь
1,16 – 0,31 = 0,85
1,16 + 0,31 = 1,47
коммерческие потери
5 – 1,77 = 3,23
5 – 0,55 = 4,35
объединение пэС
допустимый небаланс
2,1 – 0,8 = 1,3
2,1 + 0,8 = 2,9
то же, при неучете погрешностей
расчета технических потерь
2,1 – 0,42 = 1,68
2,1 + 0,42 = 2,52
коммерческие потери
9 – 2,9 = 6,1
9 – 1,3 = 7,7
Глава 5.
АнАлиз потерь электроэнерГии
и оценкА прАВильноСти рАСчетоВ
5.1. цели и методы
5.1.1. Анализ потерь электроэнергии
цели анализа потерь электроэнергии:
выявление зон и конкретных элементов с повышенными техни
ческими потерями в сетях всех напряжений;
выявление фидеров 6–20 кВ и линий 0,4 кВ с повышенными
коммерческими потерями;
оценка влияния на технологические потери основных параметров
поступления и отпуска электроэнергии из сети на основе сопоста
вительных расчетов потерь при различных значениях параметров или
по нормативной характеристике потерь;
определение количественных заданий по снижению потерь для
различных служб и подразделений сетевой организации.
основными методами анализа потерь электроэнергии являются:
оценка режимов работы сетей (уровней напряжения, потоков
активной и реактивной мощности) и оборудования (плотности тока
в проводах линий, загрузки трансформаторов, соответствия их уста
новленной мощности пропускной способности линий) на основе
результатов схемно-технических расчетов;
анализ небалансов электроэнергии на подстанциях и в сетях;
интервальный анализ структуры потерь электроэнергии, осно
ванный на представлении каждой составляющей потерь в виде ин
тервала неопределенности ее значений. основой такого анализа яв
ляются известные погрешности методов расчета потерь, определяе
мые на основе теории вероятностей.
Анализ потерь электроэнергии должен осуществляться еже
месячно, так как схемы сетей и режимы их работы периодически из
меняются. большое значение имеет и организация работ по сниже
нию потерь, рекомендации по совершенствованию которой являют
ся одной из целей энергоаудита. процедура его проведения подробно
описана в [20].
5.1.2. проверка правильности расчетов потерь
расчеты потерь, представляемые в федеральный или региональ
ный орган по регулированию тарифов, проверяются экспертной ор
ганизацией. Вместе с тем у сотрудников органа по регулированию
тарифов по тем или иным причинам могут возникнуть сомнения
в объективности экспертизы. Сотрудники этих органов не могут
(и не должны) в полной мере обладать знаниями о методологии про
ведения таких расчетов и особенностях режимов работы электриче
ских сетей, которыми обладают сотрудники сетевых и экспертных
организаций. провести оценку потерь можно с помощью изложен
ного в п. 5.3 экспресс-анализа потерь, использующего обобщенные
параметры сетей (суммарные длины линий и мощности трансфор
маторов различных напряжений, отпуск электроэнергии в сети раз
личного напряжения) и значения удельных потерь (в кВт·ч на 1 км
линии или на 1 МВ·А установленной мощности трансформаторов).
такая оценка не является эталоном правильности расчета. С ее
помощью можно выявить лишь существенные ошибки или созна
тельные искажения или сказать, что результаты расчета не выходят
за пределы физически возможных значений. значения удельных по
терь могут использоваться и для временного установления нормати
вов потерь малым сетевым организациям и промышленным пред
приятиям, осуществляющим транзит электроэнергии через свои сети
и не организовавшим пока точных расчетов потерь.
проверка правильности расчета экспертной организацией долж
на осуществляться на основе
онкмнвн бнропнзжбдгдмзю пЯрцдсЯ
с ис
пользованием базы данных, представляемой объектом нормирова
ния в электронном виде в форматах применяемых компьютерных
программ. очевидно, что полное воспроизводство расчета наиболее
легко может быть проведено экспертной организацией, имеющей
в своем арсенале аналогичную программу.
В этом случае ввод всех
данных о параметрах и нагрузках рассматриваемых сетей в компью
тер экспертной организации не требует значительных затрат вре
мени. использование экспертной организацией другой программы
с целью создания иллюзорного представления о большей объектив
ности проверки приводит на самом деле к уменьшению этой объек
тивности, так как трудности перевода информации в другой формат
заставляют идти на выборочные расчеты вместо их полного вос
произведения. преимущества полного воспроизведения расчетов
состоят не столько в том, что потери определяются во всех сетях,
а не оцениваются на основе их выборки, сколько в том, что такой
расчет обеспечивает проверку достоверности исходной информации:
введенные в расчет суммарные параметры сетей и суммарный от
пуск электроэнергии по ступеням напряжения легко сопоставить
с официальными отчетными данными проверяемой сетевой орга
низации.
численные значения результатов расчета определяются двумя
основными факторами: соответствием алгоритма используемой про
граммы формулам утвержденной методики и достоверностью ис
пользованных расчетчиком исходных данных о схемах и нагрузках
сети. Соответствие алгоритма расчета обычно подтверждается сер
тификатом на программу, оформленным в порядке добровольной
сертификации, или другим подобным документом (см. п. 5.7.3). Вме
сте с тем наивно думать, что разработчики программ не справи
лись с простыми электротехническими законами и вместо фор
мулы 3
заложили в программу формулу 4
. В настоящее вре
мя известны несколько программ расчета потерь электроэнергии
в сетях, из которых наиболее широкое распространение имеют про
граммы рАп-стандарт и ртп-3. для объективной и сравнительно
нетрудоемкой проверки расчетов экспертным организациям целе
сообразно иметь обе программы.
при оценке результатов расчета некоторые специалисты начина
ют сомневаться в правильности методологии расчета, хотя, как го
ворилось выше, эта методология основана на законах ома и кирх
гоффа, и совершить принципиальную ошибку в их применении
трудно.
основной акцент в расчетах потерь электроэнергии должен де
латься на проверке достоверности исходных данных о схемах и на
грузках сетей. очевидно, что если сам расчет может быть прове
ден только с помощью компьютерной программы, то и контроль
использованных исходных данных также должен проводиться про
граммным способом. несмотря на кажущуюся сложность такого кон
троля, его проведение значительно облегчается, если в программы
включены алгоритмы, осуществляющие автоматический контроль
и препятствующие использованию в расчете явно недостоверных
данных.
расчеты потерь, проведенные для ряда сетевых организаций,
показали, что достоверность расчета практически гарантируется
при следующих условиях:
суммарные параметры сети (суммарная длина и число линий
конкретного напряжения, число и суммарная мощность различных
типов оборудования, суммарный отпуск электроэнергии в сети раз
личного напряжения) должны соответствовать отчетным данным
об оборудовании, находящемся на балансовой принадлежности
объекта;
нагрузки элементов сети, по которым распределяется суммарный
отпуск электроэнергии, не должны выходить за физически допусти
мые пределы. перераспределение суммарной нагрузки сети между
ее элементами с целью завышения расчетных потерь не позволяет
существенно увеличить потери, если нагрузка каждого элемента
остается в рамках физически допустимых пределов.
для облегчения контроля используемая программа должна вы
давать в выходные формы суммарные параметры сети, информацию
об элементах сети, нагрузки которых вышли за физически допу
стимые пределы, и не позволять провести расчет до тех пор, пока ис
ходные данные таких элементов не будут откорректированы. такие
алгоритмы предусмотрены, в частности, в сертифицированном про
граммном комплексе рАп-стандарт. кроме учета указанных фак
торов программы комплекса выводят информацию об элементах,
данные о нагрузках которых сомнительны (то есть физически воз
можны, но слишком малы или слишком велики) и требуются допол
нительные обоснования их соответствия действительности. прове
дение расчета с такими данными возможно лишь при введении рас
четчиком соответствующего кода рядом с конкретной информацией,
которую программа посчитала сомнительной. код выводится в вы
ходные формы и при проверке расчетов сторонней организацией
позволяет обратить внимание на «силовое» введение в расчет со
мнительного значения. известно, например, что суммарная длина
участков Вл 0,4 кВ обычно не превышает 1 км (среднее значение по
рядка 0,7 км). если в перечень сомнительных данных программа
вывела значительное число линий с длинами 2 км или более, то явно
требуются подтверждения реальности таких данных, хотя отдель
ные линии такой длины могут существовать. Аналогичная ситуация
возникает, если заданная энергия, отпускаемая в линию, приводит
к плотности тока на головном участке в несколько ампер на квадрат
ный миллиметр. последнее часто происходит, когда не учитывает
ся наличие эп, потребляющих электроэнергию непосредственно
с шин 0,4 кВ тп или на незначительном расстоянии от него («бес
потерьное» потребление), и вся электроэнергия считается проходя
щей по линии 0,4 кВ (см. п. 2.1.11).
для предотвращения расчета потерь в линиях 0,4 кВ с явно
ошибочными данными по отпуску электроэнергии, в программу
рАп-10-ст включены алгоритмы, названные «экономическим» и «тех
ническим» фильтрами. экономический фильтр принимает в расчет
потерь только ту часть электроэнергии, которая соответствует плот
ности тока на головном участке линии не более 2 А/мм
. В ряде слу
чаев головные участки отдельных линий могут быть перегружены,
но ток в линии не может превышать тока, допустимого по нагреву.
при отключении экономического фильтра включается технический
фильтр, который ограничивает плотность тока допустимым по на
греву значением 5 А/мм
для экспресс-оценки отсутствия существенных ошибок в расчете
целесообразно использовать удельные потери мощности и электро
энергии, полученные для средних условий. при сильном отличии
результата расчета потерь от их оценки на основе удельных значе
ний потерь есть основания для более детальной проверки. экспресс-
оценка, проведенная для разных частей расчета или разных объектов,
дает направления поиска ошибок. если, например, одно из сетевых
предприятий, расположенных в том же регионе, существенно от
личается от других по уровню расчетных потерь, следует проанали
зировать принятые в расчете исходные данные. Все сети строились
на основе одних и тех же проектных норм. резкое отличие потерь
требует объяснений. порядок экспресс-оценки изложен в п. 5.3.
5.2. удельные потери мощности и электроэнергии
5.2.1. Сети 6–220 кВ
удельное сопротивление алюминиевого провода
, ом/км,
связано с его сечением
, мм
, соотношением:
= (28,5 – 30,5)
для дальнейших выводов примем
= 29
. удельные потери мощ
ности в трех фазах линии в максимум нагрузки, кВт/км, определя
ются по формуле
макс
макс
329
100,087,
??
(5.1)
где
макс
– плотность тока в проводах в максимум нагрузки, А/ мм
удельные потери электроэнергии, тыс. кВт·ч/км в год, определя
ют, умножая (5.1) на число часов максимальных потерь (2.16):
*+
*+
22622
макс
макс
29
28760100,25
2.
w∆jkk
∆jkk
?+АА?+
(5.2)
для определения суммарных потерь во всех линиях сетевой ор
ганизации удельные потери умножают на суммарную длину линий.
однако в связи с особенностями схем сетей многие участки линий
работают с меньшей плотностью тока, чем головные участки. по
этому в формулу (5.2) необходимо ввести понижающий коэффици
ент
, значения которого определим на основе следующих оценок.
линии 220 кВ работают, как правило, в кольцевых схемах. наи
более частым сечением проводов линий 220 кВ является 300 мм
Мощность, протекающая по каждой из таких линий, определяется па
раметрами режима сети. комплекс этих линий не имеет головного
участка, по которому протекает мощность всех линий 220 кВ в сумме.
поэтому для линий этого напряжения можно принять
= 1.
линии 110 кВ работают как в кольцевой сети, так и частично
в радиальных сетях. Среднее сечение проводов линий в кольцевой
сети и на головных участках радиальных линий составляет 150 мм
по мере удаления от головного участка сечение провода снижается,
так как по нему передается меньшая мощность, чем на головном
участке. Анализ реальных схем показал, что расчетное эквивалент
ное сечение проводов радиальных линий 110 кВ составляет 105 мм
что соответствует
= 0,7.
линии 35 и 6–10 кВ работают, как правило, в радиальных схе
мах. обычное сечение головных участков линий 35 кВ составляет
95 мм
, линий 6–20 кВ – 70 мм
. последовательные участки этих ли
ний часто выполнены проводом одного сечения, несмотря на умень
шающуюся нагрузку (особенно на линиях 6–20 кВ). это обуслов
лено строительными условиями: обычно завозят барабан провода
одного сечения, который «раскатывают» до конца. наличие на трас
се Вл барабанов с проводами разных сечений, особенно в сель
ской местности, где транспортировка затруднена, – крайне редкая
ситуация (в течение работы автора на строительстве линий 10 кВ
в сельской местности она не встречалась). кроме того, существуют
условия механической прочности проводов, в силу которых на ли
ниях с малой нагрузкой приходится прокладывать провод большего
сечения, чем соответствующий экономической плотности тока.
В результате большое количество участков воздушных линий
35
кВ и особенно 6–20 кВ работают с пониженной плотностью тока.
значение понижающего коэффициента
, учитывающего сниже
ние плотности тока по мере удаления участка линии от головного,
может быть принято равным 0,7 для линий 35 кВ и 0,5 – для линий
6–20 кВ, а расчетные сечения с учетом указанного коэффициента
составят, соответственно, 67 и 35 мм
при использовании формулы (5.2) следует иметь в виду, что зна
чение плотности тока соответствует головным участкам радиальных
линий, а не среднему значению по всем участкам, так как снижение
плотности тока в последующих участках уже учтено понижающими
коэффициентами.
удельные годовые потери электроэнергии в трансформаторах (на
грузочные
и холостого хода
) определяют по формулам,
тыс. кВт·ч/МВ·А в год:
тнтмакстн
876010,
?d∆АА
(5.3)
· 8760 · 10
(5.4)
где
т макс
коэффициент максимальной загрузки трансформатора;
удельные нагрузочные потери мощности;
удельные потери мощности холостого хода, кВт/МВ·А.
Среднее значение коэффициента максимальной нагрузки для
всех трансформаторов, подключенных к сети рассматриваемого
напряжения, определяют по отпуску электроэнергии в сеть
тыс. кВт·ч:
тмакс
1tg
SkT
+l
d?
(5.5)
где S
– суммарная мощность трансформаторов, МВ·А.
удельные потери мощности в трансформаторах 35–220 кВ, кВт/
МВ·А, рассчитанные по их паспортным данным (прил. 9), приве
дены ниже. нагрузочные потери определены при номинальной на
грузке трансформатора (
т макс
= 1). при другой нагрузке трансфор
матора приведенные ниже значения удельных нагрузочных потерь
необходимо умножить на квадрат этого коэффициента.
, МВА
2,5
4,0
6,3
10
16
25
40
63
тн 35
10
8,4
7,4
6,5
5,6
4,6
4,3
4,0
110
8,8
7,7
7,0
6,0
5,3
4,8
4,1
4,0
тн 220
4,3
4,8
тх 35
2,0
1,7
1,5
1,4
1,3
1,0
0,9
0,8
тх 110
2,2
2,0
1,8
1,4
1,2
1,2
1,1
0,9
тх 220
1,3
1,3
удельные потери мощности в трансформаторах 6–20 кВ, кВт/
МВ·А, составляют:
, кВА
100
160
250
400
630
1000
тн 6–20
24
17,0
15,2
14,0
12,7
12,0
тх 6–20
3,5
3,1
2,8
2,5
2,3
2,3
отношение
тх
практически не зависит от мощности транс
форматора и для трансформаторов напряжением 110, 35 и 6–20 кВ
составляет, соответственно, 0,25, 0,2 и 0,18.
Средние значения удельных потерь мощности и электроэнергии
в линиях и трансформаторах различного номинального напряже
ния приведены в табл. 5.1. нагрузочные потери в трансформато
рах соответствуют их номинальной загрузке в режиме максималь
ной нагрузки (
т макс
= 1). при другой средней загрузке трансфор
маторов приведенные ниже значения удельных нагрузочных потерь
необходимо умножить на квадрат этого коэффициента.
таблица 5.1
удельные потери мощности и электроэнергии
в линиях и трансформаторах
напря-
жение, кВ
расчетное
сечение, мм
потери мощности
потери электроэнергии в год
кВт/км
тыс. кВт·ч/км
кВт/МВ·А
тыс. кВт·ч/МВ·А
220
300
26,1
4,5
1,3
0,7
0,56
128,0
22,1
11,4
110
105
9,1
6,0
1,5
0,7
0,56
45,0
29,4
13,1
5,8
8,0
1,6
0,5
0,33
17,0
23,1
14,0
6–20
3,0
15,0
2,8
0,4
0,24
6,3
31,5
24,5
5.2.2. Сети 0,4 кВ
удельные потери электроэнергии в линиях (тыс. кВт·ч/км в год)
определим по формулам (2.53) и (2.57) при характерных значениях
параметров:
= 0,5; tg
= 0,6;
= 0,3. эти потери относятся к элек
троэнергии, передаваемой по магистрали в линии (без учета элек
троэнергии, потребляемой непосредственно с шин 0,4 кВ трансфор
маторов), то есть при
= 0.
для сечений головного участка Вл 25–50 мм
(обычно исполь
зуемых на разветвленных линиях в сельской местности) эквивалент
ную длину вычислим по формуле (2.54) при доле двух- и трехфаз
ных ответвлений в суммарной длине линий, равной 0,1, и однофаз
ных – 0,2:
экв
(0,7 + 0,44
0,1 + 0,22
0,2) = 0,79
для бо
льших сечений головного участка (как правило, кабель
ные неразветвленные линии) примем
экв
, считая, что все
участки входят в магистрали.
по формуле (2.57):
0,4
= 9,74 – 2,25
0,5 – 2,22
0,25 – 0,21
0,125 = 8,03.
удельные годовые потери электроэнергии в линии определим, под
ставив указанные значения в формулу (2.53) при д
= 365 и
= 1 км:
Вл0,4
0,042;
(5.6)
кл0,4
0,053.
(5.7)
электроэнергию, отпускаемую в линию за год, определим по фор
муле, тыс. кВт·ч:
максз
38760103
8760101,73.
WUIk
U∆jk
∆j
?АА?АА?
подставив выражение для энергии в формулы для
0,4
, получим:
Вл0,4
макс
0,126;
w∆j
(5.8)
кл0,4
макс
0,159.
w∆j
(5.9)
удельные потери электроэнергии в линиях различных сече
ний, рассчитанные по приведенным формулам при
макс
= 1 А/мм
составляют:
Сечение, мм
′′................
25
35
50
70
95
120
150
185
240
Вл 0,4
, тыс. кВт·ч в год ′′
3,2
4,3
6,3
8,8
12,0
15,1
18,9
23,2
30,1
кл 0,4
, тыс. кВт·ч в год ′′
4,0
5,6
8,1
11,2
15,1
19,2
24,0
29,5
38,3
при других значениях
макс
удельные потери изменяются про
порционально квадрату
макс
5.3. экспресс-анализ результатов расчета
первоначальную оценку правильности представленных расчетов
проводят на основе значений рассмотренных выше удельных потерь.
расчеты потерь в основных замкнутых сетях редко содержат суще
ственные ошибки. расчеты режимов таких сетей постоянно про
водятся диспетчерскими службами для целей управления режима
ми (здесь нет мотивов для их искажения). потери мощности в режи
мах, принятых для расчета потерь электроэнергии по программам
расчетов потерь (например, рАп-оС-ст), могут быть сопоставлены
с потерями мощности, получаемыми в диспетчерских расчетах ре
жимов по специальным программам расчета ур (RASTR и др.).
наиболее часто встречаются ошибки (иногда и сознательные
искажения) в расчетах потерь в радиальных сетях 6–20 и особенно
0,4 кВ. основная часть суммарных потерь приходится на такие сети,
а поиск ошибок затруднен большим объемом используемых данных.
поэтому сознательные искажения, если они есть, следует искать в рас
четах потерь именно в этих сетях (при существующем необъективном
отношении к включению в нормативы коммерческих потерь и вы
званном этим «движении» в сетевых организациях под лозунгом «на
считай побольше технических потерь» они имеют мотивацию).
при существенных отличиях результата расчета потерь от их
оценки, полученной на основе удельных значений, полезную ин
формацию для выяснения причин отличий дает определение плот
ности тока в проводах головных участков в режиме максимальной
нагрузки, А/мм
, по формуле
макс
срз
1tg
1tg
10,
87603
87603
U∆k
U∆k
+l
+l
???
(5.10)
где
суммарная энергия, отпущенная в линии за год, тыс. кВт·ч;
суммарное сечение проводов головных участков всех ли
ний, мм
средние значения для одной линии.
для типовых сечений проводов Вл и коэффициентов заполне
ния графика нагрузки в сетях различных напряжений и tg
= 0,6
по формуле (5.10) получены следующие значения коэффициента
, кВ
0,4
10
20
35
110
ср
, мм
35
70
70
70
95
150
0,3
0,4
0,4
0,45
0,5
0,7
(10
19
0,46
0,27
0,13
0,047
0,007
при оценке потерь за месяц по месячным значениям энергии
коэффициент
надо увеличить в 365
· 12) раз, где д
– число
дней в месяце. для кабельных линий 0,4 кВ, сечение проводов ко
торых обычно составляет от 70 до 240 мм
, а не 35 мм
, как это при
нято для Вл, коэффициент
надо уменьшить в
ср
/35 раз.
по приведенным данным легко выявить несоответствие за
данного в расчете отпуска энергии в линии действительному ее
значению на головных участках линий. наиболее часто это быва
ет в сетях 0,4 кВ, когда в расчете вместо отпуска энергии в линии
0,4 кВ используют отпуск энергии на шины 0,4 кВ трансформато
ров 6–20/0,4 кВ. большая часть этой энергии может отпускаться по
требителям прямо с шин 0,4 кВ и не проходить по линиям 0,4 кВ
(«беспотерьные» потребители). часто сюда включается и энергия,
потребляемая от линии 0,4 кВ, но в непосредственной близи от шин
(«малопотерьные» потребители). В формуле (2.53) учет этого обстоя
тельства осуществляется величиной
. В результате отпуск энергии
в линии завышается, а потери завышаются в квадрате.
например,
отпуск энергии в 240 Вл 0,4 кВ принят в расчете равным 32 млн кВт·ч,
что соответствует среднему отпуску в одну линию 32 · 10
/240 =
= 133 тыс. кВт·ч. для таких линий
= 19 · 10
, что соответствует
рпдгмди
для 240 линий плотности тока в проводах в режиме мак
симальной нагрузки 19 · 10
· 133 = 2,53 А/мм
. заданный в рас
четах суммарный отпуск следует признать нереальным: невозможно
предположить, что такая загрузка является средней для всех 240 ли
ний (хотя отдельные линии с такой загрузкой могут существовать).
другим проверяемым параметром является средняя длина ли
ний 0,4 кВ. обычно она не превышает 1 км при среднем значении
порядка 0,7 км (см. п. 5.1.2). если принятая в расчете потерь сред
няя длина линий оказалась существенно выше, следует более де
тально проанализировать исходные данные. такие ситуации обыч
но возникают при выборочных расчетах (для того чтобы обосновать
высокий уровень потерь в сетях в целом, в выборку, конечно, будут
включены наиболее «тяжелые» сети). при полном воспроизведении
расчетов использовать такой прием затруднительно, так как суммар
ная длина линий в сетевой организации известна. В любом случае
оценка этих двух параметров (плотности тока в проводах голов
ных участков и средней длины линий) существенно сужает возмож
ности сознательных искажений расчетов. экспресс-оценку расчетов
технических потерь в сетях 0,4–20 кВ целесообразно осуществлять
с использованием табл. 5.2.
таблица 5.2
экспресс-оценка расчетов технических потерь в сетях 0,4–20 кВ
п/п
наименование параметра
значение параметра
принятое
в расчете
по удельным
показателям
Суммарная длина участков линий, км
количество линий (присоединений), шт.
Средняя длина участков (п. 1/п. 2)
Среднее сечение головных участков, мм
поступление электроэнергии на шины,
тыс. кВт·ч
отпуск электроэнергии с шин «беспотерь
ным» потребителям, тыс. кВт·ч
отпуск электроэнергии в линии,
тыс. кВт·ч (п.5 – п.6)
Средний отпуск электроэнергии в одну
линию, тыс. кВт·ч (п. 7/п. 2)
коэффициент заполнения графика нагрузки
плотность тока на головном участке в режиме
максимума нагрузки, А/мм
, формула (5.10)
п/п
наименование параметра
значение параметра
принятое
в расчете
по удельным
показателям
нагрузочные потери электроэнергии
в линиях, тыс. кВт·ч (для второго столбца
п. 12
п. 1)
удельные нагрузочные потери в линиях,
тыс. кВт·ч/км (для первого столбца п. 11/п. 1)
Суммарная мощность трансформаторов,
МВ·А
количество трансформаторов, шт.
Средняя мощность трансформатора, МВ·А
(п. 13/п. 14)
отпуск электроэнергии через трансформа
торы, тыс. кВт·ч
Средний коэффициент максимальной
загрузки трансформаторов, формула (5.5)
нагрузочные потери в трансформаторах,
тыс. кВт·ч (для второго столбца п. 19
п. 13)
удельные нагрузочные потери электроэнер
гии в трансформаторах, тыс. кВт·ч/МВ·А
(для первого столбца п. 18/п. 13)
потери холостого хода в трансформаторах,
тыс. кВт·ч (для второго столбца п. 21
п. 13)
удельные потери холостого хода
в трансформаторах, тыс. кВт·ч/МВ·А
(для первого столбца п. 20/ п. 13)
примечание.
таблица заполняется отдельно для сети каждого напряжения и каж
дого типа линий (воздушные, кабельные). для сети 0,4 кВ таблица за
полняется до п. 12 включительно.
полезным для выявления коммерческих потерь является анализ
распределения годовых потерь по месяцам. нагрузочные потери из
меняются приблизительно пропорционально квадрату суммарного
отпуска электроэнергии в сеть, поэтому величина
AWW
(5.11)
окончание табл. 5.2
должна быть приблизительно одинаковой для всех месяцев (она
представляет собой коэффициент нормативной характеристики на
грузочных потерь, сохраняющий стабильность при постоянной схе
ме сети). В связи с выводом в ремонт части линий и оборудования
в летний период значение
для летних месяцев должно быть даже
несколько выше, чем для зимних. резкие отличия месячных значе
ний
говорят о неравномерном распределении коммерческих по
терь по месяцам и, как следствие, о том, что эти потери существуют.
Выявление зон и конкретных элементов сети с повышенными
техническими потерями проводят на основе результатов расчета по
терь и их структуры. В первом приближении к очагам нагрузочных
потерь относят линии со средней плотностью тока более 1 А/мм
а к очагам потерь холостого хода – трансформаторы, загруженные
в режиме максимальных нагрузок менее чем на 50 % на однотранс
форматорных подстанциях и менее чем на 35 % – на двухтрансфор
маторных подстанциях. программы комплекса рАп-стандарт про
водят более точный поэлементный анализ потерь, выявляют их
очаги и рассчитывают имеющиеся в сети резервы снижения потерь.
для каждой радиальной линии 6–110 кВ программа рассчитывает
также плотность тока на головном участке при полной загрузке при
соединенных к линии трансформаторов, что позволяет оценить не
соответствие суммарной мощности трансформаторов и пропускной
способности линии.
5.4. Анализ небалансов электроэнергии
5.4.1. Анализ исходных данных
исходными данными для расчета допустимых небалансов элек
троэнергии являются:
данные об отпуске электроэнергии и параметрах ик в каждой
точке учета;
расчетные технические потери в сети рассматриваемого объ
екта и погрешность метода их расчета (в п. 4.3 показано, к каким
ошибкам в расчете небалансов приводит неучет погрешности рас
чета технических потерь).
разность фактического и допустимого небалансов электроэнер
гии представляет собой коммерческие потери.
при расчете допустимых небалансов электроэнергии на под
станциях объем исходных данных невелик, поэтому их легко про
смотреть детально. при расчете же допустимых небалансов в сетях
число представленных в расчете точек может быть очень большим,
данные об их параметрах часто приходят из разных подразделений,
что затрудняет оценку их достоверности расчетчиком. иногда в дан
ных присутствуют случайные непреднамеренные ошибки, иногда
данные представлены поставщиком информации, неправильно по
нявшим смысл некоторых из них. проведение расчета с ошибочны
ми данными вряд ли имеет практическую ценность. поэтому целе
сообразно затратить время на проверку первоначальных базовых
данных, особенно о параметрах ик, чтобы в последующих помесяч
ных расчетах иметь дело только с проверкой данных об энергиях.
порядок анализа исходных данных и небалансов электроэнергии
рассмотрим применительно к их расчетам по программе рАпу-ст
комплекса рАп-стандарт, в которой предусмотрен ряд автомати
ческих проверок, обращающих внимание расчетчика на явно оши
бочные и сомнительные данные.
нчзанцмъл гЯммъл
программа относит данные по точкам уче
та с нестандартными значениями номинальных напряжений и клас
сов точности счетчиков, тт и тн, а также с несоответствием в за
дании тн и напряжения сети. например, указано напряжение 10 кВ,
а класс точности тн равен нулю; это соответствует отсутствию тн,
чего не может быть. или указан класс точности тн, а напряжение
задано 0,4 кВ, хотя на этом напряжении тн не используются.
к ошибочным данным программа относит и случаи, когда мак
симальная загрузка тт превышает технически допустимую (1,25 но
минального тока). В этом случае следует проверить правильность
задания коэффициента заполнения графика
. его часто старают
ся задать неоправданно малым (чем он меньше, тем больше потери
при той же передаваемой энергии), однако следует помнить, что
максимальный ток связан со средним соотношением
макс
= I
ср
поэтому при правильном задании энергии, проходящей через точ
ку учета и соответствующей среднему току, например,
= 150 А,
для тт, имеющего номинальный первичный ток 300 А, при дей
ствительном значении
= 0,6 максимальный ток будет определен
как
макс
150
0,6 = 250 А и признан возможным. при ошибочном
задании
= 0,3 программа определит
макс
150
0,3 = 500 А (боль
ше номинального в 1,7 раза) и правомерно расценит эти данные как
ошибочные.
программа не будет проводить расчет до тех пор, пока
брд
оши
бочные данные не будут исправлены.
рнлмзсдкымъл гЯммъл
программа относит данные по точкам
учета с коэффициентом максимальной загрузки тт менее 0,05,
со средним пропуском энергии через однофазные (бытовые) счет
чики менее 50 и более 300 кВт
ч в месяц, со сроком службы после
поверки трехфазного счетчика более 8 лет и однофазного более 16 лет.
Сомнительные данные надо проверить. если они окажутся соот
ветствующими фактическим, код достоверности «0» (код, который
программа присваивает точке, включив ее в сомнительный список)
надо изменить на код «2» (код, который заставляет программу ис
пользовать заданные данные, даже если они выходят за указанные
ограничения). например, после проверки может оказаться, что тт
действительно загружен менее чем на 5 % или срок службы после
поверки однофазного счетчика действительно более 16 лет.
программа не будет проводить расчет до тех пор, пока у всех
сомнительных данных не будет поставлен «силовой» код «2». этот
код выводится в выходные формы, поэтому проверяющий всегда
может обратить внимание на правомерность «силового» ввода со
мнительной информации.
после проведения описанных операций проверку исходных дан
ных можно считать законченной.
5.4.2. Анализ результатов расчета
точки учета электроэнергии подразделяются на три группы, фик
сирующие поступление электроэнергии на объект, ее отпуск внеш
ним потребителям по межсетевым связям и отпуск собственным
потребителям. точки учета, фиксирующие расход электроэнергии
на Сн подстанций и производственно-хозяйственные нужды под
разделения, включают в третью группу. Методика расчета погреш
ностей ик и небалансов электроэнергии изложена в п. 4.3.
диапазон тдн определяется двумя составляющими: техниче
ски допустимыми погрешностями ик (среднее значение недоучета
и интервал неопределенности) и погрешностью расчета техниче
ских потерь. диапазон ндн определяется теми же составляющими,
но при этом погрешности ик вычисляются при «идеальных» пара
метрах тт, тн и счетчика. задание погрешности расчета техниче
ских потерь приводит к увеличению интервала неопределенности
обоих видов небалансов, не влияя на их средние значения.
Анализ результатов расчета начинают с анализа рассчитан
ных программой обобщенных параметров системы учета по каждой
из трех указанных групп. обобщенные параметры представляют со
бой параметры трех эквивалентных точек учета, каждая из которых
представляет все точки учета соответствующей группы: эквивалент
ные классы точности, коэффициенты загрузки тт, потери напряже
ния во вторичной цепи тн и сроки службы счетчиков. для каждой
эквивалентной точки учета вычислен соответствующий ей недоучет.
большинство вопросов, возникающих при рассмотрении конечных
результатов расчета, решаются уже на этом этапе.
недоучет энергии на объекте тем больше, чем хуже параметры
точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии, по сравнению
с точками учета, фиксирующими ее поступление. и тем, и другим
свойственен недоучет. обычно недоучет в первой группе меньше, чем
во второй и третьей, что соответствует общему недоучету на объек
те. если же параметры точек учета первой группы хуже, чем второй
и третьей, то программа покажет общий переучет, что соответству
ет действительности. проанализируйте данные о потерях напряже
ния во вторичных цепях тн, так как их значения прямо входят в не
доучет. если поступление энергии в рэС фиксируется приборами
технического учета с потерями напряжения во вторичных цепях тн,
равными 1,5 %, а отпуск энергии потребителям – приборами рас
четного учета с тн класса 0,5 (потери напряжения во вторичных це
пях равны 0,25 %), то расчет покажет «появление» в рэС 1,5 – 0,25 =
= 1,25 % переучтенной энергии (сильно «недоучлось» поступление
и гораздо слабее – отпуск). это выразится в отрицательных средних
значениях потерь и допустимых небалансов. иногда этот очевид
ный результат приводит расчетчика к представлению о неправиль
ной работе программы.
Аналогичная ситуация возникает, когда на границах рэС для
учета энергии используются тт низких классов точности (например,
3,0), установленные для целей релейной защиты, которые к тому же
работают в условиях низких загрузок. В соответствии формулой
(4.10) при токовой загрузке тт 5 % погрешность тт приводит к сред
нему недоучету, равному классу точности тт. если такая точка учета
фиксирует поступление энергии, то показания счетчика оказыва
ются на 3 % ниже ее фактического поступления, резко занижен
ными оказываются и отчетные потери в сети. при замене такого тт
отчетные потери в рэС вырастут («хорошее» обоснование для про
ведения мероприятия), а в подразделении, от которого поступала
энергия, они снизятся. балансы электроэнергии станут более до
стоверными, однако инициировать такую замену будет, скорее все
го, подразделение, отпускающее энергию в данный рэС.
программа рассчитывает также вклад каждой точки учета в сум
марную погрешность. если, например, вклад составил (–108,3
173,0)
тыс. кВт·ч, это означает, что фактическая (не известная нам) погреш
ность учета в этой точке находится в диапазоне от 64,7 тыс. кВт·ч
переучета до 281,3 тыс. кВт·ч недоучета. данный результат показы
вает, что цифра среднего недоучета (108,3 тыс. кВт·ч) не может ис
пользоваться для «корректировки» показания конкретного счетчи
ка. эти цифры правомерны лишь для оценки вклада точки учета
ртллЯпмтэ
погрешность системы учета.
Вклад точек учета у бытовых абонентов в суммарный недоучет
(в одной строке обычно задается суммарное потребление большо
го числа абонентов), имеет, как правило, большое отрицательное
среднее значение и небольшой интервал неопределенности, на
пример, (–41,5
0,3) тыс. кВт·ч. большое среднее значение объясня
ется тем, что счетчики «стареют» и в среднем уходят в зону недо-
учета, а небольшой интервал неопределенности – большим числом
этих точек учета.
при больших объемах данных целесообразно в первую очередь
обратить внимание на информацию о точках учета с наибольши
ми вкладами, которая выводится программой сразу за таблицей
обобщенных параметров системы учета. если одна точка учета дает
вклад, сопоставимый с суммарным недоучетом, это вызывает со
мнения в правильности исходных данных по данной точке учета
(или группе точек, заданных одной строкой).
резерв снижения потерь определяется как эффект от проведе
ния трех видов мероприятий: замена тт с завышенными номиналь
ными токами, нормализация потерь напряжения во вторичных це
пях тн и приведение сроков службы счетчиков после последней по
верки к величинам, не превышающим нормированных.
Анализируя распределение суммарного недоучета электроэнер
гии между сетями различных напряжений (последняя таблица рас
чета), обратитесь к п. 4.3.4, в котором описано теоретически пра
вильное распределение (первые три строки этой таблицы) и при
ведены допущения, которые приходится принимать в связи с тем,
что правильное распределение «не укладывается» в логику эконо
мистов (последние две строки таблицы).
В специальном расчетном блоке программа определяет перечень
точек учета, ранжированных по эффективности замены счетчиков
на новые с повышенным классом точности. эта информация может
быть использована при разработке перспективного плана замены
счетчиков.
5.4.3. Соотношение небалансов электроэнергии
в основной и распределительных сетях
при сопоставлении погрешностей учета и небалансов электро
энергии, полученных отдельными расчетами для основной и рас
пределительной сетей и обеих сетей в целом, следует иметь в виду
следующие обстоятельства.
на границах питающей и распределительной сети часто уста
новлены средства технического учета с допустимыми потерями
во вторичных цепях тн до 1,5 %. на такую величину недоучитыва
ется отпуск из питающей сети в распределительную сеть и, соот
ветственно, переучитывается поступление в распределительную сеть.
Соотношение потерь, обусловленных погрешностями учета, может
быть, например, таким: для сетей в целом 3 млн кВт·ч, для питаю
щей сети 5 млн кВт·ч, для распределительных сетей – 2 млн кВт·ч.
общая закономерность состоит в том, что системы учета увеличи
вают отчетные потери в питающей сети и уменьшают в распреде
лительных сетях.
В частности, в приведенном выше примере пита
ющие сети «потеряли» из-за системы учета 5 млн кВт·ч, из которых
2 млн кВт·ч «нашли» распределительные сети, а 3 млн кВт·ч – по
требители.
такие соотношения особенно характерны для объектов, в струк
туре которых полезный отпуск осуществляется преимущественно
из сетей 6–20 кВ (то есть почти вся энергия проходит через систему
технического учета, искажающую потери в пользу распределитель
ной сети), и менее характерны там, где существенная часть энер
гии отпускается мощным потребителям непосредственно из пи
тающей сети.
5.4.4. определение небалансов электроэнергии
за длительный период по результатам расчета небалансов
за входящие в период месяцы
диапазон суммарной погрешности в абсолютных единицах всех
приборов, используемых на объекте, вычисляется в виде среднего
значения недоучета/переучета электроэнергии (сумма системати
ческих погрешностей ик) и размаха отклонений от среднего зна
чения (корень квадратный из суммы квадратов случайных погреш
ностей).
на практике расчеты погрешностей учета и небалансов электро
энергии проводят для месячных расчетных периодов. при расчете
этих величин для расчетного периода в несколько месяцев пра
вильным было бы использование в расчете суммарного потребления
энергии за этот период в каждой точке учета. В то же время оправ
данным является желание использовать проведенные помесячные
расчеты для определения погрешностей учета и небалансов электро-
энергии «нарастающим итогом». то, что суммарный средний не
доучет/переучет за несколько месяцев должен определяться как
арифметическая сумма его значений для входящих в период месяцев,
очевидно. определение же отклонений от среднего значения как
корня квадратного из суммы квадратов отклонений для входящих
в период месяцев предполагает независимость погрешностей ик
в конкретной точке учета в различные месяцы. на самом деле каждый
прибор из месяца в месяц сохраняет свою «предрасположенность»
к положению погрешности внутри диапазона – в феврале оно оста
ется таким же, как и в январе. поэтому если погрешности разных
приборов частично компенсируют друг друга в суммарной величине,
то конкретный прибор не компенсирует в феврале свою январскую
погрешность. правильному расчету по суммарному потреблению
энергии в каждой точке учета за несколько месяцев соответствует
определение суммарной
рктцЯимни
погрешности в абсолютных еди
ницах как
Япзулдсзцдрйни
суммы случайных погрешностей входя
щих в период месяцев.
Аналогично обстоит дело и с погрешностью расчета техниче
ских потерь. погрешность их расчета за февраль не компенсирует
погрешности расчета за январь. поэтому абсолютные значения тех
нических потерь во входящих в расчетный период месяцах сумми
руются, а относительная погрешность расчета остается. если же по
грешность расчета в последующие месяцы изменилась (вследствие,
например, перехода на более точный метод расчета), то ее значение
для общего расчетного периода определяют по формуле, предпола
гающей арифметическое взвешивание погрешностей, %:
/.
iii
f?fА∆∆
(5.12)
это положение не относится к суммированию погрешностей
приборов и погрешностей расчета технических потерь разных объ
ектов (например, объединения пэС или сетей разных напряжений,
технические потери в которых рассчитаны с разными погрешностя
ми), так как эти погрешности являются независимыми (см. п. 4.3.3).
если в качестве объекта рассматриваются сети нескольких напря
жений, технические потери электроэнергии в которых рассчитаны
с разными погрешностями, то в качестве расчетного значения тех
нических потерь на объекте следует использовать сумму расчетных
значений потерь
, а в качестве погрешности расчета – величину,
определяемую по формуле
2222
%,
оС11010пост
100
WWWW
f?f+f+f+f
(5.13)
где под корнем приведены погрешности расчета потерь электро-
энергии в сетях различных напряжений в абсолютных единицах,
рассчитываемые всеми программами комплекса рАп-стадарт.
5.5. интервальный анализ потерь электроэнергии
5.5.1. общие положения
Счетные операции на компьютере выполняются с большой точ
ностью, и результат расчета может быть представлен с любым числом
знаков после запятой. это не означает, что действительные потери
соответствуют рассчитанному значению. используемая в расчете ис
ходная информация обладает ограниченной полнотой и достовер
ностью. любой метод расчета основан на тех или иных допущениях.
В связи с этим нельзя утверждать, что действительные потери рав
ны рассчитанному значению, но можно утверждать, что с задан
ной вероятностью потери находятся в интервале от минимального
до максимального значения. такие значения можно получить для
конкретного расчета на основе формул, связывающих погрешности
расчета с параметрами сети и точностью данных о нагрузках.
интервальный анализ, к сожалению, нечасто применяется на
практике при анализе потерь электроэнергии в сетях. это обуслов
лено, с одной стороны, тем, что результаты расчетов используются,
как правило, в балансовых отчетах, не допускающих представления
потерь в интервальной форме, а с другой стороны, так называемым
«гипнозом» кажущейся точности расчета, под который попадает рас
четчик, видя результаты расчета с несколькими знаками после за
пятой. Можно вспомнить и высказывание на этот счет известного
математика Гаусса: «недостаток математического образования ни
где не проявляется так очевидно, как в чрезмерной точности вы
числений». интервальный анализ в ряде случаев позволяет суще
ственно скорректировать практические выводы из проведенных
расчетов.
значения вероятности, используемые в инженерных расчетах,
являются оценочными характеристиками, зависящими от значи
мости последствий принятого на их основе решения. Вероятность
0,95 означает, что в одном из 20 случаев цель не будет достигнута
(фактические потери выйдут за рассчитанный интервал). для того
чтобы увеличить вероятность достижения цели, необходимо усо
вершенствовать целевой объект (в нашем случае – увеличить объем
и точность исходных данных), что связано с дополнительными за
тратами. Вопрос о приемлемой вероятности решается на основе
разумного компромисса между значимостью достижения цели и не
обходимыми для повышения вероятности затратами. если, например,
один из 20 снарядов не попадает в цель, это может быть признано
допустимым, а если один из 20 парашютов не раскрывается, то его
несомненно будут усовершенствовать для достижения вероятности
раскрытия 0,999 или более. В большинстве прикладных инженерных
задач, не связанных с трагическими последствиями, обычно при
нимается уровень вероятности, равный 0,95.
Случайная величина характеризуется двумя основными пара
метрами: математическим ожиданием (среднее значение) и средне
квадратическим отклонением от среднего значения. значение ин
тервала неопределенности потерь зависит от закона распределения
случайной величины. В задачах, связанных с анализом погрешно
стей, используется, как правило, нормальный закон распределения.
С вероятностью 0,95 диапазон возможных погрешностей составля
ет два среднеквадратических отклонения в обе стороны от сред
него значения. В дальнейшем эту величину будем называть раз
махом отклонения.
при оценке размаха отклонения величины, представляющей
собой функцию
случайных величин, используют несколько про
стых формул. погрешность произведения случайных величин
в случае, когда очевидно, что погрешности
в них независимы,
определяют по формуле
f?f
(5.14)
погрешность суммы случайных величин определяют по фор
муле:
f?cf
(5.15)
где
– доля
-й величины в суммарном значении всех величин.
Следует иметь в виду, что данные формулы применимы только
для
мджЯбзрзлъф
случайных величин. определение суммарной по
грешности расчета нагрузочных потерь в линиях и трансформа
торах по погрешностям расчета составляющих с использованием
формулы
2222
ллтт
f?cf+cf
(5.16)
приведет к неправильным результатам, так как нагрузки линий опре
деляются нагрузками трансформаторов, и их погрешности не яв
ляются независимыми.
погрешность квадрата случайной величины (в формулах потерь
это
) определяют по формуле
*+
f+f
f?
≈≈f
+f+f
(5.17)
Формулу (5.17) можно использовать и для определения погреш
ности частного от деления случайных величин, так как при малых
значениях
f≈f
(5.18)
5.5.2. погрешности расчетов потерь электроэнергии
любому расчетному методу свойственны погрешности, поэтому
анализ потерь электроэнергии и особенно выбор мероприятий по их
снижению должны проводиться на основе оценки интервалов не
определенности потерь. В противном случае можно зря затратить
средства на установку того или иного оборудования и не получить
ожидаемой отдачи, хотя расчет указывал на существенный эффект.
обзор литературы показывает, что определение погрешностей того
или иного метода расчета потерь электроэнергии часто использу
ется лишь для качественной оценки его приемлемости. В практи
ческих же расчетах потерь результаты представляют в виде детер
минированных величин и мало интересуются интервалами неопре
деленности их значений. отличие погрешностей, например 2,3 %
и 6,8 % никак не отражается на использовании полученного в ре
зультате расчета значения потерь.
Вместе с тем расчетные значения технических потерь являются
такими же составляющими баланса электроэнергии, как и потери,
обусловленными погрешностями приборов учета электроэнергии,
при анализе которых используются основанные на понятии класса
точности прибора интервальные оценки. каждому методу расчета
потерь также может быть поставлен в соответствие класс точности,
и допустимый небаланс электроэнергии на объекте должен опреде
ляться с его учетом.
В известных исследованиях погрешностей методов расчета по
терь их численные значения обычно определялись на основе сопо
ставления результатов расчетов для схем, рассматриваемых исследо
вателем. практическое использование этих погрешностей при рас
чете других сетей затруднено в связи с трудностями оценки отличий
конкретной схемы от рассмотренных исследователем. Сделать более
практичной оценку интервалов неопределенности потерь для лю
бой конкретной схемы можно на основе анализа структуры погреш
ностей и выявления характеристик схем и методов расчета, кото
рые, с одной стороны, достаточно жестко связаны с погрешностя
ми расчета, а с другой стороны, сравнительно легко определяются
для конкретной схемы.
рсптйстпЯ онвпдчмнрсди пЯрцдсЯ
онсдпы ькдйспньмдпвзз
погрешности расчета потерь аналитическими методами по при
чинам их возникновения можно разделить на две группы: методи
ческие и информационные. первые обусловлены неполнотой ин
формации, используемой методом (определяются влиянием на ре
зультат расчета
мдзронкыжтдлни
информации), вторые – неточностью
(ограниченной достоверностью)
зронкыжтдлни
информации.
лдснгзцдрйзл онвпдчмнрсюл
относятся:
погрешность, обусловленная неадекватностью отражения ве
личинами
и
, определенными по графику суммарной нагрузки
сети (
и
), потерь в элементах сети, каждый из которых имеет
свой график нагрузки с индивидуальными значениями
и
(далее – погрешность неадекватности,
). эта погрешность при
сутствует при расчете
и
как по приближенным формулам
(2.16) и (2.17), так и непосредственно по ординатам графика сум
марной нагрузки сети по формулам (2.4) и (2.5);
погрешность, обусловленная использованием параметров гра
фиков контрольных суток для всего расчетного периода (далее – по
грешность временно
й неоднородности графиков,
вр
погрешность, обусловленная использованием для расчета вели
чин
и
приближенных формул (2.16) и (2.17) вместо точных фор
мул (2.4) и (2.5) (далее – методическая погрешность приближенных
формул,
пр
).
змунплЯхзнммъл онвпдчмнрсюл
относятся:
погрешность расчета потерь электроэнергии, обусловленная
погрешностями данных об узловых нагрузках (далее – погреш
ность
погрешность расчета
или
по приближенным формулам,
обусловленная погрешностью используемого в этих формулах ко
эффициента заполнения графика нагрузки
(далее – информа
ционные погрешности приближенных формул,
кз
кз
погрешность, обусловленная неточностью задания параметров
участков сети (использованием удельных сопротивлений линий,
приведенных в справочниках при температуре 20 °С, погрешностя
ми в длинах линий и т. п.).
первые пять видов погрешностей обусловлены неточностями
задания параметров нагрузок, шестая – параметров элементов схе
мы. далее рассмотрены только погрешности, обусловленные на
грузками.
Методические погрешности могут иметь как случайную, так
и систематическую составляющую; они могут или завышать, или
занижать результат в среднем. при известной систематической по
грешности метода в его расчетную формулу вводят соответствующие
поправочные коэффициенты (см. гл. 2). информационные погреш
ности имеют, как правило, только случайную составляющую, так как
погрешности в исходной информации обычно трактуются как сим
метричные двухсторонние с нулевым средним значением.
Анализ погрешностей подробно рассмотрен в прил. 4. ниже при
ведены полученные в прил. 4 расчетные формулы для определения
вероятностных характеристик случайной величины погрешности
в каждом конкретном расчете потерь. необходимо еще раз обра
тить внимание читателя на то, что определить конкретное значение
погрешности проведенного расчета нельзя. если бы это было воз
можно, то мы получили бы точное значение потерь. Можно лишь
правильно определить интервал неопределенности потерь, то есть
утверждать, что действительные (не известные нам) потери находят
ся в интервале, например, (127,3 ± 6,1 %) тыс. кВт·ч. то есть с вероят
ностью 0,95 они не ниже 119,5 тыс. кВт·ч и не выше 135,1 тыс. кВт·ч.
целью является определение диапазона возможного отклонения
действительных потерь от их расчетного значения
гкю йнмйпдсмн
вн пЯрцдсЯ
, то есть обеспечение возможности утверждать, что он
составляет не 10 % и не 3 %, а именно 6,1 %.
В различных практических задачах может использоваться как
нижняя, так и верхняя граница интервала неопределенности. эти
граничные значения далее называются гарантированными. точнее,
«практически гарантированными» – имея в виду вероятность 0,95.
например, при оценке эффекта от проведения МСп целесообраз
но ориентироваться на
мземээ
границу интервала, чтобы получить
гарантированный эффект. при дискуссиях об уровне коммерческих
потерь необходимо из фактических потерь вычитать
бдпфмээ
гра
ницу диапазона технических потерь, чтобы получить гарантирован
ное (минимальное) значение коммерческих потерь и утверждать,
что они не ниже этого значения, так как все возможные погрешно
сти расчетов технических потерь уже учтены.
далее приводятся расчетные формулы для определения каждой
из описанных выше составляющих погрешности и суммарной по
грешности расчета, определяющей границы интервала возможных
значений технических потерь.
онвпдчмнрсы мдЯгдйбЯсмнрсз змсдвпзптэшзф лмнезсдкди
точное значение потерь электроэнергии в сети соответствует
сумме потерь, рассчитанных для каждого участка по его нагруз
кам на каждой ступени графика. такое же значение потерь будет
и при расчетах методами 1 и 2 (см. п. 2.1.2), если использовать зна
чения
, рассчитанные для каждого участка по его графику:
макс
WPT
∆?∆τ
(5.19)
срф
WPkT
∆?∆
(5.20)
где
макс
максимальные и средние потери мощности в
элементе;
интегрирующие множители, определенные по гра
фику нагрузки
го элемента.
обычно графики нагрузки элементов сети неизвестны, они по
являются в результате расчета ур сети. Суммарные потери мощ
ности в сети рассчитывают для расчетного режима (максимальной
суммарной нагрузки в методе 1 и средней – в методе 2). интегриру
ющие множители также определяют по графику суммарной нагруз
ки. при расчете режима максимальной суммарной нагрузки узловые
нагрузки участвуют своими значениями, соответствующими часам
максимальной суммарной нагрузки. их собственные максимальные
нагрузки могут наблюдаться в другие часы суток. Формулы для рас
четных потерь электроэнергии имеют вид:
макс
WTP
∆?τ∆
(5.21)
нф
WkTP
∆?∆
(5.22)
где
макс
потери мощности в
м элементе в часы максимума на
грузки сети;
интегрирующие множители, определенные по графи
ку суммарной нагрузки сети.
при использовании формул (5.21) и (5.22) возникают два рода
погрешностей неадекватности.
онвпдчмнрсы одпбнвн пнгЯ
обуслов
лена тем, что при неоднородных (различных по конфигурации) гра
фиках нагрузки узлов график суммарной нагрузки выравнивается.
для этого графика
оказывается выше, а
– ниже аналогич
ных параметров входящих в схему ветвей. это приводит к завыше
нию суммарных потерь при использовании метода 1 и к заниже
нию – при использовании метода 2.
онвпдчмнрсы бснпнвн пнгЯ
возникает только при использовании
метода 1 и обусловлена тем, что при неоднородных графиках макси
мальные нагрузки элементов не совпадают по времени с макси
мальной нагрузкой сети в целом. при этом
макс
макс
11
nn
ii
??
∆>∆
нн
(5.23)
что приводит к занижению расчетных потерь электроэнергии при ис
пользовании метода 1.
отрицательная погрешность второго рода будет тем больше, чем
больше доля потерь в элементах с графиками нагрузки, не совпада
ющими с графиком суммарной нагрузки, и чем больше это несовпа
дение. если, например, в режиме максимальной нагрузки сети нагруз
ка конкретного элемента составляла 70 % собственной максимальной
нагрузки, то
макс
= 0,49
макс
i
, и при расчете ур максимальной
нагрузки сети потери мощности в данном элементе будут отражены
значением, в 2 раза меньшим действительных максимальных потерь.
результирующая погрешность неадекватности в методе 1 опреде
ляется количественным соотношением этих двух разнонаправлен
ных погрешностей для конкретной схемы. результирующая погреш
ность метода 2 определяется только погрешностью первого рода.
различие конфигураций графиков не влияет на среднюю нагрузку
элемента, поэтому средние потери в элементе остаются теми же: от
сутствует соотношение типа (5.23). поэтому она всегда отрицательна.
погрешности неадекватности первого рода в реальных условиях
усиливаются еще тем обстоятельством, что график суммарной на
грузки формируется всеми потребителями, независимо от их вклада
в потери. Вместе с тем более мощные потребители расположены, как
правило, ближе к центрам питания и приводят к меньшим удельным
потерям (так называемые «малопотерьные» потребители). такие по
требители имеют более заполненные графики нагрузки, и их нагруз
ки в значительной степени формируют график суммарной нагрузки.
В замкнутой сети график нагрузки каждой линии определяется
режимами работы регулирующих устройств и формируется всеми
узловыми нагрузками (в соответствии с коэффициентами распре
деления). как правило, эти графики существенно отличаются друг
от друга и от графика суммарной нагрузки сети, поэтому погрешность
неадекватности для замкнутой сети имеет наибольшие значения.
В радиальных линиях основная часть потерь приходится на голов
ной участок, график нагрузки которого и является графиком сум
марной нагрузки линии, и на несколько участков магистрали, гра
фики которых близки к графику суммарной нагрузки. поэтому по
грешность неадекватности при расчетах потерь проявляется здесь
слабее, чем в замкнутых сетях.
для снижения влияния погрешностей неадекватности при рас
чете методами 1 и 2 используют корректирующие коэффициенты,
определяемые по формулам (2.26) – (2.29). как показано в прил. 4,
погрешности неадекватности без учета корректирующих коэффи
циентов составляют 10,6 % и 9,3 %, а при их применении – снижа
ются до 3,5 % и 1,5 % соответственно.
В методе 3 суточный график суммарной нагрузки сети не ис
пользуется, поэтому погрешность неадекватности на суточном ин
тервале равна нулю.
онвпдчмнрсы, натркнбкдммЯю зронкыжнбЯмздл оЯпЯлдспнб
впЯузйнб йнмспнкымъф ртснй гкю брдвн пЯрцдсмнвн одпзнгЯ
Суточные графики отличаются не только потребляемой энерги
ей, но и своими конфигурациями (временна
я неоднородность гра
фиков) и, соответственно, значениями
. использование
, опре
деленного по графику дня контрольных замеров (то есть по графи
ку одного из рабочих дней), вносит погрешность
, которая может
быть как положительной, так и отрицательной, и зависит от ва
риации значений
графиков нагрузки в различные сутки. эту по
грешность трудно связать с каким-либо обобщенным параметром,
так как определить ее можно, только рассчитав
для
брдф
суток
расчетного периода и сопоставив их с его значением для дня кон
трольных замеров, что практически невозможно.
расчеты
для суточных графиков недельного интервала, про
веденные для предприятий различных отраслей, показали, что эта
погрешность колеблется в интервале 0,5–2,5 %. для обобщенного
анализа можно принять эту погрешность равной 1,5 %. этот вид по
грешности проявляется во всех методах.
лдснгзцдрйЯю онвпдчмнрсы опзакзедммъф унплтк
Методическую погрешность приближенных формул (2.16) и (2.17)
определяют по формулам (прил. 1), %:
при 0,2
< 0,85
= 25 – 20
(5.24)
при 0,85
1,0
= 53,3 (1 –
).
(5.25)
онвпдчмнрсы пЯрцдсЯ онсдпы лншмнрсз, натркнбкдммЯю
онвпдчмнрсюлз гЯммъф на тжкнбъф мЯвптжйЯф
известно, что сумма полученных по контрольным замерам на
грузок узлов в конкретный интервал времени часто существенно
отличается от суммарной нагрузки сети в целом. В связи с этим при
меняются процедуры балансировки нагрузок узлов и суммарной
нагрузки (см. п. 2.1.6). очевидно, что режим, полученный таким
образом (сбалансированный режим), отличается от неизвестного
фактического режима, хотя и удовлетворяет условию баланса.
при наличии экспертной оценки погрешности нагрузки в каж
дом узле
, %, погрешность в потерях мощности, рассчитанных
для сбалансированного режима
у. сб
, %, определяют по формуле
(прил. 4)
*+
22
у.сб
ii
acPP
f?
/∆f
(5.26)
где
нагрузки узлов;
суммарная нагрузка сети;
ijij
aPUcPR
??
(5.27)
где
i j
собственные (при
=
) и взаимные (при
) узловые со
противления сети.
при расчете потерь в радиальных сетях 35–110 кВ суммарная
нагрузка сети может быть неизвестна (отсутствует система голов
ного учета). неизвестна суммарная нагрузка сети и при проектиро
вании сети – ее получают в процессе расчета как сумму нагрузок
узлов и потерь в сети. В этом случае балансировать узловые нагрузки
не с чем и формула для погрешности в потерях мощности имеет вид:
222
у.нб
iii
cP
(5.28)
примеры расчета погрешностей расчета потерь электроэнергии,
обусловленных погрешностями данных об узловых нагрузках, при
ведены в прил. 4. из известных программ их расчет для конкретной
сети реализован только в программах комплекса «рАп-стандарт».
змунплЯхзнммЯю онвпдчмнрсы пЯрцдсЯ
з k
он опзакзедммъл унплткЯл
такую погрешность,
обусловленную погрешностью используе
мого в расчете значения
, определяют по формулам (прил.4):
*+*+
*+
2кз
кз1кзкз.кф
1121
f?f?ff?
+f++f
(5.29)
где
кз
информационная погрешность значения
В табл. 5.3 приведены результаты расчета суммарных погреш
ностей методов 1–3 для сетей различных номинальных напряже
ний при погрешностях в нагрузках узлов
=
10 %, в коэффици
енте заполнения графика
кз
=
10 % (погрешности обозначены
к ф
), а также погрешности методов 1 и 2 при использовании
определенных непосредственно по графикам нагрузки по формулам
(2.4) и (2.5); последние обозначены
гр
кф гр
. эти погрешности со
ответствуют расчетам по известной схеме сети. буквой «а» обозна
чены методы, использующие приближенные формулы (2.16) и (2.17)
для определения
и не использующие корректирующие ко
эффициенты
, определяемые по формулам (2.30) – (2.32); бук
вой «б» – методы, использующие точные формулы (2.4) и (2.5) для
определения
, но не использующие корректирующие коэф
фициенты
; буквой «в» – методы, использующие точные фор
мулы (2.4) и (2.5) для определения
и корректирующие
коэффи
циенты
. В табл. 5.3 приведены также классы точности методов,
представляющие собой их обобщенные характеристики, которые
можно использовать для идентификации методов. они установ
лены в виде двух цифр: для сетей 35–220 кВ и для сетей 0,4–20 кВ
(в таблице приведены через дробь).
данные табл. 5.3 показывают, что точность расчетов потерь су
щественно повышается, если использовать для определения
точные формулы (2.4) и (2.5) и применять корректирующие коэффи
циенты
. В этом случае приемлемую точность показывает даже
метод 1. характеристики рекомендуемых методов выделены в табли
це полужирным шрифтом.
погрешности расчета нагрузочных потерь в одном элементе
(токоограничивающий реактор, трансформатор Сн подстанции
и т. п.) включают в себя лишь две составляющие – методическую
и информационную погрешность расчета
или
по приближен
ным формулам.
таблица 5.3
погрешности расчета потерь электроэнергии и классы точности методов
Метод
погрешность расчета потерь, %
класс точности
метода,
35–220/0,4–20 кВ
в замкнутой
сети
в линии
35–110 кВ
в фидере
6–20 кВ
в линии
0,4 кВ

17,3
24,2
29,3
34,9
20/30
7,9
11,4
16,5
22,0
10/20
4,5
5,5
10,7
15,5
5/12
13,8
18,5
23,1
27,2
15/25
6,9
9,6
13,9
17,2
8/15
2,6
2,8
7,5
10,2
3/9
1,6
1,6
1,6
1,6
онвпдчмнрсз пЯрцдсЯ онсдпы ькдйспньмдпвзз
б рдсюф 0,4 йб он нанашдммъл гЯммъл н рфдлЯф
В связи с обилием допущений, принятых при выводе формул
(2.53) – (2.57), осуществить фрагментарный учет влияния каждого
допущения трудно. В формировании суммарной погрешности уча
ствуют все погрешности, учтенные в табл. 5.3, и, кроме того, погреш
ности в величинах
0,4
, tg
и (1 –
. если же оценить погрешность
0,4
на уровне 20 %, а в остальных двух величинах на уровне 10 %,
то суммарная погрешность расчета потерь в одной линии по фор
мулам (2.53) – (2.57) составит 37 % (класс точности 40).
погрешность расчета потерь по измеренным потерям напря
жения
, даже при реальном проведении натурных измерений,
не может быть меньше. В ее формировании участвуют все погреш
ности, перечисленные выше, кроме погрешностей в величинах
0,4
и tg
(значение
учитывает влияние на режим tg
). однако при
бавляется погрешность в величине
. она определяется класса
ми точности приборов, используемых при измерениях, возможны
ми разнонаправленными погрешностями приборов в начале и конце
линии, трудностями одновременного снятия их показаний, случай
ными колебаниями нагрузки в течение измерений и т. п. напри
мер, зафиксированное при измерениях значение
(при классах
точности приборов 1,0) в действительности может соответствовать
любому значению в диапазоне (
± 2 %), то есть при измерен
= 8 % действительные потери напряжения могут быть и 6 %,
и 10 %, что соответствует погрешности ±25 %. поэтому класс точ
ности этого метода также можно принять равным 40.
5.5.3. порядок проведения интервального анализа
программы комплекса рАп-стандарт определяют каждую рас
четную величину в виде трех значений: среднего, максимального
и минимального.
Выявление фидеров 6–20 кВ с повышенными коммерческими по
терями осуществляют на основе сопоставления следующих величин:
отпуска электроэнергии в фидер
верхней границы интервала неопределенности технических по
терь электроэнергии в фидере
т.
макс
полезного отпуска электроэнергии потребителям, питающим
ся от данного фидера
п. о
верхней границы диапазона потерь электроэнергии, обуслов
ленных инструментальными погрешностями учета электроэнергии
уч. макс
Гарантированное (минимальное) значение коммерческих потерь
в фидере определяют по формуле
к. мин
отч
т. макс
уч. макс
(5.30)
количественные задания по снижению потерь для различных
служб и подразделений определяют на основе расчета гарантиро
ванных значений составляющих потерь (границ интервалов неопре
деленности). для этого используют интервалы неопределенности:
технических потерь;
потерь, обусловленных технически допустимыми погрешностя
ми учета электроэнергии;
потерь, обусловленных нормативными допустимыми погрешно
стями учета.
опзлдп 5.1.
отчетные потери электроэнергии в сети состав
ляют 11,2 %. расчетное значение технических потерь составляет 7,1 %
поступления электроэнергии в сеть, расход электроэнергии на Сн
подстанций 0,3 %; суммарное значение 7,4 %. погрешность расчета
технических потерь составила
0,8 % поступления электроэнергии
в сеть. В соответствии с этим интервал неопределенности суммы
указанных двух составляющих потерь составляет от 6,6 до 8,2 %.
рассчитанный интервал потерь, обусловленных нормативными ин
струментальными погрешностями учета, составляет от 0,2 % пере
учета до 0,6 % недоучета, а обусловленных технически допустимыми
погрешностями – от –0,1 % переучета до +0,8 % недоучета. расчет
резервов снижения технических потерь показал, что они находятся
в диапазоне от 0,7 до 0,9 %.
пдчдмзд
. Гарантированное (минимальное) значение коммер
ческих потерь по формуле (5.30) составляет
к. мин
= 11,2 – 8,2 –
– 0,8 = 2,2 %
Гарантированная (минимальная) сумма технических потерь и рас
хода электроэнергии на Сн подстанций составляет 6,6 %, поэтому
потери гарантированной структуры равны 6,6 + 2,2 = 8,8 %.
потери неопределенной структуры составляют
неопр
отч
гар
= 11,2 – 8,8 = 2,4 %.
действительная сумма технических потерь и расхода электро
энергии на Сн подстанций в соответствии с расчетом может до
стигать 8,2 %. Максимальная оценка коммерческих потерь соот
ветствует предположению, что технические потери в действитель
ности не превышают 6,6 %, а система учета приводит к переучету
в 0,1 % (левая граница диапазона). тогда коммерческие потери со
ставят 11,2 + 0,1 – 6,6 = 4,7 %.
потери неопределенной структуры не могут быть гарантирован
но отнесены к техническим или коммерческим потерям. улуч
шение
в перспективе качества информации, используемой при расчетах тех
нических потерь, и характеристик системы приборного учета при
ведет к снижению потерь неопределенной структуры и увеличению
гарантированных значений технических и коммерческих потерь.
Графическое изображение структуры потерь приведено на рис. 5.1
(для простоты в технические потери включен и расход электроэнер
гии на Сн подстанций).
при определении количественных заданий по снижению потерь
персоналу различных подразделений логично пользоваться гаранти
рованными значениями составляющих. потери, обусловленные не
соответствием системы учета электроэнергии реальным нагрузкам
присоединений, составляют 0,8 – 0,6 = 0,2 %. Снижение недоучета
как минимум на это значение рассматривается как задача метроло
гических служб.
персоналу сбытовых подразделений ставится задача снижения
хищений в перспективе минимум на 2,2 % отпуска электроэнергии
в сеть (на планируемый период это может быть, например, 0,5 %),
персоналу сетей – снижение технических потерь в перспективе ми
нимум на 0,7 % (минимальные резервы, выявленные в результате
расчетов технических потерь).
пзр. 5.1.
интервальный анализ структуры потерь электроэнергии
отчетные потери = 11,2 %
технические потери (расчет), %
погрешность учета (расчет), %
коммерческие потери, %
потери неопределенной структуры, %
переучет
недоучет
макс
2,2
4,7
2,4
макс
6,6
0,1
0,8
6,5
9,0
8,2
интервальный анализ структуры потерь электроэнергии целе
сообразно проводить по форме табл. 5.4. такая форма включает в себя
данные, получаемые по приборам учета электроэнергии и из расче
тов по программам комплекса рАп-стандарт (составляющих техно
логических потерь электроэнергии и резервов их снижения). В ре
зультате анализа получают структуру потерь электроэнергии (в том
числе и коммерческих потерь) в интервальной форме.
Составляющие потерь, получаемые расчетным путем, представ
ляют в виде трех указанных выше значений. показания приборов уче
та являются детерминированными (пп. 2, 6, 10, 18 и 23), поэтому их
значения одинаковы в каждом столбце. значения, приведенные в об
разце заполненной формы обычным шрифтом, являются исходными.
значения, выделенные полужирным шрифтом, являются результа
тами операций, производимых над исходными данными.
для определения минимального и максимального значений сум
марного показателя, являющегося суммой или разностью других по
казателей, выраженных в интервальной форме, вначале определяют
интервал неопределенности каждого показателя
dW = W
мин
макс
(5.31)
а затем интервал неопределенности суммарного показателя по фор
муле
222
...,
nmk
WWdWdWdW
?±+++
(5.32)
где
значение суммы (разности) средних значений показателей;
номера суммируемых показателей.
если из детерминированного значения вычитают значение, за
данное в интервальной форме, результаты меняют местами: разность
детерминированного и максимального значений дает минималь
ное значение результата, и наоборот. например, интервал неопреде
ленности показателя п. 4 табл. 5.4, являющегося суммой показателей
пп. 1, 2 и 3, определяют следующим образом:
= 84,1 + 3,0 + 15,6 = 102,7 млн кВт·ч;
= 88,3 – 79,9 = 8,4 млн кВт·ч;
= 0;
= 21,4 – 9,8 = 11,6 млн кВт·ч;
4ср
8,411,6
102,77,295,5109,9
?±?±?÷
млн кВт·ч.
расчет значений табл. 5.4 может быть осуществлен с помощью
программы Сп-ст комплекса рАп-стандарт. В каждой строке табл. 5.4
приведены ссылки на конкретные программы комплекса, по ко
торым рассчитывают требуемые данные, являющиеся исходными
для программы Сп–ст.
таблица 5.4
интервальный анализ структуры потерь электроэнергии
п/п
показатель
(источник получения)
Среднее
значение
потерь,
млн кВт·ч
Границы интервала
неопределенности,
млн кВт·ч
минимум
максимум
рдсз 110 йб з бъчд
технические потери в сетях 110 кВ
и выше, всего в том числе:
84,1
79,9
88,3
1.1
нагрузочные, всего
в основной сети (рАп-оС)
в радиальных сетях (рАп-110)
41,0
37,5
3,5
38,0
34,5
3,1
44,0
40,5
3,9
1.2
холостого хода, всего
в основной сети (рАп-оС)
в радиальных сетях (рАп-110)
24,0
20,0
4,0
22,5
18,5
3,7
25,5
21,5
4,3
1.3
на корону, всего
в основной сети (рАп-оС)
в радиальных сетях (рАп-110)
13,0
12,0
1,0
11,5
9,5
0,8
15,5
14,5
1,2
1.4
из-за токов утечки по изоляторам
Вл (роСп)
3,4
2,8
4,0
1.5
в изоляции кабельных линий
110 кВ (роСп)
1,2
1,1
1,3
1.6
в компенсирующих устройствах,
работающих на сети 110 кВ и выше
(роСп)
1,1
0,9
1,3
1.7
в измерительных трансформаторах
110 кВ и выше и трансформаторах
6–20 кВ, присоединенных к под-
станциям 110 кВ до счетчиков тех-
нического учета на вводах 6–20 кВ
(роСп)
0,4
0,3
0,5
расход на Сн подстанций 110 кВ
и выше с присоединением транс
форматора Сн до счетчика техни
ческого учета на вводах 6–20 кВ
(энергосбыт)
3,0
3,0
3,0
недоучет электроэнергии, обуслов
ленный технически объяснимой
инструментальной погрешностью
системы учета в сетях 110 кВ
и выше (рАпу)
15,6
9,8
21,4
п/п
показатель
(источник получения)
Среднее
значение
потерь,
млн кВт·ч
Границы интервала
неопределенности,
млн кВт·ч
минимум
максимум
технологические потери в сетях
110 кВ и выше (п. 1 + п. 2 + п. 3)
102,7
95,5
109,9
рдсз 35 йб
технические потери в сетях 35 кВ,
всего в том числе:
7,2
6,75
7,65
5.1
нагрузочные (рАп-110)
2,8
2,5
3,1
5.2
холостого хода (рАп-110)
3,1
2,9
3,3
5.3
из-за токов утечки по изоляторам Вл
(роСп)
0,3
0,2
0,4
5.4
в изоляции кабельных линий 35 кВ
(роСп)
0,1
0,05
0,15
5.5
в компенсирующих устройствах,
работающих на сети 35 кВ (роСп)
0,7
0,5
0,9
5.6
в измерительных трансформаторах
35 кВ и трансформаторах 6–20 кВ,
присоединенных к подстанциям
35 кВ до счетчиков технического
учета на вводах 6–10 кВ силовых
трансформаторов (роСп)
0,2
0,1
0,3
расход на Сн подстанций 35 кВ
с присоединением трансформато
ра Сн до счетчиков технического
учета (энергосбыт)
0,6
0,6
0,6
недоучет электроэнергии, обуслов
ленный технически объяснимой
инструментальной погрешностью
системы учета в сетях 35 кВ (рАпу)
1,4
0,9
1,9
технологические потери в сетях
35 кВ и выше (п. 5 + п. 6 + п. 7)
9,2
8,55
9,85
рдсз 6–20 йб
технические потери в сетях 6–20 кВ,
всего в том числе:
51,9
49,6
54,2
9.1
нагрузочные (рАп-10)
15,7
14,3
17,1
9.2
холостого хода (рАп-10)
32,1
30,3
33,9
продолжение табл. 5.4
п/п
показатель
(источник получения)
Среднее
значение
потерь,
млн кВт·ч
Границы интервала
неопределенности,
млн кВт·ч
минимум
максимум
9.3
из-за токов утечки по изоляторам
Вл (роСп)
0,3
0,2
0,4
9.4
в изоляции кабельных линий
6–20 кВ (роСп)
0,1
0,05
0,15
9.5
в компенсирующих устройствах
6–20 кВ (роСп)
3,2
3,0
3,4
9.6
в измерительных трансформаторах
35 кВ и выше и трансформаторах
6–20 кВ, присоединенных к под-
станциям 35 кВ и выше после
счетчиков технического учета
на вводах 6–20 кВ силовых транс
форматоров (роСп)
0,5
0,4
0,6
расход на Сн подстанций 35 кВ
с присоединением трансформа-
тора Сн нужд после счетчика
технического учета на вводах
6–10 кВ силовых трансформато-
ров (энергосбыт)
4,1
4,1
4,1
недоучет электроэнергии, обу
словленный технически объясни
мой инструментальной погреш-
ностью системы учета в сетях
6–20 кВ (рАпу)
–1,8
–4,4
0,8
технологические потери в сетях
6–20 кВ (п.9 + п.10 + п.11)
54,2
50,7
57,7
рдсз 0,4 йб
технические потери в сетях 0,4 кВ
(рАп-10)
32,4
28,3
36,5
недоучет электроэнергии, обуслов
ленный технически объяснимой
инструментальной погрешностью
системы учета в сетях 0,4 кВ (рАпу)
15,2
12,6
17,8
технологические потери в сетях
0,4 кВ (п. 13 + п. 14)
47,6
42,7
52,5
продолжение табл. 5.4
п/п
показатель
(источник получения)
Среднее
значение
потерь,
млн кВт·ч
Границы интервала
неопределенности,
млн кВт·ч
минимум
максимум
ртллЯпмъд онсдпз
Суммарные технологические
потери (п. 4 + п. 8 + п. 12 + п. 15) =
= (п. 16.1 + п. 16.2 + п. 16.3),
в том числе:
213,7
205,6
221,8
16.1
суммарные технические потери
(п. 1 + п. 5 + п. 9 + п. 13)
175,6
169,3
181,9
16.2
суммарный расход на Сн подстан
ций (п. 2 + п. 6 + п. 10)
7,7
7,7
7,7
16.3
недоучет электроэнергии, обуслов
ленный технически объяснимой
инструментальной погрешностью
системы учета
(п. 3 + п. 7 + п. 11 + п. 14)
30,4
25,3
35,5
Суммарные резервы снижения тех-
нических потерь – расчетный эф-
фект от МСп, всего, в том числе:
в сетях 110 кВ и выше
(рАп-оС, рАп-110);
в сетях 35 кВ (рАп-110);
в сетях 6–20 кВ и ниже (рАп-10)
5,2
0,5
9,7
3,9
0,4
7,6
19,0
6,5
0,6
11,8
нормативный расход на Сн
подстанций (роСп)
7,0
7,0
7,0
резервы снижения расхода элек
троэнергии на Сн подстанций
(п. 16.2 – п. 18)
0,7
0,7
0,7
недоучет электроэнергии, обуслов
ленный нормативной инструмен
тальной погрешностью системы
учета в сетях всех напряжений
(рАпу)
16,3
11,8
20,8
резервы снижения недоучета
электроэнергии (п. 16.3 – п. 20)
14,1
7,3
20,9
22
Суммарные резервы снижения
технологических потерь
(п. 17 + п. 19 + п. 21)
30,2
22,5
37,9
продолжение табл. 5.4
п/п
показатель
(источник получения)
Среднее
значение
потерь,
млн кВт·ч
Границы интервала
неопределенности,
млн кВт·ч
минимум
максимум
отчетные потери (энергосбыт)
280,0
280,0
280,0
коммерческие потери (п. 23 – п. 16)
66,3
58,2
74,4
5.6. нормативные характеристики потерь электроэнергии
5.6.1. общие положения методики расчета
из четырех составляющих потерь наиболее сложной для пред
ставления в форме, ясной для сотрудников контролирующих орга
нов, являются технические потери (особенно их нагрузочная состав
ляющая), так как они представляют собой сумму потерь в сотнях
и тысячах элементов. Выходом из положения является использова
ние нормативных характеристик технологических потерь (нхтп),
представляющих собой зависимости потерь от составляющих по
ступления электроэнергии в сеть и ее отпуска из сети, отражаемых
в балансе.
нормативные характеристики рассчитывают на основе резуль
татов расчета всех составляющих потерь. параметры (коэффициен
ты) нхтп достаточно стабильны и поэтому, однажды рассчитанные,
согласованные и утвержденные, они могут использоваться для нор
мирования потерь и оценки влияния на потери изменяющейся струк
туры баланса в течение длительного времени – до тех пор, пока не про
изойдет существенных изменений схем сетей. при нынешнем, весьма
низком, уровне сетевого строительства нхтп, рассчитанные для су
ществующих схем сетей, могут использоваться в течение 5–7 лет.
погрешность обобщения расчетных потерь в виде нхтп не превы
шает 2 %. учитывая, что расчетное значение суммарных потерь в се
тях всех напряжений имеет погрешность порядка 6–8 %, общая по
грешность с учетом квадратичного сложения составляющих составит
6,3–8,2 %. поэтому использование нхтп практически не загрубля
ет оценку потерь и в то же время обеспечивает ее простоту и нагляд
ность. В случае же ввода в работу или вывода из
работы в этот период
существенных элементов электрических сетей нхтп дает надежные
базовые значения потерь, относительно которых может оценивать
ся влияние проведенных изменений схемы сети на потери.
окончание табл. 5.4
нагрузочные потери электроэнергии в радиальных сетях зависят
от одного фактора – отпуска электроэнергии в сеть, поэтому их нор
мативная характеристика представляет собой простое выражение:
∆?
(5.33)
нормативная характеристика потерь холостого хода имеет еще
более простой вид:
(5.34)
значение коэффициента
определяют на основе рассчитанных
потерь холостого хода по формуле
(5.35)
или на основе потерь мощности холостого хода
(5.36)
коэффициенты
и
характеристики суммарных потерь в
ра
диальных линиях 35, 6–20 или 0,4 кВ определяют по формулам:
(5.37)
(5.38)
где
значения коэффициентов для входящих в сеть линий;
отпуск электроэнергии в
ю линию;
то же, во все линии в целом.
коэффициенты
и
для сетей 6–20 или 0,4 кВ в целом при на
личии их значений, рассчитанных для ограниченной выборки ли
ний (
), определяют по формулам:
(5.39)
(5.40)
где
отпуск электроэнергии в линии выборки;
отпуск в сеть 6–20 или 0,4 кВ в целом.
относительный недоучет электроэнергии
зависит от объ
емов отпускаемой энергии: чем ниже объем, тем ниже токовая за
грузка тт и тем больше отрицательная погрешность. определение
средних значений недоучета проводят за каждый месяц года и в нор
мативной характеристике месячных потерь они отражаются индиви
дуальным слагаемым для каждого месяца, а в характеристике годовых
потерь – суммарным значением. таким же образом отражаются в нор
мативной характеристике потери, обусловленные погодными усло
виями,
и расход электроэнергии на Сн подстанций
пС
, име
ющие различные значения для разных месяцев года.
нхтп в радиальной сети имеет вид:
норм
д,
WACW
∆?++∆
(5.41)
где
– сумма описанных выше трех составляющих:
пС
(5.42)
значения
существенно различны для разных месяцев года.
нхтп в сетях объекта, на балансе которого находятся сети на
пряжением 6–20 и 0,4 кВ (сети коммунальных предприятий), опре
деляется следующим образом:
0,4
620
норм620
0,4
д,
WAACW
∆?+++∆
(5.43)
где
6–20
отпуск электроэнергии в сети 6–20 кВ, млн кВт·ч, за вы
четом отпуска потребителям непосредственно с шин 6–
20 кВ подстанций 35–220/6–20 кВ и электростанций;
0,4
то же, в сети 0,4 кВ;
6–20
0,4
коэффициенты характеристики.
простота расчета нхтп для радиальных сетей (непосредственно
по результатам расчета потерь) обусловлена тем, что в этих сетях
нагрузочные потери зависят лишь от одного фактора – отпуска
электроэнергии в сеть
. потери в основной сети зависят, как уже
говорилось выше, от достаточно большого числа факторов, как пра
вило, 5–10. для выявления их влияния на потери необходимо про
вести вариантные расчеты при различных сочетаниях значений таких
факторов. В силу нелинейного характера влияния факторов на на
грузочные потери необходимо провести расчеты потерь как мини
мум при трех значениях каждого фактора, а затем на основе аппро-
ксимации результатов вариантных расчетов получить зависимость
нагрузочных потерь от факторов. такую аппроксимацию прово
дят по программе рнх-ст.
особенности режимов замкнутых сетей приводят к появлению
в аппроксимирующей зависимости не только квадратичных членов,
что естественно для нагрузочных потерь, но и линейных членов и по
стоянной составляющей. В связи с этим нхтп для основной сети
имеет более сложный вид:
норм
mm
ij
BWCW
∆?
+++∆
ннн
(5.44)
для линий с реверсивными перетоками, выраженными двумя зна
чениями – поступления
и отпуска
, – в формулу (5.44) подстав
ляют эквивалентное значение, определяемое по формуле (прил. 5)
222
эквр.ор.пр.ор.п
WWWWW
?+/
(5.45)
а в качестве произведений факторов – значение, определяемое по фор
муле
p.o
p.o
p.п
p.п
p.п
p.o
(5.46)
при расчете по формуле (5.46)
м фактором считается фактор
с меньшим значением отношения
p.o
p.o
+ W
p.п
). расчетные зна
чения отпуска
р.о
и поступления
р.п
энергии, используемые в фор
мулах (5.44) и (5.45), определяют по формулам:
р.оооп
WWWW
(5.47)
р.ппоп
WWWW
(5.48)
значения
и
в формулах (5.47) и (5.48) представляют собой
положительные числа.
нормативную характеристику нагрузочных потерь электро-
энергии в замкнутых сетях можно определить на основе вариант
ных расчетов потерь электроэнергии, однако проще предварительно
рассчитать характеристику нагрузочных потерь мощности и затем
преобразовать ее коэффициенты. характеристика нагрузочных по
терь мощности имеет вид:
нагр
ijijii
iji
PaPPbPр
∆?++
ннн
(5.49)
где
значения мощностей, соответствующих отраженным в фор
муле (5.44) показателям;
коэффициенты нормативной характеристики потерь мощ
ности.
преобразование коэффициентов характеристики потерь мощ
ности в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии про
изводят по формулам:
10;
Ak
(5.50)
(5.51)
опзлдп 5.2.
рассчитать коэффициенты нхтп для сети 10 кВ,
потери электроэнергии в которой, рассчитанные для периода продол
жительностью д = 31 день при отпуске электроэнергии 475 млн кВт·ч,
составили: нагрузочные потери 22,7 млн кВт·ч; потери холостого
хода – 17,3 млн кВт·ч (суммарные потери 40,0 млн кВт·ч или 8,4 %).
пдчдмзд
. по формулам (5.33) и (5.35) определяем:
22,7
310,0031;
475
??
= 17,3
31 = 0,558.
характеристика технических потерь имеет вид:
620
620
0,00310,558д.
∆?+
опзлдп 5.3.
рассчитать нхтп для сети напряжением 35–220 кВ,
представленной на рис. 5.2.
Суммарная нагрузка собственных потребителей на шинах 10 кВ
подстанций в базовом режиме равна 42 МВт (100 %). балансирующим
пзр. 5.2.
Схема замкнутой сети 35–220 кВ
АСо-300
АС-95
АС-70
АС-95
АС-70
АСо-300
АС-95
МC-1
МC-2
рCк-1
рCк-2
50 км
30 км
10 км
30 км
5 км
50 км
10 км
20 +
20 +
20 +
25 МВ
25 МВ
10 МВ
63 МВ
16 МВ
2,5 МВ
40 МВ
10 +
10 +
2,5
2,5
201
301
200
100
1001
1017
1014
1011
1021
102
101
2007
2001
3011
202
103
2017
2027
2011
2014
2021
220 кВ
110 кВ
35 кВ
узлом (2001) является электрическая станция или узел присоеди
нения к сети Федеральной сетевой компании. по межсистемной
связи МС-1 энергия передается в соседнюю рСк (рСк-1), а по меж
системной связи МС-2 рассматриваемая рСк получает ее от рСк-2.
пдчдмзд.
Вначале устанавливаем диапазоны варьирования
факторов. два дополнительных значения нагрузок собственных по
требителей примем на уровнях 90 % базового значения (37,8 МВт)
и 80 % (33,6 МВт). Варианты нагрузок межсистемных связей устанав
ливают в соответствии с диапазоном их изменений в реальных ре
жимах. для условий примера примем их отличающимися на ±5 МВт
от базовых значений.
результаты расчета потерь мощности для всех сочетаний нагру
зок (3
= 27 вариантов), проведенного в автоматическом режиме по про
грамме рАп–оС-ст, приведены в табл. 5.5. первые девять вариан
тов соответствуют базовому значению суммарной нагрузки собствен
ных потребителей (42 МВт), вторые девять вариантов – 37,8 МВт,
последние девять вариантов – 33,6 МВт. В качестве фактора
(пер
вый столбец) фиксировался суммарный отпуск в сеть для собствен
ных потребителей (суммарная нагрузка на шинах 10 кВ плюс потери
в сети).
кроме суммарных потерь в расчете отдельно фиксировались по
тери по сетям напряжением 35, 110 и 220 кВ; нормативные харак
теристики определены для сети каждого напряжения. В табл. 5.5
приведены результаты расчета только суммарных потерь.
результаты расчетов обработаны с помощью программы рнх-ст.
полученные значения коэффициентов характеристики потерь
мощности (для приведения к удобной размерности они увеличены
в 10
раз) приведены в табл. 5.6.
В последнем столбце табл. 5.6 даны погрешности аппроксима
ции, соответствующие уровню вероятности 0,95 (удвоенные значе
ния среднеквадратичных погрешностей). В таблице приведены так
же вычисляемые программой вклады составляющих зависимости
(суммарные по всем вариантам) в суммарные потери. их сумма с уче
том знаков составляет 100 %.
как следует из данных таблицы, наименьший вклад соответ
ствует составляющим с коэффициентами
(7 %) и
(–15 %). Мо
жет быть оценена возможность их исключения из зависимости с це
лью ее упрощения. коэффициенты, полученные для зависимости
без этих слагаемых, приведены в строке
(вариант 2). так как
погрешность увеличилась незначительно (с 3,8 до 4 %), указанные
составляющие могут быть исключены из зависимости.
таблица 5.5
результаты вариантных расчетов потерь мощности
п/п
значения факторов, МВт
потери мощности, МВт
нагрузочные
холостого хода
43,76
–10
1,53
0,23
44,10
–10
1,89
0,21
43,51
–10
1,27
0,24
43,70
–15
1,46
0,24
43,98
–15
1,76
0,22
43,49
–15
1,24
0,25
43,89
1,67
0,22
44,33
2,13
0,20
43,60
1,35
0,23
39,26
–10
1,22
0,24
39,50
–10
1,47
0,23
39,07
–10
1,02
0,25
39,24
–15
1,19
0,25
39,45
–15
1,41
0,24
39,09
–15
1,03
0,26
39,32
1,29
0,23
39,61
1,59
0,22
39,10
1,06
0,24
34,84
–10
0,99
0,25
35,02
–10
1,18
0,24
34,70
–10
0,84
0,26
22
34,86
–15
0,99
0,26
35,01
–15
1,16
0,25
34,74
–15
0,87
0,27
34,85
1,01
0,24
35,07
1,24
0,23
34,70
0,84
0,26
таблица 5.6
коэффициенты характеристик потерь мощности (
параметр
(вар. 1)
0,51
0,89
0,88
2,62
2,31
1,56
–4,74
–78,35
–93,41
3,8
220
0,14
0,47
0,14
0,81
0,64
0,53
–1,61
–28,92
–25,28
4,6
110
0,07
0,29
0,79
0,90
1,2
0,75
+3,15
–27,80
–44,26
4,0
0,30
0,13
–0,05
0,91
0,47
0,28
–6,28
–21,63
–23,87
3,4
Вклады составляющих
62,7
28,7
7,0
165,6
–73,0
–25,2
–15,0
–125,8
75,0
(вар. 2)
0,40
1,11
2,79
2,31
1,49
–94,2
–109,2
4,0
–0,02
–0,04
–0,06
–0,03
–0,03
1,4
–0,1
2,0
(вар. 1)
0,38
1,07
2,73
2,28
1,46
–92,8
–109,3
(вар. 2)
0,36
1,06
2,76
2,20
1,49
–93,2
–106,7
3,3
потери холостого хода при изменении нагрузок также изменя
ются (в соответствии с изменением напряжений в узлах), поэтому их
также можно аппроксимировать квадратичным полиномом в зави
симости от факторов
и
. очевидно, что в этой зависимости
большой вес будет иметь постоянная составляющая, а коэффициен
ты при факторах в дальнейшем сложатся с коэффициентами зависи
мости нагрузочных потерь. большинство коэффициентов характе
ристики потерь холостого хода имеют обратный знак по сравнению
с коэффициентами характеристики нагрузочных потерь. это соот
ветствует физике процесса, так как при увеличении нагрузок на
пряжения в узлах сети снижаются.
нагрузочные потери при этом
увеличиваются, а потери холостого хода снижаются (коэффициент
корреляции нагрузочных потерь и потерь холостого хода в данном
примере составил –0,92). результаты аппроксимации потерь холо
стого хода, а также значения коэффициентов характеристики сум
марных потерь мощности в основной сети, полученные сложением
коэффициентов характеристик нагрузочных потерь и потерь холо
стого хода, приведены в табл. 5.6.
окончательно характеристика потерь мощности имеет вид, МВт:
01
0102
121
(0,381,072,732,28
1,4692,8109,3293,5)10,
PPPPPPP
PPPP
∆?++++
+//+
5.52
где 293,5 –
постоянная составляющая зависимости потерь мощно
сти холостого хода.
Аппроксимация суммарных потерь (нагрузочных и холостого
хода) привела к несколько отличным (в основном, чуть меньшим)
значениям коэффициентов (последняя строка в табл. 5.6). при этом
постоянная составляющая зависимости увеличилась до 318,3 за счет
аппроксимационной постоянной составляющей нагрузочных потерь.
несмотря на некоторое снижение погрешности при аппроксима
ции суммарных потерь (обычно очень небольшое, в нашем примере –
3,7 до 3,3 %), целесообразно все же проводить аппроксимацию
нагрузочных потерь и потерь холостого хода отдельно – для более
ясного отражения характеристикой их структуры.
Следует отметить, что количество членов характеристик потерь
определяется только количеством факторов, а не сложностью схе
мы сети. для сети любой сложности при трех факторах характери
стики будут иметь одинаковый вид и отличаться лишь численными
значениями коэффициентов.
для преобразования коэффициентов характеристики потерь
мощности в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии
применяют формулы (5.50) и (5.51).
коэффициенты формы графиков
нагрузки вычисляют по формуле (2.5) либо по (2.17). для реверсив
ных межсистемных связей
=1,33. для нереверсивных связей зна
чение
рекомендуется принимать равным среднегеометрическо
му значению между 1,33 и
графика собственной нагрузки. коэф
фициент формы
при произведении факторов
и
вычисляют
по формуле (прил. 1):
*+*+
222
ффф
111,
ijiji
krkk
?+//
(5.53)
где
коэффициенты формы графиков
коэффициент корреляции потоков активной мощно
сти
-го и
-го факторов, рассчитываемый по режим
ным данным. при отсутствии данных о
i j
приходится
принимать предположение о независимости факто
ров (
= 0). тогда
коэффициенты формы графиков должны быть определены на ста
дии формирования нхтп и введены в нее в виде постоянных значе
ний. при использовании нхтп их корректировка не предусматри
вается, так как характеристики графиков нагрузки не входят в со
став параметров, регистрируемых в официальной отчетности.
предположив в условиях примера, что все значения
= 1,1, по
лучим с учетом формул (5.50) и (5.51) следующую характеристику
технических потерь электроэнергии в основной сети:
01
0212
(17,449,1125,1
104,566,9)0,0930,1097,044д10,
WWWWW
WWWWWW
∆?+++
++//+
(5.54)
где 7,044 = 293,5 · 24 · 10
– потери электроэнергии холостого хода
за сутки, тыс. кВт·ч (с учетом еще одного множителя 10
в фор
муле (5.54) потери холостого хода окажутся выраженными в млн
кВт·ч). значения энергии в (5.54) подставляют с учетом знака –
с плюсом для отпуска энергии из сети и с минусом для посту
пления в сеть.
как следует из изложенного, нхтп представляет собой ком
пактное выражение, в котором сотни тысяч элементов сети «сжа
ты» до нескольких коэффициентов при факторах, значения кото
рых отражаются в официальной отчетности. проверка правильно
сти расчета нхтп для базового периода проста: значение потерь,
определенное по нхтп, должно соответствовать потерям, рассчи
танным по схемам сетей. проверка правильности расчета потерь
с помощью программных средств осуществляется в соответствии
с порядком, описанным в пп. 5.1.2 и 5.3.
5.6.2. расчет нормативных характеристик потерь
при большом числе факторов
при переборе всех вариантов значений факторов число расче
тов потерь растет в геометрической прогрессии. при пяти факторах
число вариантов расчета потерь составляет 243, а при десяти – 59
049.
Вместе с тем не все факторы имеют сильные взаимные связи, ко
торые отражаются в нхтп членами с произведениями факторов.
Многие «небольшие» факторы имеют в нхтп значимые слагаемые,
являющиеся произведениями их нагрузки и суммарной нагрузки
собственных потребителей, и практически незначимые произведе
ния с другими такими же факторами. такие факторы в дальнейшем
называются автономными. Варьирование этих факторов может быть
проведено с одновременным варьированием только суммарной на
грузки сети (отпуска собственным потребителям без учета нагру
зок межсетевых связей, являющихся самостоятельными факторами),
а остальная (гораздо меньшая) часть их вклада в потери будет отра
жена небольшим изменением коэффициентов при основных факто
рах, варьируемых «по полному кругу». это несколько снижает точ
ность учета их влияния на
потери (очень незначительно, учитывая
малость их вклада), однако позволяет существенно снизить число
вариантов расчета потерь.
для выявления факторов, вклад в потери которых мал, целесо
образно провести предварительное ранжирование факторов по сте
пени их влияния на суммарные потери. для этого после расчета ба
зового режима (режим с нагрузками, относительно которых будет
осуществляться варьирование их значений) производят поочеред
ное изменение одного из факторов на
в любую сторону и вновь
проводят расчет режима. если потери мощности в базовом режиме
составили
а в режиме с измененной на
нагрузкой рассматри
ваемого фактора –
, то оценочное значение вклада данного фак
тора в общие потери мощности составит, %:
()100.
pPP
?∆/∆
(5.55)
например, потери мощности в базовом режиме составили
=
= 15 МВт при нагрузке анализируемого фактора 70 МВт. при из
менении нагрузки фактора до 50 МВт (
= 20 МВт) потери соста
вили 14,3 МВт. по формуле (5.55) оценочное значение вклада дан
ного фактора в общие потери составит
(1514,3)10016,3%.
2015
Аналогичную операцию повторяют для каждого фактора, кроме
отпуска в собственную сеть (этот фактор всегда значим и его не
обходимо включать в варьирование на трех уровнях значений). по
сле каждого расчета значение измененного фактора возвращают
на базовый уровень.
коэффициенты нхтп для каждого из автономных факторов
вычисляют на основе девяти вариантных расчетов, в которых на трех
уровнях варьируют два фактора: рассматриваемый автономный фак
тор и нагрузку собственных потребителей при базовых значениях
остальных факторов. Следует иметь в виду, что незначительный
вклад автономного фактора в суммарные потери бывает существен
ным по отношению к собственному значению фактора.
на основании описанных девяти расчетов для
-го фактора вы
числяют коэффициенты
зависимости
0000
iiiiii
PaPaPPaPc
∆?+++
(5.56)
где индексом 0 обозначена нагрузка собственных потребителей.
значение
в формуле (5.56) отражает потери, обусловленные
другими факторами, не варьируемыми в данном расчете. Составля
ющая потерь, вносимых
м фактором, отражается вторым и третьим
слагаемым формулы (5.56):
iiiiiii
PaPPaP
f?+
(5.57)
после расчета коэффициентов
и
i i
проводят расчет с варьи
рованием основных факторов. при этом значения автономных фак
торов фиксируют на базовом уровне. потери, относимые на варьи
руемые основные факторы, в каждом варианте суммарной нагрузки
определяют, вычитая из суммарных потерь в сети сумму значе
ний
, определенных по формуле (5.57) при соответствующем зна
чении
и базовых значениях
i i
. так как при варьировании рассма
тривается три варианта потребления собственными потребителями,
то расчету подлежат три значения суммарного вклада автономных
факторов – при трех вариантах значения
. при проведении основ
ного расчета первое из этих значений вычитают из суммарных на
грузочных потерь первой трети вариантов, второе – второй трети
и третье – последней трети. такую операцию выполняет программа
рАп-оС-ст в блоке вариантных расчетов на основе трех задаваемых
значений вклада автономных факторов. расчеты коэффициентов
i i
в формуле (5.57) и коэффициентов
i j
b
в формуле (5.49) про
водят с помощью программы рнх-ст.
5.7. программный комплекс
рАп
-стандарт
5.7.1. Состав программного комплекса
программный комплекс состоит из 6 автономных программ:
рАп-оС-ст – расчет технических потерь в замкнутых сетях на
пряжением 110 кВ и выше и потерь на корону и автоматическое про
ведение вариантных расчетов потерь для последующего расчета ко
эффициентов нормативных характеристик;
рнх-ст – расчет коэффициентов нормативных характеристик тех
нических потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше на основе резуль
татов вариантных расчетов, проведенных по программе рАп-оС-ст;
рАп-110-ст – расчет технических потерь и их нормативных ха
рактеристик в радиальных сетях 35–110 кВ;
рАп-10-ст –
расчет технических потерь и их нормативных ха
рактеристик в распределительных сетях 6–20 и 0,4 кВ;
роСп-ст – расчет технических потерь в следующем оборудова
нии сетей и подстанций:
ку (Ск и генераторы, работающие в режиме Ск, бСк, Стк,
шунтирующие реакторы);
соединительные провода и шины ру подстанций;
трансформаторы Сн;
токоограничивающие реакторы;
трансформаторы дугогасящих реакторов;
измерительные тт и тн;
счетчики непосредственного включения;
опн и рВ;
устройства присоединения Вч-связи;
расчет потерь:
от токов утечки по изоляторам Вл;
в изоляции кабельных линий;
на корону (в линиях, не включенных в схему основной сети, или
отдельно от расчета основной сети по программе рАп-оС-ст);
расчет нормативного расхода электроэнергии на Сн подстан
ций;
рАпу-ст – расчет потерь, обусловленных погрешностями при
боров учета электроэнергии, а также фактических и допустимых не
балансов электроэнергии на объектах.
комплекс разработан на основе баз данных системы ∆oxPro.
ограничения по объему исходных данных о схемах и нагрузках се
тей отсутствуют. работает с операционными системами Windows-95
и выше. В программах реализованы все методы расчета и анализа
потерь, описанные в предыдущих главах книги, за исключением
метода расчета потерь в сетях 0,4 кВ на основе измеренных потерь
напряжения в линии. этот метод содержался в ранних вариантах
программы, однако затем был исключен разработчиками в связи с его
малой практической полезностью.
программа Сп-ст, осуществляющая интервальный анализ по
терь в соответствии с алгоритмом, изложенным в п. 5.5, поставляет
ся бесплатно по запросу пользователя, эксплуатирующего
брд
про
граммы комплекса (за исключением программ, относящихся к от
сутствующим у пользователя сетям). такой порядок обусловлен тем,
что рАп-стандарт является единственным программным средством,
рассчитывающим интервалы неопределенности потерь, а при от
сутствии их расчета программа Сп-ст не имеет исходных данных.
программа составлена в формате электронных таблиц Excel.
поставка программ может производиться в двух исполнениях:
Сзо А
. количество установок программ в подразделениях поль
зователя не ограничивается. В передаваемые копии программ по
ставщиком вводятся наименования организации пользователя и его
подразделений, которые не могут быть изменены на месте. данный
тип исполнения программ целесообразен для сетевых предприя
тий, которые рассчитывают потери для своих сетей и не выполня
ют работы по договорам для других организаций. преимущество
этого типа исполнения очевидно для организаций, в которых к за
полнению информации и расчетам привлекается большое число
сотрудников в разных подразделениях – программы могут быть
установлены на любом числе компьютеров во всех «уголках» сети,
и если расчет потерь для этой части сети отдельно не проводится,
то, по
крайней мере, ввод информации будет произведен непо
средственно в формате программ рАп-стандарт и передан в центр
для создания общей базы данных.
Сзо б.
передается комплект из двух рабочих мест с защитным
компьютерным ключом. данный тип исполнения программ целе
сообразен для организаций, выполняющих работы по договорам
для других организаций, а также проводящих экспертизу расчетов.
В этом случае наименования объектов вводятся расчетчиком в со
ответствии с производимым расчетом. Включение в комплект двух
рабочих мест позволяет использовать программы одновременно
на основном рабочем месте и при выезде в командировку. В связи
с широким распространением комплекса рАп-стандарт в сетевых
организациях работа экспертных организаций существенно облег
чается за счет уже имеющейся базы данных сетей проверяемой орга
низации.
поставщик обеспечивает:
сопровождение и обновление программного комплекса в тече
ние пяти лет с момента поставки. при выходе в течение этого срока
новых нормативных документов в области расчета и нормирования
технологических потерь электроэнергии в электрических сетях по
ставщик обязуется в течение 30 дней с момента их выхода привести
программное обеспечение в соответствие с этими документами, по
ставить новые версии программ и представить пользователю новый
сертификат;
обучение персонала всех подразделений проведению расчетов;
консультации в области расчета, анализа и нормирования по
терь в электрических сетях, разъяснение требований нормативных
документов и т. п.
5.7.2. характеристики программ
результаты расчетов по любой программе могут быть выданы
в виде Excel-файла для последующей обработки, передачи по элек
тронной почте и создания сводных форм результатов. предусмотре
на возможность объединения баз данных, набранных на различных
компьютерах, и переформирования их структуры в случае измене
ния принадлежности отдельных частей сети, например, передачи
части сетей в другое подразделение.
программы расчетов по схемам сетей (рАп-оС-ст, рАп-110-ст
и рАп-10-ст) осуществляют их графическое отображение с выводом
схемных параметров (марки проводов и длины участков линий,
типы трансформаторов) и результатов расчета (потери в ветвях, на
пряжения в узлах).
Справочники данных о параметрах проводов и трансформато
ров, внесенные в программы, не являются исчерпывающей инфор
мацией о возможных типах линий и трансформаторов. на практике
в сети может использоваться уникальный элемент (например, недавно
приобретенный трансформатор зарубежного производства). Справоч
ники открыты, пользователь может добавлять в них новые данные.
для хранения результатов помесячных расчетов предусмотрен
архив, позволяющий определять суммарные значения потерь за лю
бое количество месяцев.
предусмотрена возможность определения результатов расчета
потерь электроэнергии за предыдущие (не рассчитанные ранее) ме
сяцы на основе их расчета за первый расчетный месяц. эта возмож
ность может использоваться при внедрении программы не с начала
года. программа рассчитывает потери холостого хода за предыду
щие месяцы пропорционально числу дней, а нагрузочные потери –
пропорционально квадрату отношения отпуска энергии в каждый
из предыдущих месяцев к отпуску в расчетном месяце с учетом со
отношения количества рабочих и выходных дней в месяцах, опреде
ляемого по фактическому календарю.
Все структурные составляющие потерь выводятся в выходные
формы и на печать в виде трех значений: расчетного значения и двух
границ интервала неопределенности потерь (минимального и мак
симального значений), которые программы рассчитывают исходя
из анализа параметров сети и полноты исходной информации о на
грузках, определяемой в соответствии с используемым методом рас
чета.
5.7.3. Сертификат, лицензия, аккредитация
кто-то из великих сказал: «умные слова придуманы для того,
чтобы смущать слабые человеческие умы». В связи с юридическими
процедурами, требующими подтверждения правильности представ
ляемых результатов расчета потерь электроэнергии, перечисленные
термины применяются в настоящее время достаточно широко. Вме
сте с тем пользователям программ значение этих терминов часто пред
ставляется в самом общем виде. например, при вопросе предполагае
мого покупателя программ: «Ваша фирма имеет лицензию?» ответ:
«Мы являемся правообладателями этой программы» кажется ему от
ветом не по существу. Второй вопрос: «Ваша программа лицензиро
вана?» ответ: «продукция не лицензируется, она может лишь под
вергаться сертификации» приводит в замешательство. Ведь есть же
требования об использовании только лицензионного программного
обеспечения! дадим пояснения к указанным терминам.
кзхдмжзю
– это документ, подтверждающий право предпринима
теля (юридического или физического лица) заниматься определен
ным видом деятельности. например, водительское удостоверение
на английском языке называется
driτer licence
(лицензия водителя)
и подтверждает право водить автомобиль. Существует перечень ви
дов деятельности, осуществлять которые можно, только получив
внртгЯпрсбдммтэ
лицензию (обязательное лицензирование). В рос
сии этот перечень установлен Федеральным законом № 128-Фз
«о лицензировании отдельных видов деятельности». В области элек
троэнергетики в перечень входит только один вид деятельности –
деятельность по эксплуатации электрических сетей. деятельность
по разработке и продаже программ расчета потерь электроэнергии
и других параметров режимов работы электрических сетей не тре
бует лицензии. более того, даже при желании получить такую ли
цензию невозможно. В законе прямо сказано, что введение лицен
зирования иных видов деятельности возможно только путем вне
сения дополнений в предусмотренный законом перечень (то есть
через изменение закона).
Вместе с тем существуют положения об охране авторских прав
на результаты интеллектуальной деятельности, изложенные в Граж
данском кодексе рФ (ст. 1261, 1262 и др.). В соответствии с этими по
ложениями автор программы может
он рбндлт едкЯмзэ
зарегистри
ровать ее в федеральном органе исполнительной власти по интел
лектуальной собственности (тогда он становится ее официальным
правообладателем). передача правообладателем (лицензиаром) пра
ва на использование программы другому лицу (лицензиату) осу
ществляется на основе лицензионного договора. правообладатель
программы не может получить у кого-то лицензию на свою про
грамму, он сам передает программу пользователю вместе с состав
ляемым им лицензионным свидетельством о такой передаче. по
этому вопрос: «у вас есть лицензия (лицензионное свидетельство)
на программу?» может быть задан правоохранительными органами
пользователю программы, а не ее правообладателю.
поставщики широко используемого программного обеспечения
(Windows, 1C «бухгалтерия» и т. п.) должны иметь лицензию, выдан
ную правообладателями этих программ и подтверждающую, что по
ставщику разрешено поставлять «чужие» программы (это не госу
дарственная лицензия, описанная выше). В этом случае юридиче
ски неточный термин «лицензионная программа» означает, что ее
приобрели у лица, которому правообладатель дал разрешение (ли
цензию) на ее распространение.
рдпсзузйЯс
– это документ, подтверждающий соответствие ха
рактеристик товара требованиям, установленным в каком-либо офи
циальном документе. Существует утверждаемая правительством
рФ номенклатура продукции, в отношении которой предусмотрена
обязательная сертификация. например, продовольственные това
ры не могут продаваться, если они не сертифицированы. програм
мы расчета потерь электроэнергии не входят в эту номенклатуру,
поэтому могут передаваться без всякого сертификата.
кроме обязательной сертификации законом предусмотрена
апнбнкымЯю рдпсзузйЯхзю
. она может быть осуществлена примени
тельно к любой продукции по желанию ее производителя. на ком
пьютерную программу также может быть получен сертификат.
при рассмотрении программ в испытательном центре обычно про
веряются их сервисные характеристики, так как в этой области суще
ствуют государственные стандарты (ГоСт р иСо/Мэк 12119–2000,
ГоСт 28195–89 и ГоСт р иСо 9127–94). требования этих стандартов
имеют смысл для программ широкого пользования (не специали
зированных). покупатель же специализированной программы сам
может удостовериться, устраивают ли его ее сервисные характери
стики. и если устраивают, то «сверка» своего решения с положения
ми стандартов (изложенных к тому же таким языком, что читатель
вряд ли поймет, как его интересы корреспондируются с приводи
мыми требованиями!) имеет мало смысла.
пользователи программ по расчету потерь электроэнергии вряд
ли удовлетворятся сертификатом, подтверждающим, что у про
граммы «дружественный интерфейс». для предоставления расчета
в службу по тарифам необходимо, чтобы было подтверждено соот
ветствие заложенного в программу алгоритма расчета официально
утвержденной методике таких расчетов (в настоящее время мето
дика утверждена приказом Минэнерго россии от 30 декабря 2008 г.
№ 326).
испытательные центры (лаборатории) по программному обе
спечению занимаются программами, решающими многочисленные
технологические задачи в различных областях техники, и не могут
иметь в своем штате специалистов по всем областям знаний. для под
тверждения соответствия алгоритма расчета утвержденной методи
ке они вынуждены обращаться за экспертным заключением в про
фильные организации. на основании этого заключения и собствен
ной проверки «дружественности интерфейса» испытательный центр
составляет заключение о возможности выдачи сертификата, а уполно
моченное подразделение Госстандарта россии выдает сертификат.
как правило, испытательные центры не знают организаций, ко
торые являются головными по конкретной узкой технологической
задаче, и обращаются за этой информацией к автору программы.
Автор всегда найдет «дружественного специалиста», который даст
нужное заключение. поэтому наличие сертификата на программу
по большому счету является фикцией, но оказывающей нужное воз
действие на «слабые человеческие умы». еще большей фикцией яв
ляется сертификат на программу, рассчитывающую какие-либо тех
нические параметры при отсутствии официально утвержденной ме
тодики таких расчетов. здесь проверяется только «дружественность
интерфейса», хотя пользователи считают, что раз есть сертификат,
значит, кто-то одобрил и методику расчета. увы.
если инстанция, в которую представляются результаты расче
та, требует сертификат, то поневоле надо приобретать программу,
на которую автор позаботился его оформить. Авторы наиболее из
вестных программ это делают.
рбзгдсдкырсбн на ЯййпдгзсЯхзз
– это документ, подтверждающий
официальное признание органом по аккредитации компетентности
физического или юридического лица выполнять работы в опреде
ленной области оценки соответствия. например, испытательные цен
тры различных видов продукции должны иметь аккредитацию Гос
стандарта россии.
правообладателем программного комплекса «рАп-стандарт» (ли
цензиаром) является зАо фирма «СелеЖ». комплекс имеет серти
фикат, подтверждающий соответствие алгоритма расчета методи
ке, изложенной в упомянутом приказе Минэнерго россии. испыта
тельная лаборатория, на основании заключения которой выдан
указанный сертификат, имеет аккредитацию Госстандарта россии
(иначе Госстандарт не выдал бы сертификат).
Глава 6.
МероприЯтиЯ по СниЖению
потерь электроэнерГии
6.1. Структура мероприятий
несмотря на то что понятие «мероприятие по снижению потерь
электроэнергии» кажется ясным без особых разъяснений, необходи
мо все же конкретизировать, какие действия, направленные на сни
жение потерь, можно отнести к МСп.
Странным выглядело бы, например, такое мероприятие по сни
жению хищения денег, как закрывание сейфов на ключ. то, что их
не закрывали, просто головотяпство, и наведение элементарного по
рядка не может считаться «мероприятием». Вместе с тем такие дей
ствия, как пломбирование крышек счетчиков и устранение вибра
ции их оснований приводятся в некоторых нормативных докумен
тах как МСп. кажется, что для повышения эффективности работ
по снижению коммерческих потерь необходимо сначала поставить
счетчики на открытые места, где «и дождик их мочит, и кроет их
пыль», а затем планировать МСп в виде установки защитных ящи
ков. Можно также выставить их на мороз, а потом (в качестве МСп,
разумеется) заниматься установкой устройств их подогрева.
приведем три обязательных условия, при которых действие,
направленное на снижение потерь, можно считать мероприятием
по их снижению.
прежде всего, к МСп можно относить только мероприятия, сни
жающие потери в сети и в оборудовании, изначально функциони
рующих в нормальных технических условиях. приведение условий
в технически допустимые пределы не является МСп. замена счет
чиков на счетчики более высокого класса – это МСп; пломбиро
вание крышек и устранение вибрации оснований счетчиков, устра
нение работы счетчиков в
мдгнотрсзлъф
условиях, проведение по
верки и калибровки счетчиков с
опнрпнцдммълз
сроками и т. п. – нет.
замена тт с неоправданно высокими номинальными токами на бо
лее низкие – это МСп (так как и прежние тт работали в техниче
ски допустимых условиях), а устранение
одпдвптжйз
их вторичных
цепей – нет.
Сказанное относится и к МСп, требующим иногда существен
ных затрат. Автору приходилось на практике видеть уникальные
случаи, например, фидер 10 кВ длиной более 160 км. В конце это
го фидера напряжение было ниже 6 кВ. разукрупнение такого фи
дера нельзя причислить к МСп (практически во всех сетях 0,4 кВ
не соблюдались требования ГоСт на качество электроэнергии),
хотя происходящее при этом снижение потерь должно учитываться
при определении норматива потерь.
Вторым условием является отсутствие отрицательного влияния
мероприятия на безопасность персонала, качество выполнения им
своих обязанностей, надежность электроснабжения и качество по
ставляемой электроэнергии. продолжительность работ по
планово
му ремонту оборудования должна определяться в соответствии с тех
нически и экономически обоснованными нормативами; ускорение
таких работ увеличивает риск несчастного случая и снижает каче
ство ремонта. Ставить задачу сокращения продолжительности пла
новых ремонтов по сравнению с нормативами неразумно. норма
тивную же продолжительность аварийных ремонтов вообще трудно
установить в силу неодинаковости последствий различных аварий
одного и того же типа. учитывая неоднозначную оценку полезности
сокращения продолжительности плановых ремонтов и неопреде
ленность исходного показателя в случае аварийных ремонтов (со
кращать продолжительность – по сравнению с чем?), сокращение
продолжительности ремонтных работ не может считаться поощряе
мым мероприятием по снижению потерь электроэнергии.
третьим условием является выполнение конкретной работы имен
но с целью снижения потерь. действия, приводящие к сопутству
ющему снижению потерь, не являются МСп. например, основной
целью проведения ремонтов Вл под напряжением является не сни
жение потерь, а сохранение во время ремонта возможности передачи
требуемых объемов электроэнергии без ограничений и без сниже
ния надежности электроснабжения, поэтому рассматривать эти ра
боты как МСп нельзя. кроме того, проведение ремонтов Вл под на
пряжением не снижает потери по сравнению с их фактическим зна
чением, а только обеспечивает их неувеличение. эффект от таких
работ может быть определен по принципу «могло быть хуже». В то же
время в существующей отчетности этот эффект
рйкЯгъбЯдсрю
с эф
фектом от других мероприятий. при определении потерь после про
ведения МСп суммарный эффект, определенный таким образом,
вычитается из начального значения потерь, что является очевидной
ошибкой. недопустимость включения таких работ в перечень МСп
можно считать четвертым условием.
кроме условий, при которых действие, направленное на сниже
ние потерь,
лнемн рцзсЯсы
мероприятием по снижению потерь, не
обходимо отметить и условия, при которых МСп
лнемн бйкэцЯсы
в нормативный документ, устанавливающий отчетность об их про
ведении. перечень любых возможных МСп полезно приводить
учебной литературе. условием же включения мероприятия в пере
чень
нсцдсмъф
МСп является, во-первых, наличие способа четкой
количественной оценки его воздействия на потери, а во-вторых,
хоть какая-то предварительная оценка его весомости. эффективность
МСп может оцениваться только в виде экономии киловатт-часов.
если способ количественной оценки отсутствует (хотя и ясно, что
к какому-то положительному эффекту планируемые работы приве
дут), такое МСп не должно содержаться в нормативном документе,
устанавливающем отчетность об их проведении. устанавливать же
отчетность по каждому мелкому МСп с присвоением ему кода
(для последующей обработки) является, по мнению автора, рециди
вом социалистической системы тотального планирования и необъ
яснимого желания знать, например, сколько же счетчиков в россии
в отчетном году перестало вибрировать. отчетность по объемам про
водимых МСп в единицах «количество расчетов» вообще не имеет
никакой практической ценности. еще более нелогичной является та
кая детальность в документах, представляемых на стадии планиро
вания МСп.
Вопрос о необходимости отчетности о проведенных (и особен
но о планируемых) МСп можно поставить и более кардинально.
проведение МСп является внутренним делом сетевой организации.
В их проведении сетевая организация заинтересована в большей сте
пени, чем организации, требующие такую отчетность. Все внешние
воздействия на сетевую организацию в части потерь электроэнергии
должны ограничиваться установлением норматива потерь. устой
чивость и надежность работы электрических сетей являются не ме
нее важными показателями, чем уровень потерь, однако в этих об
ластях отсутствует
хдмспЯкзжнбЯммЯю рзрсдлЯ
планирования и от
четности мероприятий по повышению этих показателей. отчетность
о произошедших авариях имеет совсем другой смысл. отчетность
о планируемых и проведенных МСп только загружает ненужной
работой специалистов сетевых организаций, она не применяется
ни в одной стране мира с рыночной экономикой и, по мнению авто
ра, должна быть отменена.
требует уточнения и терминология в области МСп. разделение
МСп на организационные и технические не раскрывает их сути.
для проведения любого МСп требуются организационные уси
лия, и любое МСп является техническим (не гуманитарным же!).
поэтому все действия, предшествующие реальному проведению МСп,
целесообразно считать «
лдпнопзюсзюлз он нпвЯмзжЯхзз пЯанс он рмз
едмзэ онсдпы ькдйспньмдпвзз
». В их число входят:
выпуск организационно-распорядительных документов, уста
навливающих ответственность подразделений и конкретных лиц
за различные участки работ по снижению потерь;
проведение мероприятий по повышению квалификации работ
ников;
внедрение программного обеспечения расчетов потерь;
проведение расчетов по определению структуры потерь, анализ
потерь с целью выявления мест с повышенными потерями, выбор
МСп с оценкой их эффективности;
разработка плана МСп;
выделение средств и материальных ресурсов для приобретения
необходимого оборудования, его доставки и установки;
разработка системы стимулирования персонала к снижению
потерь электроэнергии;
введение системы контроля за проведением работ по снижению
потерь электроэнергии и соответствующей системы их учета и ана
лиза;
установление в договорах электроснабжения условий потребле
ния реактивной энергии потребителями в соответствии с действу
ющими нормативными документами.
Собственно же
лдпнопзюсзюлз он рмзедмзэ онсдпы
являются
практические действия, приводящие к реальному снижению потерь.
исходя из особенностей получения эффекта МСп могут быть раз
делены на следующие четыре группы:
мероприятия по улучшению режимов работы электрических
сетей;
мероприятия по реконструкции электрических сетей, осущест
вляемые с целью снижения потерь;
мероприятия по совершенствованию системы учета электро-
энергии;
мероприятия по снижению хищений электроэнергии.
Воздействие на потребителей с целью реализации ими режи
мов потребления реактивной энергии, установленных в договорах
электроснабжения (в том числе за счет установки ку в своих сетях)
трудно считать мероприятием по снижению потерь, проводимым
энергоснабжающей организацией, в силу отсутствия механизма
такого воздействия. потребитель вправе как устанавливать ку,
так и оплачивать повышенное потребление реактивной энергии.
Во втором случае снижения потерь не происходит, энергоснабжа
ющая организация лишь получает за них денежную компенсацию.
В чем может заключаться «воздействие», заставляющее потребите
ля выбрать именно первый путь? к тому же энергоснабжающая ор
ганизация часто предпочитает получить денежную компенсацию,
не особо настаивая на установке ку. более подробно эти вопросы
рассмотрены в гл. 7.
й лдпнопзюсзюл он тктцчдмзэ пдезлнб
ькдйспзцдрйзф рдсди
относятся:
реализация оптимальных режимов замкнутых электрических се
тей 110 кВ и выше по напряжению и реактивной мощности;
установка и ввод в работу автоматических регуляторов напря
жения на трансформаторах с рпн и автоматических регуляторов
реактивной мощности на ее источниках;
установка на подстанциях средств ти параметров режима сети
и средств АСкуэ;
перевод неиспользуемых генераторов электростанций в режим
Ск при дефиците реактивной мощности в узлах сети;
проведение переключений в схеме сети, обеспечивающих сни
жение потерь электроэнергии за счет перераспределения ее потоков
по линиям, в том числе за счет оптимизации мест размыкания кон
туров различных номинальных напряжений;
осуществление рн в центрах питания радиальных сетей 6–110
кВ,
обеспечивающего минимальные потери электроэнергии в сети при до
пустимых отклонениях напряжения у потребителей электроэнергии;
размыкание линий 6–35 кВ с двухсторонним питанием в точ
ках, обеспечивающих электроснабжение потребителей при мини
мальных суммарных потерях электроэнергии в сетях 6–35 кВ и выше
и сохранении необходимой надежности электроснабжения;
отключение в режимах малых нагрузок одного из трансформа
торов на подстанциях с двумя и более трансформаторами;
выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ.
й лдпнопзюсзюл он пдйнмрсптйхзз ькдйспзцдрйзф рдсди
отно
сятся:
разукрупнение подстанций, ввод дополнительных Вл и трансфор
маторов для разгрузки перегруженных (по экономическим, а не тех
ническим условиям!) участков сетей, замена малозагруженных транс
форматоров на подстанциях (в том числе и их перемещение на дру
гие подстанции), ввод дополнительных коммутационных аппаратов,
обеспечивающих возможность переключения участков сетей на пи
тание от других подстанций, и т. п.;
ввод ку на подстанциях сетевой организации;
ввод технических средств регулирования потоков мощности
по линиям (трансформаторов с продольно-поперечным регулиро
ванием и вольтодобавочных трансформаторов).
замену трансформаторов с пбВ, переключение ответвлений ко
торых возможно только при отключении трансформатора от сети,
на трансформаторы с рпн, переключение ответвлений которых воз
можно и под нагрузкой, проводят, как правило, не для снижения
потерь, а для обеспечения требуемого качества электроэнергии.
это обычно приводит и к сопутствующему снижению потерь элек
троэнергии. если качество электроэнергии обеспечивалось и транс
форматором с пбВ, а установка трансформатора с рпн осуществля
ется только с целью снижения потерь, то такую установку можно
считать МСп. затраты на такую работу могут окупиться за счет сни
жения потерь, если речь идет о трансформаторе связи сетей раз
личных напряжений в замкнутой сети или трансформаторе в центре
питания радиальной сети 35–110 кВ, но вряд ли, если это тупиковый
трансформатор 35–110/10 кВ.
й лдпнопзюсзюл он рнбдпчдмрсбнбЯмзэ рзрсдлъ тцдсЯ ькдйспн
ьмдпвзз
относятся:
замена измерительных трансформаторов на трансформаторы с по
вышенными классами точности и номинальными параметрами, со
ответствующими фактическим нагрузкам;
замена существующих приборов учета электроэнергии на новые
приборы с улучшенными характеристиками;
установка приборов технического учета электроэнергии на ра
диальных линиях, отходящих от подстанций (головной учет).
й лдпнопзюсзюл он рмзедмзэ фзшдмзи ькдйспньмдпвзз
отно
сятся:
периодические проверки условий работы электросчетчиков рас
четного учета у потребителей и выявление хищений электроэнер
гии;
замена на Вл 0,4 кВ обычных «голых» алюминиевых проводов
изолированными проводами, затрудняющими несанкционирован
ное подключение к линии.
6.2. оценка эффективности мероприятий
6.2.1. оптимизация режимов электрических сетей
по напряжению и реактивной мощности
Ведение режимов сети может осуществляться диспетчером в со
ответствии с графиком регулирования устройств, составленным
на основании предварительно проведенных прогнозных расчетов
(управление в режиме «офф-лайн»), либо в темпе процесса («он-лайн»)
на основе данных, поступающих от системы ти. управление в темпе
процесса намного эффективнее, так как используются фактические,
а не прогнозные данные о режиме. для реализации такого управ
ления необходимо:
периодически проводить оценку наблюдаемости сети (выявле
ние зон, управление которыми возможно с помощью уже установ
ленных средств ти) и определять оптимальные места установки
дополнительных средств ти. такая оценка осуществляется по спе
циальным программам и представляет собой одноразовую опера
цию, на основании которой разрабатывается план оснащения сети
средствами ти;
рассчитывать режимы сети на основе данных ти с частотой по
ступления информации с помощью программы оценивания режима
(в практике известны как программы оценивания состояния);
использовать программу оперативного формирования наблю
даемой схемы сети, соответствующей функционирующим в дан
ный момент средствам ти и находящимся в работе участкам сети
(при выходе из строя датчика ти или выводе в ремонт оборудова
ния программа должна формировать новую расчетную схему в со
ответствии с изменившейся зоной наблюдаемости);
проводить на основе данных о фактическом режиме, получен
ном по программе оценивания состояния, расчеты оптимальных
текущих режимов сети по коэффициентам трансформации и реак
тивной мощности источников и реализовывать такие режимы.
для выявления целесообразных воздействий на режим необхо
димо провести исследование степени влияния на потери устройств
регулирования и осуществлять оперативное управление устройства
ми, наиболее эффективно влияющими на потери.
определение параметров оптимальных режимов и оценку эффек
тивности (влияния на потери) перехода от существующих к опти
мальным режимам осуществляют на основе расчета режимов по спе
циальным оптимизационным программам. оценку снижения потерь
электроэнергии наиболее правильно проводить, рассчитывая опти
мальные режимы на всех ступенях графика нагрузки. В оценочных
расчетах часто используют снижение потерь мощности при опти
мизации двух характерных режимов: максимальной
макс
и мини
мальной
мин
нагрузок. Снижение потерь электроэнергии за рас
четный период продолжительностью
, ч, определяют по формуле
макс
макс
мин
мин
(6.1)
где
макс
мин
относительные продолжительности максимальной
и минимальной нагрузок, определяемые по форму
лам (2.23) и (2.24).
при наличии в сети трансформаторов без рпн (с пбВ) необхо
димо определить их оптимальные коэффициенты трансформации.
для этого выполняют расчеты оптимальных режимов сети для ча
сов максимальной и минимальной суточных нагрузок в предполо
жении, что все трансформаторы имеют рпн. В период работы транс
форматора с постоянным ответвлением входят различные характер
ные сутки, например, соответствующие рабочим и нерабочим дням.
необходимо провести оптимизационные расчеты для часов макси
мальной и минимальной нагрузки каждых суток. ответвление
трансформатора без рпн, обеспечивающее минимальные потери
электроэнергии за расчетный период, определяют по формуле
iTiii
iii
Pkt
(6.2)
где
потери мощности в
-м режиме продолжительностью
часов
в сутки и расчетным коэффициентом трансформации
число суток в расчетном периоде.
для иллюстрации метода определим коэффициент трансформа
ции трансформатора без рпн для зимнего периода работы энерго
системы продолжительностью 140
суток, в том числе 100 рабочих су
ток и 40 нерабочих суток. результаты расчета оптимальных режимов
максимальной и минимальной нагрузки каждых суток, проведенные
в предположении, что данный трансформатор имеет рпн, и харак
теристики суточных графиков, приведены ниже:
параметр .........................
макс
мин
макс
мин
макс
мин
сут
рабочие сутки ................
0,97
1,03
0,56
0,44
100
нерабочие сутки ...........
1,01
1,05
0,48
0,52
по формуле (6.2) определяем:
+*
+*
900,970,56351,030,44100601,010,48251,050
,5240
0,99.
900,56350,44100600,48250,5240
АА+АА+АА+АА
А+А+А+А
Соотношение полученного значения коэффициента трансфор
мации трансформатора без рпн с аналогичными значениями в че
тырех рассчитанных режимах, которые целесообразно было бы
поддерживать, если бы трансформатор имел рпн, объяснимо. оно
получилось наиболее близким к значению оптимального коэффи
циента трансформации для максимальной нагрузки рабочих суток,
так как этот режим характеризуется наибольшими потерями и наи
большей продолжительностью, и несколько сдвинуто в большую
сторону в связи с учетом более высоких значений, оптимальных
для других режимов (с меньшим весом потерь электроэнергии в них).
6.2.2. установка и ввод в работу
автоматических регуляторов напряжения
и реактивной мощности, средств телеизмерений
параметров режима и средств АСкуэ
оптимальные режимы работы устройств рн и реактивной мощ
ности часто определяются местными параметрами режима электри
ческой сети. регулирование целесообразно осуществлять с помощью
автоматических устройств, установленных непосредственно у обо
рудования. эффект от их установки заключается в автоматическом
изменении режима без его контроля и периодического вмешатель
ства диспетчера.
эффект от установки средств ти параметров режима и средств
АСкуэ определяется дополнительным снижением потерь за счет
использования более точной информации при оптимизации режи
мов электрических сетей и принятия других решений, обусловлен
ных уточнением расчетных значений технических потерь. это уточ
нение определяется разностью погрешностей расчета технических
потерь, вычисленных по формуле (п4.16) при погрешности узловой
нагрузки
до и после установки средств ти или АСкуэ.
6.2.3. перевод генераторов электростанций
в режим синхронного компенсатора
целесообразность такого перевода рассматривается для генера
торов, которые в определенный период времени не используются
по своему основному назначению. как правило, это либо малоэко
номичные генераторы, выводимые из работы на период сезонного
снижения нагрузки, либо генераторы электростанций, работающих
на дефицитном топливе. при использовании генераторов в каче
стве Ск ими потребляется из сети небольшая активная мощность,
а генерируется реактивная мощность, снижающая потери активной
мощности в сети. Снижение потерь электроэнергии в сети опреде
ляется разницей оптимальных потерь, определенных для варианта
без данного источника реактивной мощности и при его наличии.
рассчитанное снижение потерь сравнивают с расходом электроэнер
гии в Ск, определенным по формуле (2.68) с учетом приведенных
под формулой коэффициентов увеличения потерь, и делают вывод
о целесообразности использования генераторов в качестве Ск
для снижения потерь в сети.
6.2.4. оптимизация мест размыкания контуров
электрических сетей с различными
номинальными напряжениями
известно, что минимальные потери активной мощности соот
ветствуют режиму сети, в котором распределение мощности по вет
вям пропорционально их активным сопротивлениям. естествен
ное же распределение мощности происходит в соответствии с пол
ными сопротивлениями
=
R + j X
. Ввиду того, что в сетях 220 кВ
и выше
<<
, распределение в соответствии с полными сопротив
лениями в большей степени соответствует минимуму потерь реак
тивной мощности. оба условия совпадают лишь в том случае, если
сеть однородна, то есть когда отношение
=
на всех участках
сети одинаково. В замкнутых контурах, образованных сетями раз
личных номинальных напряжений (рис. 6.1), это условие не соблю
дается.
Величина
для сети высокого напряжения, как правило, боль
ше, чем для сети низкого напряжения, что приводит к появлению
уравнительного тока
=
jI
ур
, увеличивающего загрузку сети
низкого напряжения и снижающего загрузку сети высокого напря
жения. для компенсации уравнительного тока в контур необхо
димо ввести эдС
= E
 +
j E
, создающую ток, направленный про
тивоположно:
=
, где
= R
+
j X
– сопротивление кон
тура. записывая отдельно действительную и мнимую части этого
выражения, получим:
I
(6.3)
 = –
учитывая, что
>>
, из уравнений (6.3) следует, что про
дольная составляющая эдС
 в основном
влияет на перераспре
деление реактивного тока, а поперечная

активного. поэтому
в неоднородных контурах целесообразно внедрение устройств по
перечного регулирования (продольное осуществляется существу
ющими трансформаторами).
пзр. 6.1.
замкнутый контур,
образованный сетями раз
личных номинальных на
пряжений
при отсутствии устройств поперечного регулирования сниже
ние потерь возможно с помощью принудительного изменения по
токораспределения путем размыкания сети низкого напряжения.
В данном случае необходимо определить, в каком месте следует раз
мыкать сеть, чтобы потери активной мощности были минимальны
ми. В качестве оптимального распределения мощностей принима
ется их естественное распределение в однородной сети. для его рас
чета исходную схему приводят к однородной, подбирая реактивные
сопротивления ветвей таким образом, чтобы соблюдались два усло
вия: отношения
для параллельных ветвей должны быть оди
наковыми и потери реактивной мощности в преобразованной схе
ме должны быть равны потерям в исходной схеме. размыкание сети
производят в точках токораздела, полученных при расчете преобра
зованной схемы. предварительно необходимо решить вопрос о до
пустимости такого размыкания с точки зрения надежности электро
снабжения и режимов напряжения.
иногда точки раздела получаются различными для активной
и реактивной мощности. В этом случае необходимо сравнить по
тери при размыкании в каждой из них и выбрать наилучшую. если
элементы рассматриваемого контура не входят в другие контуры (на
пример, две части системы связаны линиями 500 и 220 кВ, рабо
тающими параллельно), то можно обойтись без приведения сети
к однородной. В этом случае проводят несколько расчетов при раз
личных точках размыкания и выбирают вариант с минимальными
потерями в сети в целом.
оптимальные точки размыкания могут быть различными для ре
жимов наибольших и наименьших нагрузок. если отсутствует воз
можность оперативного изменения точек размыкания в течение су
ток, то выбирают точку, обеспечивающую минимум потерь электро-
энергии за сутки:
макс
макс
мин
мин
(6.4)
где
макс
и
мин
определяют по формулам (2.23) и (2.24) для графика
нагрузки размыкаемой сети.
6.2.5. оптимизация законов регулирования напряжения
в центрах питания радиальных электрических сетей
В разомкнутом режиме эксплуатируются практически все сети
6–35 кВ и бо
льшая часть сетей 110 кВ. на шинах 6–10 кВ подстан
ций 35–110 кВ необходимо поддерживать напряжение, компенсиру
ющее потери напряжения в сети 10 кВ и обеспечивающее необходи
мые отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ распределительных
трансформаторов (рт) 10/0,4 кВ. регулирование напряжения при из
менении нагрузки необходимо производить таким образом, чтобы
напряжение было наиболее высоким в период больших нагрузок
и наиболее низким в период малых нагрузок. такое регулирование
называют встречным (рис. 6.2). при изменении нагрузки от
мин
до
макс
отклонение напряжения шинах 10 кВ изменяется по ли
нейному закону от
до
цп
. разность
=
цп

цп
на
зывают диапазоном рн в цп. такое регулирование осуществля
ется трансформаторами с рпн. более подробно вопросы рн в се
тях 10 и 0,4 кВ рассмотрены в гл. 8.
если все трансформаторы, присоединенные к сети 35–110 кВ,
имеют рпн, то напряжение в сети 35–110 кВ с целью снижения на
грузочных потерь поддерживают на верхнем допустимом уровне.
располагаемый диапазон рн устройств рпн трансформаторов
35–110/6–10 кВ позволит им самостоятельно справиться с поддер
жанием требуемых режимов напряжения шинах 6–10 кВ при прак
тически любом напряжении на высокой стороне.
Многие эксплуатируемые трансформаторы 35–110/6–10 кВ не име
ют рпн. одна из схем такой радиальной сети 35 кВ приведена на
рис. 6.3. на подстанциях пС-2 и пС-4 установлены трансформато
ры с рпн. они обеспечивают необходимые режимы напряжения
на шинах 10 кВ независимо от режимов напряжения в сети 35 кВ.
пзр. 6.2.
закон регулирования напряжения в центре питания сети 10 кВ
, отн. ед.
макс
мин
0,25
0,5
0,75
на подстанциях пС-1, пС-3 и пС-5 установлены трансформаторы
с пбВ со ступенью рн, равной 1,5 %.
Встречное рн на шинах 10 кВ подстанций с пбВ может быть
осуществлено только с помощью центральной подстанции 110 кВ.
так как она регулирует напряжение по общему закону, то осуще
ствить с ее помощью рн на шинах 10 кВ каждой из трех подстанций
так, как это могло быть выполнено индивидуальными трансформа
торами с рпн, в полной мере невозможно. В этом случае решают за
дачу минимизации количества электроэнергии, отпускаемой потре
бителям с отклонениями, превышающими нормированные. резуль
татом решения должен стать оптимальный закон рн в цп 110 кВ
и оптимальные ответвления трансформаторов с пбВ. при наличии
определенной степени свободы (одинакового
качества электроэнер
гии при различных ответвлениях) необходимо выбрать закон рн в цп
110 кВ и ответвления трансформаторов с пбВ, обеспечивающие
минимум потерь электроэнергии в сети 35 кВ. такой выбор осу
ществляют с помощью расчета напряжений в сети в режимах макси
мальной и минимальной нагрузок. порядок расчета проиллюстри
руем на примере сети, изображенной на рис. 6.3.
отклонения напряжения на шинах 35 кВ цп 110 кВ в режимах
максимальной и минимальной нагрузок составляют 2 % и –1 %
(диапазон рн равен 3 %). требуемый закон рн на шинах 10 кВ под
станций приведен на рис. 6.2 (
цп т
= +1 %;
цп т
= +6 %). ему со
ответствует диапазон рн
рн. т
= 6 – 1 = 5 %. полученные в результате
расчета отклонения напряжения на шинах 10 кВ подстанций, со
ответствующие им фактические диапазоны рн
рн ф
и потребляемая
от шин подстанций электроэнергия составляют:
параметр
цп
цп
рн. ф
, млн кВт·ч
пС-1
+1
–1
+2
4,1
пС-3
+5
+4
+1
2,1
пС-5
+1
+3
–2
3,8
пзр. 6.3.
радиальная сеть 35 кВ
110 кВ
35 кВ
10 кВ
10 кВ
пС-1
пС-2
пС-5
пС-4
пС-3
10 кВ
10 кВ
10 кВ
10 кВ
Фактические законы рн на шинах 10 кВ подстанций приведе
ны на рис. 6.4,
. требуемый закон регулирования выделен жирной
линией. из рисунка видно, что фактические законы регулирования
существенно не соответствуют требуемому закону. на пС-1 напря
жение слишком низкое в обоих режимах, на пС-3 напряжение слиш
ком высокое в режиме минимальной нагрузки, а на пС-5 наклон
прямой вообще обратный требуемому. на всех подстанциях диа
пазон рн гораздо меньше требуемых 5 %.
увеличение диапазона регулирования может быть осуществлено
только с помощью трансформатора в цп 110 кВ. так как изменением
пзр. 6.4.
законы регулирования напряжения на шинах в центре питания
сети 35 кВ и подстанций 35/10 кВ без рпн
пС-3
пС-3
пС-3
пС-5
пС-5
пС-5
пС-1
пС-1
пС-1
0,25
0,25
0,25
0,75
0,75
0,75
0,5
0,5
0,5
напряжения на цп 110 кВ обеспечить разные изменения на под
станциях невозможно, необходимо определить компромиссное из
менение. изменение диапазона регулирования на цп 110 кВ на
обеспечивающее минимальное количество электроэнергии, отпу
скаемой потребителям с отклонениями от норм стандарта, опреде
ляют по формуле
*+
рн.трн.ф
iii
ddW
(6.5)
для рассматриваемого примера
*+*+*+
524,1512,1523,8
4,7%.
4,12,13,8
/А+/А++А
Следовательно, диапазон рн в цп 110 кВ должен быть увеличен
до (3 + 4,7) = 7,7 %. для снижения потерь в сети 35 кВ увеличим на
пряжение в цп 110 кВ в режиме максимальной нагрузки на 4,7 %.
если поднять на 4,7 % напряжения в цп 110 кВ в режиме макси
мальной нагрузки, а в режиме минимальной нагрузки оставить
прежним, законы рн на шинах 10 кВ подстанций будут характе
ризоваться следующими параметрами, %, (рис. 6.4,
параметр

рн. р
пС-1
+5,7
+0,3
–1
+2
+6,7
пС-3
+9,7
–3,7
+4
–3
+5,7
пС-5
+5,7
+0,3
+3
–2
+2,7
где
разность между требуемыми и расчетными откло
нениями напряжения после изменения напряжения
в цп 110 кВ;
рн.
диапазоны рн на шинах 10 кВ подстанций 35/10 кВ
в данном расчетном режиме.
изменение ответвления трансформатора 35/10 кВ одинаково из
меняет напряжение в максимум и минимум нагрузки, однако в этих
режимах потребляется разное количество энергии:
макс
и
мин
. если
использовать представление графика в виде двух ступеней с исполь
зованием формулы (2.23), то:
макс
макс
макс
мин
макс
мин
(1 –
макс
(6.6)
Считая одинаково некачественной электроэнергию при выходе
напряжения на одну и ту же величину за нижнюю или верхнюю гра
ницу нормируемого диапазона, можно записать выражение, значение
которого требуется минимизировать за счет изменения напряжения
на величину
с помощью ответвления трансформатора с пбВ:
макс
мин
мин
(6.7)
Взяв производную (6.7) по
, получим формулу для оптималь
ного значения
макс
+ (1 –
макс
(6.8)
примем для примера
= 0,6 и
мин
= 0,3. для графика с такими
параметрами по формуле (2.23)
макс
= 0,43. подставив это значение
и значения
и
для каждого трансформатора в формулу (6.8),
получим:
= +1,3 %;
= –3,3 % и
= –1 %. В связи с дис
кретностью ступеней рн на трансформаторах 35/10 кВ, равной 1,5
%,
ответвление трансформатора на пС-1 снижаем на одну ступень
(повышаем напряжение на 1,5 %), на пС-3 повышаем ответвление
на две ступени (снижаем напряжение на 3 %), а на пС-5 повыша
ем ответвление на одну ступень (снижаем напряжение на 1,5 %).
при этом законы рн на шинах 10 кВ подстанций будут характери
зоваться следующими параметрами, %:
параметр

рн. р
пС-1
+7,2
–1,2
+0,5
+0,5
+6,7
пС-3
+6,7
–0,7
+1,0
+5,7
пС-5
+4,2
+1,8
+1,5
–0,5
+2,7
законы рн приобретают вид, изображенный на рис. 6.4,
, из ко
торого видно, что соответствие фактических и требуемых законов рн
на шинах 10 кВ пС 1, 3, 5 существенно возросло.
так как напряжение в сети 35 кВ в режиме минимальной на
грузки не изменилось, то общее снижение нагрузочных потерь
электроэнергии в этой сети определяется повышением напряжения
на 4,7 % в режиме максимальной нагрузки с эквивалентной про
должительностью
макс
= 0,43. нагрузочные потери мощности в этом
режиме снизятся на 100 (1 – 1/1,047
) = 8,8 %. Снижение нагрузоч
ных потерь электроэнергии составит 8,8
0,43 = 3,8 %.
дополнительное снижение нагрузочных потерь может быть до
стигнуто повышением напряжения в цп 110/35 кВ во всех режимах
на 1,8 % (одна ступень рн для трансформаторов напряжением 110 кВ)
с одновременным изменением на одну ступень ответвлений на пС-1,
пС-3 и пС-5 в обратную сторону (снижение напряжения на 1,5 %).
при этом напряжения на шинах 10 кВ повысятся на 1,8 – 1,5 = 0,3 %.
Снижение потерь в сети 35 кВ составит 100 (1 – 1/1,018
) = 3,5 %.
это значение не надо умножать на
макс
, так как повышение на
пряжения происходит во всех режимах. общее снижение потерь
составит 3,8 + 3,5 = 7,3 % от их первоначального значения.
потери холостого хода при повышении напряжения в сети на пер
вом этапе расчета увеличатся на 100 (1,047
– 1) 0,43 = 4,1 %, а на вто
ром – на 100 (1,018
– 1) = 3,6 %, то есть в сумме на 7,7 % от их
первоначального значения. общее снижение/увеличение потерь за
висит от соотношения нагрузочных потерь и потерь холостого хода.
если нагрузочные потери составляют больше 7,7
(7,7 + 7,3) = 51,4 %
от суммарных потерь, то изменение законов рн приведет к сни
жению суммарных потерь. В противном случае на втором этапе
надо изменять ступени рн в цп и на подстанциях в обратную сто
рону, снижая напряжение в сети 35 кВ. этот вывод не касается дей
ствий на первом этапе, так как они предприняты для нормализации
отклонений напряжения в сетях 10 кВ (а впоследствии – и 0,4 кВ)
и должны выполняться и при неблагоприятном изменении потерь.
6.2.6. оптимизация мест размыкания линий 6–35 кВ
с двусторонним питанием
данное мероприятие по физической сущности воздействия на по
тери аналогично рассмотренному в п. 6.2.4. различие состоит в том,
что сети напряжением 6–35 кВ, как правило, работают в разом
кнутом режиме, поэтому рассматривается вопрос не о размыкании
контура, а о поиске наилучшего места размыкания.
изменение места размыкания линии 6–35 кВ с двусторонним
питанием приводит к перераспределению нагрузок не только в вет
вях этой линии, но и между питающими подстанциями, что при
водит к изменению потерь во внешней сети. Выбор оптимального
места размыкания должен приводить к минимуму суммарных по
терь. изменение потерь в самой линии 6–35 кВ определяется непо
средственно при расчете режима с различными местами размыкания.
для учета происходящего при этом изменения потерь во внешней
сети необходимо знать зависимость потерь энергии в ней от нагру
зок рассматриваемой пары подстанций. так как снижение нагрузки
одной из подстанций приводит к такому же увеличению ее на дру
гой подстанции, достаточно получить зависимость потерь во внеш
ней сети от нагрузки одной из подстанций:
(6.9)
для этого рассчитывают несколько вариантов режима питающей
сети с различными нагрузками
. нагрузку второй подстанции
в каждом варианте расчета изменяют в обратную сторону на ту же
величину. значения коэффициентов в формуле (6.9) получают с по
мощью аппроксимации результатов расчетов.
6.2.7. отключение части трансформаторов
в режимах малых нагрузок
отключение одного из
параллельно работающих трансформато
ров целесообразно, когда происходящее при этом снижение потерь
холостого хода оказывается большим, чем увеличение нагрузочных
потерь из-за перераспределения суммарной нагрузки между мень
шим числом трансформаторов. отключение одного из
однотип
ных трансформаторов целесообразно, если коэффициент загрузки
трансформаторов
становится ниже значения
*+
тмин
/∆
d?
(6.10)
где
потери холостого хода и короткого замыкания транс
форматора.
отношение
для трансформаторов напряжением 110 кВ
составляет 0,25, а 6–35 кВ – 0,19. для подстанций этих напряжений
значения
, при которых целесообразно отключение очередного
трансформатора, составляют:
т мин 110 кВ
0,43
0,41
0,35
т мин 6–35 кВ
0,38
0,36
0,31
из приведенных цифр следует, что для наиболее распространен
ных двухтрансформаторных подстанций отключение одного транс
форматора целесообразно, когда коэффициент загрузки трансфор
маторов снизится ниже 0,3. после отключения коэффициент загруз
ки оставшегося в работе трансформатора составит 0,6. Снижение
потерь мощности при отключении одного трансформатора опреде
ляют по формуле
хк
PPP
f?∆/∆
(6.11)
при
разнотипных трансформаторах для определения последо
вательности их отключения при снижении нагрузки подстанции
проводят расчеты потерь мощности в трансформаторах при различ
ных значениях нагрузки для случаев работы всех трансформаторов
и отключении каждого из них поочередно. для каждого значения
нагрузки выбирают вариант с меньшими потерями.
6.2.8. Выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ
особенностью этих сетей является неодинаковость нагрузок
фаз. большинство нагрузок в таких сетях однофазные, подключен
ные между фазным и нулевым проводами на напряжение 0,23 кВ.
несмотря на то что их стараются присоединить к трехфазной сети
равномерно между фазами, это не всегда удается. С течением време
ни у абонентов появляются новые эп. их включение и отключение
происходит независимо друг от друга, поэтому даже при их равно
мерном распределении между фазами текущие нагрузки фаз неоди
наковы. при анализе режимов различают вероятностную несимме
трию, имеющую перемежающийся характер с большей загрузкой то
одной, то другой фазы, и систематическую несимметрию, при кото
рой неодинаковы средние значения нагрузок. первый вид несимме
трии может быть устранен лишь специальными устройстами с тири
сторным управлением, автоматически переключающими часть на
грузок с перегруженной на недогруженную фазу. Систематическая
несимметрия может быть
снижена путем перераспределения нагру
зок между фазами. Снижение потерь электроэнергии за счет прове
дения этого мероприятия определяют по формуле
(1 –
нн2
нн1
(6.12)
где
нн1
нн2
коэффициенты неодинаковости нагрузок до и по
сле их симметрирования, определяемые по форму
ле (п3.18);
потери электроэнергии в сети в исходном режиме.
6.2.9. Мероприятия по реконструкции сетей
и установке технических средств снижения потерь
реконструкцию сетей проводят исходя из рассмотрения ком
плекса условий, в которых уровень потерь электроэнергии является
одним из параметров, но, как правило, не основным. реконструкция
обычно приводит и к сопутствующему снижению потерь. В исклю
чительных случаях такая реконструкция оправдывается только за счет
снижения потерь в сети. одним из наиболее эффективных средств
снижения потерь является установка устройств компенсации ре
активной мощности (крМ).
устройства крМ приводят к сниже
нию потерь электроэнергии, увеличению пропускной способности
сети и нормализации отклонений напряжения и, как правило, оку
паются за счет только снижения потерь. Методы определения их
оптимальной мощности и мест установки в сети подробно освещены
в гл. 7. Средние значения снижения потерь при установке средств
крМ можно определить в соответствии с п. 7.1.9.
Снижение потерь от мероприятий по реконструкции сетей опре
деляют на основе сравнения расчетных потерь в вариантах до и по
сле реконструкции.
Сравнение эффективности затрат, осуществляемых в различ
ные годы длительного временно
го интервала, проводят с помощью
метода дисконтированных затрат. затраты состоят из единовре
менных капиталовложений в конкретное оборудование, устанавли
ваемое в конкретный год временно
го интервала и ежегодных затрат
на его обслуживание и текущий ремонт. более поздние затраты име
ют меньший вес для нынешнего момента, определяемый банковским
процентом за время отсрочки, однако при этом потери электроэнер
гии за время отсрочки будут выше. Минимум дисконтированных за
трат соответствует оптимальной стратегии ввода технических средств
снижения потерь.
на практике обычно сравнивают не варианты
разновременных затрат на различные мероприятия, а эффективность
затрат на проведение конкретного мероприятия. В этом случае до
статочным критерием для оценки эффективности затрат является
срок их окупаемости (срок возврата средств за счет экономии на по
терях электроэнергии).
при годовом снижении потерь электроэнергии
, известной
стоимости электроэнергии на момент приобретения оборудования
, руб/кВт·ч, и цене оборудования ц, руб., срок окупаемости затрат
определяют по формуле, лет:
обсл
цзцз
??
(6.13)
где
дополнительные затраты, связанные с транспортировкой,
монтажом оборудования и т. п.;
обсл
ежегодные затраты на обслуживание и текущий ремонт обо
рудования.
В течение срока
затраты на оборудование будут скомпенси
рованы стоимостью сэкономленной энергии, а после него эконо
мический эффект будет составлять ежегодно э, руб. для получения
гарантированного эффекта от внедрения МСп в качестве
следу
ет принимать его минимальное значение.
В качестве примера рассчитаем срок окупаемости затрат на обо
рудование стоимостью ц = 8000 тыс. руб., дополнительными за
тратами з
= 1600 тыс. руб. и затратами на обслуживание и теку
щий ремонт з
обсл
= 800 тыс. руб./год. расчетное минимальное сни
жение потерь
= 4 млн кВт·ч в год, стоимость электроэнергии
1,2 руб./кВт·ч.
Годовой эффект за счет снижения потерь составит:
э = 1,2 · 4 · 10
– 800 = 4000 тыс. руб./год,
а срок окупаемости затрат:
80001600
2,4
4000
??
года.
6.2.10. Мероприятия по совершенствованию
системы учета и снижению хищений электроэнергии
обоснование целесообразности замены измерительных трансфор
маторов и приборов учета на оборудование с улучшенными харак
теристиками, приоритетную последовательность такой замены и ко
личественную оценку эффективности замены приборов коммерче
ского учета осуществляют на основе расчета происходящего при этом
снижения недоучета электроэнергии (см. гл. 4). Следует отметить,
что наименование мероприятия «установка счетчиков повышен
ного класса точности» неправильно отражает суть его воздействия
на потери, особенно при их установке у бытовых потребителей. по
тери снижаются не за счет повышения класса точности счетчиков
(это снижение практически не заметно), а за счет установки
мнбъф
счетчиков, не имеющих возникающей с годами систематической по
грешности в сторону недоучета электроэнергии (см. п. 4.1.3).
установка приборов технического учета электроэнергии на го
ловных участках радиальных линий любого напряжения позволяет
увеличить точность расчета технических потерь электроэнергии,
фактических небалансов электроэнергии и эффекта от проведения
МСп, а также локализовать очаги коммерческих потерь (особенно
при установке на головных участках линий 0,4 кВ). увеличение точ
ности расчета потерь определяют в соответствии с алгоритмом, при
веденным в прил. 4 после формулы (п 4.21). Аналогичный алгоритм
используется и при определении точек учета электроэнергии, за
мена счетчиков в которых на счетчики более высокого класса при
водит к наибольшему эффекту (реализована в программе рАпу-ст).
эффективность установки приборов головного учета опреде
ляется фактическим снижением потерь после реализации решений,
основанных на более точных значениях расчетных потерь. Средства,
вкладываемые в это мероприятие, обычно окупаются за несколько
месяцев.
эффективность мероприятий по снижению хищений электро
энергии оценивается доначислением платы за потребленную элек
троэнергию по результатам проверок инспекторами сбытовых ком
паний. Следует отметить, что фактическое снижение коммерче
ских потерь может быть больше проведенных доначислений, так как
психологический фактор инспекторских проверок обеспечивает сни
жение хищений и там, где они еще не выявлены.
эффективность использования изолированных проводов в ча
сти снижения хищений электроэнергии может быть оценена только
по факту снижения коммерческих потерь в той части сети, где не
изолированные провода заменены на изолированные.
Глава 7.
коМпенСАциЯ реАктиВной
МоЩноСти
7.1. расчет оптимальной мощности
компенсирующих устройств
7.1.1. что такое реактивная мощность?
В настоящее время взаимоотношения энергоснабжающих орга
низаций и потребителей электроэнергии рассматриваются широким
кругом лиц неэнергетического образования (коммерческие менед
жеры, юристы и другие специалисты). использование понятия реак
тивная мощность (реактивная энергия) в практике денежных расче
тов между поставщиками и потребителями электроэнергии и нали
чие отдельных счетчиков активной и реактивной энергии вызывает
у многих представление о поставке потребителям двух видов про
дукции. это не так. по электрической сети не передаются электро
ны разного цвета – красные активной энергии и голубые реактив
ной. так что же такое реактивная мощность и реактивная энергия?
рассмотрим в самом простом виде свойства переменного тока.
переменный ток называют так не в том смысле, что его значение из
меняется в процессе потребления энергии. оно может оставаться
и постоянным. под переменным током в узком смысле понимают
одпзнгзцдрйзи
ток, мгновенные значения которого в течение каж
дого небольшого периода (для переменного тока частоты 50 Гц это
1/50 доля секунды) проходят цикл изменения от минимального
до максимального значения, и наоборот. Графически этот цикл ото
бражается синусоидой. переменным в этом смысле является и на
пряжение. В целом же для цепей, в которых и напряжение, и ток
циклически изменяются, используется термин «цепи переменно
го тока».
В цепях переменного тока существует много элементов, которые
разделены воздушными промежутками – обмотки высокого и низ
кого напряжения трансформаторов или статор и ротор вращающей
ся машины (двигателя и генератора) не имеют электрической связи
между собой. тем не менее электрическая энергия передается через
это воздушное пространство, являющееся фактически непроводя
щим ток диэлектриком. это происходит в связи с возникновением
под действием переменного тока переменного магнитного поля в ин
дуктивности, а под действием переменного напряжения – перемен
ного электрического поля в емкости (в комбинации – электромаг
нитного поля). полям, как известно, воздух не преграда. перемен
ное магнитное поле, образуемое одной из разделенных обмоток,
постоянно пересекает своими магнитными линиями витки другой
обмотки, наводя в ней электродвижущую силу. ее величина тако
ва, что вся мощность первичной обмотки переходит на вторичную
обмотку. В конденсаторе те же самые функции осуществляет элек
трическое поле.
Магнитное и электрическое поля существуют вокруг любого про
водника, который находится под напряжением и по которому идет
ток. теоретически можно передать мощность по воздуху с одной
из параллельно проложенных линий на другую. правда, чтобы пере
дать существенную мощность, линии должны быть длиной в сотни
тысяч километров. для переброски через воздушные промежутки
большой мощности в устройстве приемлемого размера нужно силь
ное магнитное поле, сконцентрированное в небольшом простран
стве. это достигается обматыванием вокруг металлического сердеч
ника (ярма) многочисленных витков, расположенных близко друг
к другу, и применением для изготовления сердечников специаль
ной стали, обеспечивающей большую взаимоиндукцию.
электромагнитная энергия непосредственно преобразуется в те
пловую, механическую, химическую и другие виды полезной рабо
ты в элементах, обладающих активным сопротивлением, обозначае
мым
. В элементах, представляющих собой индуктивность
и ем
кость
, электромагнитная энергия на половине периода запасается,
а на второй половине периода возвращается в источник. при этом
синусоида тока, создающего магнитное поле, всегда на четверть пе
риода (90 эл. градусов) отстает от синусоиды напряжения, а сину
соида тока, создающего электрическое поле, опережает.
Сопротивления таких элементов связаны с индуктивностью и ем
костью и частотой
соотношениями:
=
f L
и
= C
из этих соотношений видно, что эти сопротивления существуют
только в цепях переменного тока, а в цепях постоянного тока (
= 0)
превращается в 0 (короткое замыкание), а
– в бесконечность
(разрыв цепи). В связи с возвратным характером их действия эти со
противления называют реактивными, а ток, обусловленный обмен
ной электромагнитной энергией, – реактивным током. так как реак
тивный ток сдвинут относительно активного на 90°, то естественно,
что полный ток определяется как корень квадратный из суммы ква
дратов активного и реактивного тока.
прохождение через сеть «сдвинутого» тока можно сравнить с про
движением людей через проход, пропускная способность которо
го составляет, например, 10 человек одновременно. при этом в вось
ми рядах люди все время идут в одном направлении, а в двух рядах
одни и те же люди то идут, то возвращаются. В результате число лю
дей, перешедших на другую сторону, следует считать исходя из про
пускной способности восемь человек, а проход все время загружен
десятью рядами. Аналогична ситуация и с пропускной способностью
электрической сети. разница лишь в том, что активная и реактивная
составляющие тока складываются не арифметически, а в квадрате,
поэтому реактивная составляющая в меньшей степени занимает се
чение. для полноты сравнения можно считать, что два ряда людей
ходят боком и потому занимают меньше места.
полупериоды запасания и возврата электромагнитной энергии
индуктивностью и емкостью сдвинуты на 180° (у первой ток сдви
нут на –90°, а у второй на +90°), то есть они находятся в противо
фазе. поэтому при наличии рядом сопротивлений
=
обмен
ная часть электромагнитной энергии не возвращается в источник,
а эти элементы постоянно обмениваются ею между собой. уже долж
на возникнуть мысль, а не поставить ли у потребителя электроэнер
гии, в сетях которого полно индуктивностей, емкость? и пусть они
обмениваются между собой этой частью электромагнитной энер
гии, разгрузив от нее сеть и предоставив ей возможность передавать
только ту часть электромагнитной энергии, которая преобразуется
в полезную работу? эта операция и называется компенсацией реак
тивной мощности (крМ).
реактивная энергия не выполняет никакой работы в том смыс
ле, что она не может, как активная энергия, превращаться в тепло
вую или механическую энергию. так как в физике понятия энергии
и работы тождественны, то, строго говоря, словосочетание «реак
тивная энергия» физически бессмысленно. тем не менее примене
ние на практике этого условного понятия удобно. раз уж возникает
дополнительный ток, названный реактивным, то его произведение
на напряжение вроде бы по-другому как мощностью не назовешь,
а интегрирование мощности по времени формально называется энер
гией. более того, сдвинув на 90° обмотку электрического счетчика,
можно заставить его считать произведение на напряжение только
тока, сдвинутого на 90°, – появляется наглядное подтверждение су
ществования реактивной энергии (счетчик ведь показывает!).
реактивный ток не только отнимает у активного тока часть
пропускной способности сети, но и на его прохождение по проводам
затрачивается определенная часть активной энергии, так как по
тери мощности
= 3
, где
– полный ток. Счетчик активной
энергии (по большому счету только ее и можно назвать энергией,
поэтому он называется просто счетчик электроэнергии) покажет
одно и то же значение и при наличии, и при отсутствии реактивной
составляющей тока. поэтому только по его показаниям нельзя пра
вильно оценить режимы линий передачи электроэнергии (в при
веденном выше примере счетчик будет показывать движение вось
ми рядов, полностью игнорируя два двигающихся туда и обратно).
для оценки же режима сети необходимо знать обе составляющие.
Активная и реактивная составляющие полного тока по-разному
влияют на напряжение в точках потребления энергии. потери на
пряжения от передачи активной составляющей тока в подавляющей
степени определяются сопротивлением
, а реактивной – сопро
тивлением
. В элементах линий электропередачи обычно
>>
поэтому прохождение по сети реактивного тока приводит к гораз
до большему снижению напряжения, чем активного тока той же ве
личины.
итак, в сети переменного тока нет ничего, кроме циклически
изменяющихся мгновенных значений тока и напряжения, циклы
которых сдвинуты относительно друг друга на некоторую часть пе
риода. при графическом изображении их в виде векторов говорят,
что они сдвинуты на некоторый угол
. поэтому анекдотический
ответ студента на экзамене, что три провода нужны потому, что
по первому передается напряжение, по второму ток, а по третьему
cos
, можно считать более близким к истине, чем представление
о поставке потребителям двух видов продукции.
7.1.2. Влияние реактивной мощности на экономические
и технические характеристики сетей
полный ток
, потери напряжения
и мощности
в линии
связаны с нагрузками
и сопротивлениями линии
и
соот
ношениями:
1tg
PQP
++l
(7.1)
*+
1tg
PRQX
+zl
∆??
(7.2)
*+
22
1tg
PRR
+l
∆??
(7.3)
где tg
– коэффициент реактивной мощности;
как следует из формул (7.1) – (7.3), значение каждого параметра
определяется как активной, так и реактивной нагрузкой. используя
величину п в качестве общего обозначения параметров (7.1) – (7.3),
а величину п
в качестве обозначения их значений, соответству
ющих tg
= 0, определим долю значения п, обусловленную пере
дачей реактивной мощности, по формуле:
1.
(7.4)
подставив в (7.4) значения
и
, определенные по форму
лам (7.1) – (7.3) при этих двух условиях, получим:
1tg
+l
(7.5)
1tg
+zl
(7.6)
1tg
(7.7)
значения
и
, вычисленные по формулам (7.5) – (7.7)
при различных значениях tg
, приведены ниже. значения
числены для проводов марок АС-70 (
= 1,02) и АСо-300 (
= 4,47),
наиболее широко применяемых в сетях 10 и 220 кВ, соответственно.
tg
..................................
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
, %, ............................
0,5
1,9
4,2
7,2
10,6
14,3
18,1
(АС-70), % .............
9,3
16,9
23,4
29,0
33,8
38,0
41,7
(АСо-300), % .......
30,9
47,2
57,3
64,1
69,1
72,8
75,8
, %, ..........................
1,0
3,8
8,3
13,8
20,0
26,5
32,9
из приведенных результатов следует, что передача реактивной
мощности «забирает» существенную часть сечения проводов и мощ
ности трансформаторов (при tg
=0,5 более 10 %), снижая возмож
ности передачи активной мощности, и приводит к увеличению по
терь мощности и электроэнергии (при tg
= 0,5 порядка 20 % сум
марных потерь).
еще большее влияние реактивная мощность оказывает на ре
жимы напряжения. потери напряжения, обусловленные переда
чей реактивной мощности, составляют около 1/3 суммарных по
терь напряжения в сетях 6–10 кВ и около 2/3 в сетях более высо
ких напряжений. происходящее при этом снижение напряжения
в сети приводит к еще большему увеличению потерь электроэнер
гии и снижению пропускной способности линий и трансформа
торов. для трансформаторов характерны значения
= 20 – 30, поэто
му потери напряжения в них практически полностью определяются
передаваемой реактивной мощностью. кроме влияния на эконо
мические показатели сетей, передача реактивной мощности может
привести и к нарушению технических ограничений по допустимым
напряжениям в узлах потребления энергии.
при выборе оптимальной мощности средств крМ необходимо
сопоставлять их стоимость с эффектом, получаемым от улучшения
всех перечисленных выше параметров электрических сетей.
Соотношение стоимостей производства и передачи по электри
ческим сетям
пр
пер
для активной и реактивной мощности суще
ственно различаются. производство активной мощности (энергии)
на крупных электростанциях намного дешевле ее производства
на небольших станциях, расположенных в узлах нагрузки. Сниже
ние стоимости производства, происходящее при его концентрации
на крупных электростанциях, существенно превосходит увеличе
ние стоимости потерь электроэнергии, обусловленных ее передачей
на дальние расстояния. Выработка же реактивной мощности непо
средственно в узлах нагрузки осуществляется сравнительно деше
выми техническими средствами – компенсирующими устройства
ми (ку). затраты на единицу мощности ку в 10–20 раз ниже затрат
на генераторную мощность электростанций. и хотя выработка ре
активной мощности на электростанциях намного дешевле, чем с по
мощью ку, однако стоимость ее передачи в узлы потребления в не
сколько раз превышает затраты на ку. кроме того, в
большинстве
случаев эту практически «бесплатную» реактивную мощность тех
нически невозможно передать по сети к удаленным узлам нагрузки
из-за недопустимого снижения напряжения в сети.
однако из приведенных соотношений не следует делать вывод,
что все потребление реактивной мощности в узле нагрузки необ
ходимо обеспечивать устанавливаемыми ку. нелинейный характер
соотношений (7.5) – (7.7) показывает, что снижение реактивной мощ
ности на одну и ту же величину в зоне ее больших значений при
водит к большему эффекту, чем в зоне малых значений. поэтому
каждая следующая единица устанавливаемой мощности ку при
водит к меньшему эффекту, чем предыдущая, и затраты на нее оку
паются за больший срок. например, при снижении нагрузки с 10
до 9 единиц снижение потерь пропорционально 10
– 9
= 19, а при
снижении с 4 до 3 единиц 4
– 3
= 7, хотя в обоих случаях потре
бовалась одинаковая единичная мощность ку. Срок окупаемости
единицы мощности ку называют парциальным сроком окупаемо
сти
ок
, он снижается по мере увеличения мощности ку.
кроме затрат на приобретение ку, их транспортировку к месту
установки и монтаж, осуществляемых единовременно (капитальные
вложения), ежегодно приходится производить затраты на обслу
живание и текущий ремонт ку. эффект, получаемый от улучшения
каждого из перечисленных выше параметров электрических сетей,
также имеет разновременный характер. Снижение потерь электро
энергии оценивают как годовое значение. Возрастающую пропуск
ную способность сетей следует оценивать как снижение единовре
менных капитальных вложений в развитие сетей. повышение на
пряжения в узлах приводит к увеличению эффекта от этих двух
составляющих.
для сопоставимости затрат их надо привести к одинаковым еди
ницам измерения. обычно единовременные капитальные вложения
приводят к годовым затратам. для такого приведения необходимо
установить предельный срок окупаемости затрат в ку –
ок. пр
, при
емлемый для инвестора. далее для упрощения иллюстрации расче
та ограничимся учетом только эффекта от снижения потерь элек
троэнергии.
парциальный срок окупаемости первых единиц мощности ку
будет существенно ниже
ок. пр
, для последующих единиц он будет
повышаться. при достижении сроком окупаемости очередной еди
ницы мощности ку значения
ок. пр
дальнейшее увеличение мощно
сти ку нецелесообразно. однако срок окупаемости всей мощности
ку –
– будет ниже
ок. пр
за счет более высокого эффекта от первых
единиц. дальнейшее увеличение мощности ку будет происходить
за счет единиц, не окупаемых за
ок. пр
, однако срок окупаемости всей
мощности ку будет еще оставаться меньше
ок. пр
: последующие еди
ницы будут постепенно растворять в средней величине большой эф
фект первых единиц.
поэтому при выборе оптимальной мощности
ку целесообразно ориентироваться не на срок окупаемости всей
мощности ку
ок. пр
, а на срок окупаемости последней добавляемой
единицы мощности ку
ок. пр
. дальнейшие капиталовложения луч
ше осуществлять в другие проекты. при этом срок окупаемости всей
мощности ку будет меньше
ок. пр
если ежегодные затраты на обслуживание и ремонт ку принять
равными
процентов стоимости ку, то приведенные к году удель
ные затраты на ку, руб./квар в год, составят:
кк
ок.пр
100
йп
ою
?+?
пЯ
пЯ
ра
(7.8)
где
удельная стоимость ку, руб./квар;
коэффициент приведения стоимости ку к годовым затратам.
Выражение для суммарных годовых затрат на потери электро
энергии и на ку имеет вид:
*+
ннк
эк
экк
ззз
cз,
PQQ
+/
?+?
(7.9)
где
активная и реактивная мощность, потребляемая в узле;
мощность устанавливаемых ку;
стоимость потерь мощности в максимум нагрузки,
равная произведению стоимости электроэнергии
руб./кВт·ч,
на число часов максимальных потерь
для определения оптимальной мощности ку
к 0
приравняем
нулю производную (7.9) по
(при этом для простоты не учитыва
ем влияния ку на напряжение):
*+
нк0
cз0,
QQ
dQU
+?
(7.10)
откуда
к0н
нэ
QQQQQ
RR
?/?/?/
(7.11)
где
реактивная мощность, которую экономически целе
сообразно передавать по сети (не компенсировать);
постоянная величина, называемая потенциалом за
трат.
7.1.3. закономерности оптимальных решений
по компенсации реактивной мощности
одпбЯю жЯйнмнлдпмнрсы
следует непосредственно из формулы (7.11):
реактивная мощность, которую экономически целесообразно пере
давать по сети, не зависит от исходной реактивной мощности и опре
деляется только параметрами сети (
и
), стоимостями ку и элек
троэнергии и предельным сроком окупаемости. это позволяет опре
делить для каждого узла сети экономическое значение потребляемой
реактивной мощности
, которое остается стабильным при росте
нагрузок: любое потребление выше
должно компенсироваться
на месте.
бснпни жЯйнмнлдпмнрсыэ
является то, что значение
опреде
ляется
рннсмнчдмздл
стоимостей ку и электроэнергии и при их
пропорциональном изменении остается неизменным. поэтому если
предполагать пропорциональный рост цен на ку и электроэнергию,
значение
остается стабильным на долговременном периоде.
Спдсыю жЯйнмнлдпмнрсы
состоит в том, что при увеличении по
требления активной энергии и стабильном значении
коэффи
циент реактивной мощности tg
не остается неизменным и имеет
тенденцию к уменьшению. это затрудняет его использование в ка
честве нормируемой величины. Следует, однако, иметь в виду, что
формула (7.11) выведена в предположении постоянства сопротивле
ния сети. если же предположить, что с ростом нагрузок сеть разви
вается (периодически вводятся в строй новые линии), в результате
чего ее эквивалентное сопротивление по отношению к узлу нагруз
ки снижается, и считать что на длительном временном интервале
это снижение пропорционально росту нагрузок, то из (7.11) следует
постоянство tg
и пропорциональный рост
цдсбдпсЯю
закономерность очевидна и состоит в том, что чем
дальше приходится передавать реактивную мощность (увеличивает
ся
), тем ниже значения
и tg
, причем их снижение прямо про
порционально увеличению
. как правило, чем ниже номинальное
напряжение сети, тем больше суммарное сопротивление элементов
по пути передачи реактивной мощности от ее источников, располо
женных в сетях высокого напряжения, поэтому и более низкими
становятся значения tg
Формула (7.11) выведена для сети одного напряжения. удельные
стоимости ку разных номинальных напряжений существенно раз
личаются: их соотношение для сетей 110 кВ, 6–10 кВ и 0,4 кВ мож
но приблизительно выразить цифрами 1/1,5/2,0. В этом случае вста
ет вопрос о выборе предпочтительных мест установки ку. С одной
стороны, ку более высоких номинальных напряжений разгружают
от реактивной мощности только сети высоких напряжений и, сле
довательно, снижают потери электроэнергии в этих сетях; с другой
стороны, они дешевле, что предполагает экономическую оправдан
ность установки большей их мощности. определим оптимальные
мощности и места установки ку в составной сети двух напряжений
с сопротивлениями
, приведенными для удобства расчета
к единому базовому напряжению. целевую функцию запишем ана
логично (7.9), исключив активную мощность
, не влияющую на ре
зультат оптимизации:
*+
*+
нквкн
нкн
вэ
нэквквкнкн
cзз,
QQQQQ
RRQQ
+++
(7.12)
где индексами «в» и «н» обозначены величины, относящиеся, соот
ветственно, к сетям высокого и низкого напряжений.
Взяв частные производные функции (7.12) по
и решив
полученную систему двух уравнений, получим:
нвв
кв0
нв
EEд
(7.13)
кн0н
QQ
(7.14)
Суммарная мощность ку равна
(7.15)
из уравнения (7.15) следует, что необходимая суммарная мощ
ность ку в узле определяется параметрами только сети высокого на
пряжения и при ее расчете учитывать параметры сети низкого на
пряжения не нужно. использованию в практических расчетах это
го вывода препятствуют два обстоятельства. первое состоит в том,
что правильное определение суммарной мощности ку в узле не из
бавляет от необходимости решать впоследствии задачу ее распреде
ления между сетями. правда, уже отдельно для каждого узла основ
ной сети.
Второе обстоятельство состоит в том, что формула (7.15) не на
кладывает ограничений на знаки
кв 0
кн 0
– их арифметическая
сумма действительно будет удовлетворять поставленному условию
(возможности не учитывать сеть низкого напряжения при выборе
суммарной мощности ку) даже если одна из величин станет отри
цательной. однако, отрицательная мощность ку говорит не о целе
сообразности устанавливать реактор вместо конденсаторной батареи,
а о том, что затраты можно снизить, уменьшив мощность
на по
лученную отрицательную величину. Физически же снимать в этом
узле нечего, и система уравнений должна решаться при ограничении
кв 0
0. В этом случае
(7.16)
что соответствует экономической целесообразности установки всей
мощности ку в сети низкого напряжения.
условие, при котором
кв 0
0, имеет вид:
вкнв
≤/
(7.17)
Соотношение
фактически является соотношением на
грузочных потерь электроэнергии в сетях. если принять приве
денное выше соотношение стоимостей ку в сетях 6–10 и 110 кВ
кн
= 1,5, то условие (7.17) соблюдается при
0,5, то есть
при относительных потерях в сетях 110 кВ, в два и более раза пре
вышающих потери в сетях 6–10 кВ. это очень редкая ситуация.
полученное соотношение говорит о том, что при совместном
рассмотрении сетей 6–10 и 110 кВ практически всегда ку целесо
образно устанавливать в сети 6–10 кВ. если формулу (7.17) при
менить к решению задачи распределения ку между сетями 6–10
и 0,4 кВ (соотношение c
кн
= 2
/1,5 = 1,33), то размещение части ку
в сетях 6–10 кВ целесообразно, если относительные нагрузочные
потери в них в три раза больше, чем в сетях 0,4 кВ. эта ситуация
также не может считаться распространенной, однако может иметь
место в сетях промышленных предприятий.
проведенные ранее расчеты показали, что около 70 % всей мощ
ности ку, которые необходимо установить в электрических сетях
россии, целесообразно устанавливать в сетях 0,4 кВ, 25 % – в сетях
6–10 кВ и около 5 % – в сетях 110 кВ и выше. такое распределение
обеспечивало минимум суммарных затрат на ку и на потери элек
троэнергии во всех сетях в целом, принадлежащих одному собствен
нику – государству. очевидно, что в рыночных условиях невозмож
но обязать одного собственника сетей (например, промышленного
потребителя) производить затраты на ку из условия, что это явля
ется оптимальным решением с точки зрения суммарных потерь в его
сетях и в сетях энергоснабжающей организации. последняя при этом
получает снижение потерь, не затрачивая никаких средств. поэтому
в настоящее время требования к предельному потреблению реак
тивной мощности потребителями устанавливаются только из усло
вий технической допустимости ее передачи в объемах, при которых
не нарушаются допустимые уровни напряжений в узлах. задача
определения экономически целесообразной мощности ку в сетях
каждого собственника решается им самим на основе учета пара
метров только своей сети.
на рис. 7.1 приведены зависимости затрат на потери электроэнер
гии и на ку, производных затрат и сроков их окупаемости от пере
даваемой по сети реактивной мощности. начальное значение сум
марных затрат, состоящее только из затрат на потери з
, обуслов
ленных передачей реактивной мощности, соответствует точке
на рис. 7.1,
. по мере роста мощности ку и снижения реактивной
мощности, передаваемой по сети, затраты з
снижаются по квадра
тичной зависимости. при полной компенсации реактивной мощно
сти (
), затраты на потери з
= 0. затраты на ку з
линейно
возрастают по мере увеличения мощности ку.
Суммарные затраты (кривая между точками
и
на рис. 7.1,
при снижении передаваемой реактивной мощности вначале сни
жаются, а затем после достижения своего минимума возрастают.
точка
соответствует мощности ку, при которой срок окупаемо
сти затраты на последнюю их единицу окупаются за
ок. пр
= 5 лет
(на рис. 7.1,
). В точке
суммарные затраты опять становятся рав
ными начальным затратам. это означает, что затраты на потери сни
зились на величину, равную затратам на ку. Срок окупаемости этой
мощности ку
= 5 лет. он больше срока окупаемости оптималь
ной мощности ку, равного
ок 0
, так как единицы мощности ку,
пзр. 7.1.
зависимости затрат на потери электроэнергии и на ку
от передаваемой реактивной мощности
з, %
100
100
100
100
нач
ок мин
ок пр
, лет
ок 0
добавляемые сверх
к 0
, окупаются за
> 5 лет и постепенно «съеда
ют» эффект, накопленный начальными единицами. Мощность ку,
соответствующая точке
, ровно в два раза больше оптимальной
мощности ку, и это является еще одной закономерностью оптими
зационных расчетов.
зависимости производных затрат приведены на рис. 7.1,
. про
изводные затрат на потери линейно изменяются от своего началь
ного значения при
= 100 % до нуля при
= 0. производная затрат
на ку имеет постоянное отрицательное значение, равное з
. произ
водная суммарных затрат становится равной нулю в точке
7.1.4. Выбор оптимальной мощности ку
в узлах сложной сети
под сложной сетью в данном случае понимается сеть со мно
гими узлами. В такой сети нельзя определить оптимальную мощ
ность ку в каждом узле, рассматривая его отдельно. изменение по
тока реактивной мощности на каждом участке сети определяется ку,
установленными во всех ее узлах. установка ку в одном узле изме
няет показатели эффективности их установки в других узлах. В этом
случае ставится задача определения оптимального сочетания мощ
ности и мест установки ку, обеспечивающих минимум суммарных
затрат. такое решение должно также обеспечивать допустимые уров
ни напряжений в узлах. последние обычно задаются ограничения
ми в форме неравенств (не ниже
мин
и не выше
макс
).
для решения таких задач обычно используются градиентные
методы оптимизации, реализующие итерационные алгоритмы по
степенного приближения к оптимальному решению. для опреде
ления направления движения к минимуму рассчитывают частные
производные суммарных затрат (целевой функции) по мощности ку
в каждом узле. Физически они представляют собой удельные пар
циальные снижения суммарных затрат, руб./квар в год, при уста
новке единичной мощности ку в различных узлах. далее малую
мощность ку (порцию ку) распределяют между узлами пропорци
онально значениям производных. очевидно, что при таком рас
пределении бо
льшая часть порции ку попадет в узлы с бо
льшими
значениями производных, так как снижение реактивной мощности
в этих узлах наиболее сильно снижает суммарные затраты. при но
вых значениях реактивной мощности в узлах вновь определяют
частные производные, которые будут иметь меньшие значения, чем
на предыдущем шаге. Следующую порцию суммарной мощности
ку распределяют между узлами пропорционально новым значени
ям производных и т. д.
на каждом шаге оптимизации рассчитывают ур сети и про
веряют соблюдение условия по допустимым уровням напряжения
в узлах. В расчет вовлекаются также трансформаторы связи сетей
различных классов напряжения, выбор оптимальных коэффициен
тов трансформации которых позволяет ввести уровни напряжения
в узлах в допустимые пределы.
при изменившихся через несколько итераций реактивных на
грузках узлов некоторые производные могут стать отрицательными,
что говорит о завышенной мощности ку, определенной для этих
узлов на предыдущих итерациях. при распределении новой пор
ции ку в эти узлы будет добавляться отрицательная порция мощ
ности ку и мощность ку в них снизится, а в узлах с положительными
значениями производных продолжит увеличиваться. расчет закан
чивается, когда производные в узлах с накопившейся мощностью ку
становятся близкими к нулю, что говорит о том, что дальнейшее
увеличение или уменьшение мощности ку приведет только к уве
личению суммарных затрат (достигнута точка
на рис. 7.1,
для всех
узлов).
для проведения итерационных расчетов целевую функцию (7.9)
выразим через передаваемую в узел реактивную мощность, произ
ведя замену
и исключив неиспользуемую величину
*+
экэкн
зззcз,
RQQ
?+?+/
(7.18)
где з
– затраты на потери.
Вектор частных производных (обозначим их для простоты
с использованием матричных обозначений (см. прил. 4) имеет вид:
(7.19)
где
столбцевая матрица, элементами которой являются произ
ведения
-й строки матрицы
и столбцевой матрицы
столбцевая матрица удельных годовых затрат на ку (при оди
наковых удельных затратах на ку во всех узлах представля
ет собой столбец с одинаковыми значениями, равными з
).
проиллюстрируем расчет оптимальной мощности ку на приме
ре схемы рис. п4.2. реактивные нагрузки узлов примем равными 30;
40 и 60 Мвар;
= 4000 ч;
= 2 руб./кВт·ч (c
=
= 8 млн руб./МВт).
удельная стоимость ку
= 800 руб./квар (0,8 млн руб./Мвар), еже
годные затраты на обслуживание и ремонт ку
= 5 %
ок. пр
= 5 лет.
при этих данных
= 2 · 8 / 220
= 0,33 · 10
приведенные к году удельные затраты на ку определяем по фор
муле (7.8):
з0,8
0,2
5100
?+?
млн руб./Мвар в год.
подставив данные в формулу (7.19), получим выражение для чис
ленного определения производных:
(7.20)
Вычислим значения элементов матрицы
= 21 · 30 + 9 · 40 + 7 · 60 = 1410;
= 9 · 30 + 21 · 40 + 3 · 60 = 1290;
= 7 · 30 + 3 · 40 + 9 · 60 = 870.
умножая значения c на 0,33 · 10
, получим следующие значе
ния производных:
(7.21)
численные значения элементов матрицы
означают, что при уста
новке единицы мощности ку в первом узле суммарные годовые
затраты снижаются на 0,265 млн руб., во втором на 0,226 млн руб.,
в третьем на 0,087 млн руб. задача оптимизации состоит в опреде
лении мощностей ку в узлах, при которых все производные станут
равными нулю. Сделаем первый шаг, распределив между узлами
суммарную мощность ку, равную 30 Мвар (шаг итерации). распре
деляя ее пропорционально значениям производных (7.21), получим
мощности ку в узлах
= 13,8; 11,7 и 4,5 Мвар. Снизившиеся реактив
ные нагрузки узлов
станут равными 16,2; 28,3 и 55,5 Мвар.
полученные значения реактивных нагрузок вновь подставляют
в (7.19) и определяют производные в новой точке. по мере при
ближения производных к нулю шаг итерации, естественно, прихо
дится уменьшать, чтобы не проскочить нулевую точку. как в любом
итерационном процессе, чем больше делается итераций, тем бли
же к нулевому значению можно привести производные. В связи
с уменьшением шага мощности ку изменяются все в меньшей сте
пени. Существуют алгоритмы определения оптимального значения
шага на каждой итерации, основанные на анализе вторых произво
дных целевой функции. если первая производная показывает ско
рость изменения суммарных затрат при изменении мощности ку
в узле, то вторая производная показывает, насколько быстро из
меняется первая производная. здесь такие алгоритмы не рассма
триваются.
В связи с тем, что в процессе последовательных приближений до
стичь точного приведения производных к нулю невозможно (можно
лишь бесконечно приближаться к нему), устанавливают допусти
мое отличие производных от нуля, при котором процесс итераций
заканчивают.
примем это отличие равным 7,5 % удельных затрат на ку, то есть
0,015 млн руб./Мвар в год. В данном примере шаги итерации прини
мались равными: на первой итерации 30 Мвар, на второй и третьей
по 10 Мвар, на четвертой 3 Мвар. на пятой итерации производные
стали меньше 0,015 руб./Мвар в год. значения величин, вычисление
которых подробно описано для первой итерации, приведены ниже
для всех итераций:
итерация ......
.....................
16,2
11,3
6,0
3,6
....................
28,3
24,4
20,5
19,3
....................
55,5
54,3
53,5
54,1
......................
1410
983
837
685
628
......................
1290
907
777
645
600
......................
870
698
641
585
570
.....................
0,265
0,125
0,076
0,026
0,072
.....................
0,226
0,099
0,056
0,013
–0,002
.....................
0,087
0,030
0,011
–0,007
–0,012
к 1
...................
13,8
(+4,9 = 18,7)
(+5,3 = 24,0)
(+2,4 = 26,4)
26,4
к 2
...................
11,7
(+3,9 = 15,6)
(+3,9 = 19,5)
(+1,2 = 20,7)
20,7
к 3
...................
4,5
(+1,2 = 5,7)
(+0,8 = 6,5)
(–0,6 = 5,9)
5,9
...................
(+10 = 40)
(+10 = 50)
(+3 = 53)
из приведенных результатов видно, что производная
на чет
вертой итерации стала отрицательной. это говорит о том, что мощ
ность ку в узле 3, увеличивавшаяся на предыдущих итерациях,
при новой мощности ку в остальных узлах стала излишней и была
уменьшена на 0,6 Мвар. на пятой итерации производная стала от
рицательной и во втором узле. Следующая итерация с шагом, на
пример, 1 Мвар приведет к незначительному снижению мощности ку
во втором и третьем узлах и увеличению в первом узле (суммарное
изменение равно шагу).
данный пример приведен с целью иллюстрации порядка расче
та. при программной реализации расчетов по выбору ку все вели
чины вычисляются более точными методами. В частности, потери
электроэнергии вычисляют не методом
, а более точными методами
2 или 3 (см. гл. 2), на каждой итерации учитывают изменение конфи
гурации графиков реактивной нагрузки в узлах, влияние ку на на
пряжение в узлах (его увеличение увеличивает эффективность ку
и приводит к увеличению их оптимальной мощности) и другие фак
торы. значения производных в силу трудоемкости получения матри
цы узловых сопротивлений обычно определяют численным методом.
В каждом узле поочередно изменяют реактивную мощность на не
большую величину и рассчитывают произошедшее при этом изме
нение потерь мощности в сети. частное от деления изменения по
терь на изменение реактивной мощности и является производной.
чтобы завершить пример, вычислим экономические показатели
полученного решения. потери активной мощности в сети, обуслов
ленные передачей активной мощности, в начальных условиях со
ставляли:
нач
222
1410
111
30406012903,02МВт,
∆???
×?
QRQQ
(7.22)
а при конечных нагрузках
кон
628
3,619,354,16000,92МВт.
570
∆?
×?
(7.23)
Снижение потерь составило 2,1 МВт, что соответствует сни
жению затрат на потери 2,1 · 8 · 10
= 16,8 млн руб. в год. капитало-
вложения на приобретение, транспортировку и монтаж ку
=
= 53 · 0,8 = 42,4 млн руб. ежегодные затраты на их обслуживание
и текущий ремонт з
ку
/100 = 5 · 42,4
/100 = 2,12 млн руб., что
уменьшает ежегодный эффект от капиталовложений до 16,8 – 2,12 =
= 14,68 млн руб. в год.
Срок окупаемости капиталовложений в суммарную мощность ку
составляет
42,4
2,9
14,68
??
года.
В связи с тем, что на практике установку ку во всех узлах не уда
ется осуществить одновременно, возникают вопросы об экономи
ческих показателях каждого ку в отдельности и целесообразной
последовательности установки. Формулы расчета потерь мощно
сти содержат квадраты собственных нагрузок и произведения на
грузок различных узлов. разделить мультипликативную функцию
на аддитивные составляющие, каждая из которых зависела бы только
от своего аргумента, невозможно. поэтому снижение потерь мощ
ности в сети и экономический эффект от установки ку в конкрет
ном узле можно определить лишь при фиксированных нагрузках
остальных узлов. экономический эффект от установки ку в рассма
триваемом узле будет разным в случаях установки ку только в этом
узле, когда остальные нагрузки остаются на исходных значениях,
или когда нагрузки в остальных узлах принимаются на уровне, со
ответствующем установленным ку в узлах.
решение второй задачи является фактически распределением
между тремя ку суммарного эффекта. произведение первого члена
строчной матрицы
на первый член столбцевой матрицы
в (7.22)
и (7.23) характеризует вклад в потери мощности в сети реактивной
нагрузки первого узла, произведения вторых членов – вклад вто
рого узла, третьих членов – третьего узла. для первого узла вклад
в потери при начальных нагрузках составляет
нач1
= 30 · 1410/220
=
= 0,87 МВт, а при конечных нагрузках
кон1
= 3,6 · 628/220
=
= 0,047 МВт. рассчитанные аналогичным образом вклады всех узлов
в потери мощности в сети приведены ниже, МВт:
узел
нач
0,87
1,07
1,08
кон
0,05
0,24
0,64
Формула для определения экономического эффекта от ку в

узле имеет вид:
начначкокон
эcc
100
iiiiмi
QQй
?//
(7.24)
где индексами «нач» и «кон» обозначены величины, соответствующие
начальным и конечным значениям реактивных нагрузок узлов.
для первого узла
0,33
э1410306283,6100,826,45,55
100
?А/А/А?
млн руб. в год.
рассчитанные таким же образом значения для второго и тре
тьего узлов составляют э
= 5,77 млн руб. в год и э
= 3,36 млн руб.
в год. Сумма эффектов равна определенному выше суммарному
значению 14,68 млн руб. в год. Сроки окупаемости капиталовложе
ний и удельные эффекты (э
=
, млн руб./Мвар в год) от уста
новки ку в каждом узле составляют:
ок 1
= 0,8 · 26,4 / 5,55 = 3,8 года;
5,55 / 26,4 = 0,21;
ок 2
= 0,8 · 20,7 / 5,77 = 2,9 года;
5,77 / 20,7 = 0,28;
ок 3
= 0,8 · 5,9 / 3,36 = 1,4 года;
3,66 / 5,9 = 0,62.
при ограниченных капиталовложениях может ставиться задача
определения узла с наиболее быстрой «отдачей» затрат. В силу ква
дратичной зависимости потерь от нагрузки ее снижение на единицу
в зоне бо
льших значений дает гораздо больший эффект, чем в зоне
малых значений. поэтому небольшая мощность ку использует наи
более эффективный диапазон снижения потерь, имеет хорошие
удельные показатели, но небольшой суммарный эффект, так как он
определяется произведением удельных показателей на мощность ку.
В нашем примере таким узлом является узел 3.
оптимальная стратегия установки ку в сети зависит от предпо
лагаемого места их установки в узле (на высоком или на низком на
пряжении подстанции) и от оценки инвестором программы капи
таловложений и получаемого эффекта. установка ку напряжением
35–220 кВ предполагает одноразовый монтаж всей мощности в узле,
а мощность ку напряжением 6–10 кВ может наращиваться с по
мощью добавляемых комплектных ку малой единичной мощности.
поэтому для ку 35–220 кВ рассматривается оптимальная последо
вательность их установки в узлах, а для ку 6–10 кВ – стратегия их
наращивания.
В первом случае наиболее целесообразно начать с установки ку
в узле 3. Во втором случае наращивание мощности в узле целесо
образно начинать с узлов с наиболее высокими значениями про
изводных. В условиях примера это узел 1 (
= 0,265). Мощность ку
в этом узле следует наращивать до тех пор, пока производная в узле 1
не снизится до значения производной в узле 2. далее надо наращи
вать мощность ку одновременно в узлах 1 и 2 до тех пор, пока про
изводные в узлах 1 и 2 не сравняются с производной в узле 3. после
этого мощность наращивается одновременно во всех узлах до дости
жения оптимальных значений, рассчитанных выше.
Выбор оптимальной мощности ку и стратегии их установки
сетях при всех описанных постановках задачи может быть вы
полнен с помощью программы «крМ-стандарт», разработанной
А. В. Артемьевым под руководством автора книги.
7.1.5. интервалы неопределенности экономического эффекта
от установки ку, обусловленные погрешностями
исходных данных о нагрузках узлов
В гл. 5 и прил. 4 приведены формулы, позволяющие опреде
лить интервал неопределенности расчетных потерь электроэнергии
при заданных погрешностях исходных данных о нагрузках. задача
определения мощности ку, обеспечивающих гарантированный эко
номический эффект, может решаться в двух постановках:
1) определение интервалов неопределенности экономического
эффекта от установки ку, мощность которых определена на основе
расчетных нагрузок;
2) определение интервалов неопределенности мощности ку в каж
дом узле.
В первом случае используют непосредственно формулы для ин
тервалов неопределенности потерь электроэнергии, во втором –
формулы для интервалов неопределенности производных, на осно
ве которых рассчитывают мощности ку.
Формулы, приведенные в прил. 4, выведены для двух вариантов
расчета: при известной суммарной нагрузке сети (ситуация, харак
терная для условий эксплуатации) и при отсутствии таких данных
(проектная задача). Выбор ку следует отнести к проектным зада
чам. кроме того, если суммарная активная нагрузка сети является
показателем, определяющим сумму узловых нагрузок, то суммарная
реактивная нагрузка теряет эти свойства в связи с ее искажением
генерацией и большими потерями реактивной мощности в линиях,
а также работой других источников реактивной мощности. поэтому
в данной задаче приходится применять формулы для несбалансиро
ванных нагрузок.
пЯрцдс змсдпбЯкнб мднопдгдкдммнрсз
ьйнмнлзцдрйнвн ьуудйсЯ нс трсЯмнбйз йт
Абсолютные погрешности узловых нагрузок являются исходны
ми данными и остаются постоянными в процессе расчета, а относи
тельные погрешности изменяются в связи с уменьшением нагрузок.
результаты расчета будут одинаковыми при использовании как тех,
так и других погрешностей, но для того, чтобы не вычислять относи
тельные погрешности при конечных нагрузках, воспользуемся фор
мулой (п4.20) для абсолютных погрешностей. применительно к ре
активным нагрузкам она имеет вид:
222
iii
∆?f?f
(7.25)
погрешность, вносимая в расчет потерь в сети погрешностью
реактивной нагрузки
-го узла, определяется по формуле:
cc,
iiiUii
QqQ
∆?f?f
(7.26)
где
(для условий примера 2/220
= 0,41 · 10
).
рассчитаем
и
для условий примера при одинаковой от
носительной погрешности узловых реактивных нагрузок, равной
10 %, что соответствует абсолютным погрешностям 3, 4 и 6 Мвар,
соответственно. при этом интервалы неопределенности нагрузок
узлов составляют (30
3) Мвар; (40
4) Мвар и (60
6) Мвар. зна
чения c
при начальных и конечных нагрузках узлов приведены в пре-
дыдущем расчете.
значения
, максимальных
макс
и минимальных
мин
вкладов
узлов в потери мощности в сети при начальных и конечных нагруз
ках узлов составляют, МВт:
узел ................
у нач
................
0,17
0,21
0,21
у кон
................
0,08
0,1
0,14
макс. нач
...........
0,87 + 0,17 = 1,04
1,07 + 0,21 = 1,28
1,08 + 0,21 = 1,29
мин. нач
0,87 – 0,17 = 0,7
1,07 – 0,21 = 0,86
1,08 – 0,21 = 0,87
макс. кон
...........
0,05 + 0,08 = 0,13
0,24 + 0,1 = 0,34
0,64 + 0,14 = 0,78
мин. кон
...........
0,05 – 0,08 = –0,03
0,24 – 0,1 = 0,14
0,64 – 0,14 = 0,5
отрицательная нижняя граница расчетного вклада первого узла
в потери мощности в сети при конечных нагрузках узлов физически
необъяснима, так как минимальная нагрузка узла остается положи
тельной: 3,6 – 3 = 0,6 Мвар. если бы она перешла через ноль и стала
генерацией, то ее воздействие, очевидно, снижало бы общие потери.
В данном же случае проявляется описанная в прил. 4 неточность
формул, обусловленная линеаризацией функции потерь и приводя
щая к некоторому завышению отрицательной и занижению поло
жительной погрешности в величине потерь. эта неточность про
является при больших погрешностях нагрузок, а погрешность на
грузки первого узла, равная 3 Мвар, по отношению к конечному
значению нагрузки 3,6 Мвар составляет 83 %. поэтому эффект пере
хода расчетного вклада в потери через нулевое значение проявился
раньше, при небольшом положительном значении нагрузки. при ис
пользовании более точных формул интервал вклада, скорее всего,
передвинулся бы вверх на 0,04 МВт и составил бы от 0,01 до 0,17 МВт.
тем не менее рассчитаем интервалы неопределенности экономиче
ского эффекта от установки ку в каждом узле при тех значениях
вкладов, которые получились по данным формулам.
Суммарная погрешность
, определяемая по формуле (7.25),
при начальных нагрузках составляет 0,34 МВт, при конечных на
грузках – 0,19 МВт. Максимальные и минимальные значения по
терь мощности при начальных и конечных нагрузках составят:
макс. нач
= 3,02 + 0,34 = 3,36 МВт;
мин. нач
= 3,02 – 0,34 = 2,68 МВт;
макс. кон
= 0,92 + 0,19 = 1,11 МВт;
мин. кон
= 0,92 – 0,19 = 0,73 МВт.
Максимальные и минимальные границы интервалов неопре
деленности снижения потерь
макс
и
мин
, снижения затрат
на потери
п. макс
и
п. мин
, снижения суммарных затрат на потери
и на ку
макс
и
мин
и срока окупаемости капиталовложений
ок. макс
ок.
мин
составят:
макс
= 3,36 – 1,11 = 2,25 МВт;
мин
= 2,68 – 0,73 = 1,95 МВт;
п. макс
= 2,25 · 8 = 18 млн руб. в год;
п. мин
= 1,95 · 8 = 15,6 млн руб. в год;
макс
= 18 – 2,12 = 15,88 млн руб. в год;
мин
= 15,6 – 2,12 = 13,48 млн руб. в год;
ок. макс
= 42,4 / 13,48 = 3,2 года;
ок. мин
= 42,4 / 15,88 = 2,7 года.
С помощью аналогичных расчетов определим интервалы неопре
деленности индивидуальных экономических показателей ку в каж
дом узле.
интервал вклада первого узла в потери мощности в сети при на
чальных нагрузках составляет от 0,87 – 0,17 = 0,7 МВт до 0,87 + 0,17 =
= 1,04 МВт, а при конечных нагрузках от 0,05 – 0,08 = –0,03 МВт
до 0,05 + 0,08 = 0,13 МВт.
Минимальное снижение потерь от установки ку в первом узле
составляет
мин
= 0,7 – (–0,03) = 0,73 МВт, максимальное
макс
= 1,04 – 0,13 = 0,91 МВт. Снижение затрат на потери составит от
п. мин
= 0,73 · 8 · 10
= 5,8 до
п. макс
= 0,91 · 8 · 10
= 7,28 млн руб.
в год. Стоимость ку в первом узле
= 26,4 · 0,8 = 21,12 млн руб.,
а ежегодные затраты на их обслуживание з
ку
/100 = 5 · 21,12 /
100 = 1,06 млн руб. интервал снижения суммарных затрат на потери
и на ку составит от
мин
= 5,8 – 1,06 = 4,74 до
макс
= 7,28 – 1,06 =
= 6,22 млн руб. в год, а срок окупаемости капиталовложений –
от 21,12 / 6,22 = 3,4 до 21,12 / 4,74 = 4,5 лет.
результаты расчетов для всех узлов приведены ниже:
узел .....................................
, Мвар .............................
26,4
20,7
5,9
ку
, млн руб. ...................
21,12
16,6
4,7
, млн руб. в год .............
1,06
0,83
0,24
макс
, МВт .......................
1,04 – 0,13 = 0,91
1,28 – 0,34 = 0,94
1,29 – 0,78 = 0,51
мин
, МВт .......................
0,7 – (–0,03) = 0,73
0,86 – 0,14 = 0,72
0,87 – 0,5 = 0,37
п. макс
, млн руб. в год ......
7,28
7,52
4,08
п. мин
, млн руб. в год ......
5,84
5,78
3,26
макс
, млн руб. в год ......
6,22
6,69
3,84
мин
, млн руб. в год ......
4,74
4,95
3,02
ок. макс
, лет ........................
4,5
3,4
1,5
ок. мин
, лет ........................
3,4
2,4
1,3
ок. ср
, лет ........................
3,8
2,9
1,4
Средние значения сроков окупаемости капиталовложений в ку
соответствуют полученным ранее при расчетных реактивных нагруз
ках. Максимальные значения сроков окупаемости соответствуют
ситуации, при которой фактические реактивные нагрузки окажут
ся меньше расчетных на 10 %, минимальные – обратной ситуации.
В первой ситуации мощности ку окажутся несколько завышенны
ми, в них попадут единицы, которые не окупаются за
ок. пр
= 5 лет.
пЯрцдс змсдпбЯкнб мднопдгдкдммнрсз
носзлЯкымни лншмнрсз йт
разложив функцию (7.19) в ряд тейлора и проведя операции,
аналогичные описанным в прил. 4, получим выражение, связыва
ющее абсолютную погрешность производной для
-го узла с погреш
ностями узловых нагрузок:
iji
∆?∆
(7.27)
Вычислим значения
для каждого из узлов:
3222222
0,331021394760,028;
∆?АА+А+А?
3222222
0,331093214360,03;
∆?АА+А+А?
3222222
0,33107334960,02.
∆?АА+А+А?
при определении нижних границ интервалов неопределенно
сти оптимальной мощности ку в узлах необходимо использовать
производные (7.21), уменьшенные на
а при определении верхних границ – увеличенные на
проводя для обоих вариантов матрицы производных итераци
онные расчеты, аналогичные рассмотренным в п. 7.1.3, получим
интервалы неопределенности оптимальной мощности ку в каждом
узле.
7.1.6. учет влияния реактивной мощности на напряжение
при расчете мощности ку
такой учет включает в себя четыре аспекта, поэтому если утверж
дается, что расчет проведен с учетом влияния ку на напряжение,
следует уточнить, учет каких аспектов имеется в виду.
одпбъи Яродйс
. так как потери мощности и энергии в сети за
висят от напряжений в узлах, то при их расчете до и после установ
ки ку при учете происходящего при этом повышении напряжения
эффект от их установки будет выше, чем при расчете по номиналь
ному напряжению, как это сделано в предыдущих разделах.
бснпни Яродйс
. при выбранной мощности ку напряжения в узлах
должны находиться в технически допустимых пределах. теорети
чески можно представить, что в некоторых узлах ку экономически
не окупаются, но их приходится ставить, чтобы поднять напряже
ние выше нижнего допустимого предела. Вместе с тем соотношение
стоимостей ку и электроэнергии таково, что даже при учете в рас
чете эффекта только от снижения потерь электроэнергии (без уче
та эффекта от увеличения пропускной способности сети) экономи
чески целесообразная мощность ку оказывается больше необходи
мой по техническим условиям. поэтому обычно нет необходимости
проверять соблюдение технических условий на каждом шаге итера
ционного процесса, достаточно проверить это в конце расчета.
Спдсзи Яродйс
. так как установка ку приводит к увеличению на
пряжений в узлах и, следовательно, к дополнительному снижению
потерь мощности и энергии, то при расчете производных потерь
следовало бы учесть влияние
на
(производные станут больше,
а следовательно, и оптимальная мощность ку получится несколько
больше, чем определенная без учета этого влияния).
если производную потерь мощности по
определить с учетом
влияния
на
, получим выражение:
*+
dPQ
dQUU
u??+
?u+u
(7.28)
где
реактивное сопротивление сети;
составляющая, отражающая снижение потерь мощности
в сети из-за снижения
, а
– из-за повышения напря
жения.
повышение напряжения вызывает снижение потерь от пере
дачи как реактивной, так и активной мощности, что и видно из вы
ражения для составляющей
. при учете влияния
на
мини
мальные потери наблюдаются уже не при
= 0, как было бы при
учете только первого слагаемого, а при
, определяемом из (7.28)
при приравнивании его нулю. Сокращая при этом общий множи
тель 2
, получим:
QXQQ
+?+∆?
(7.29)
где
– потери реактивной мощности при
из уравнения (7.29) следует, что
=
. это означает, что
минимальные потери в линии будут не при нулевой реактивной
мощности, а при генерации в ее конце реактивной мощности, рав
ной ее потерям в линии при нагрузке
P
, то есть в режиме, обе
спечивающем нулевую реактивную мощность не в конце (в нагруз
ке), а в начале линии. решая квадратное уравнение (7.29), получим:
2422
UUPX
/±/
(7.30)
Физическому решению соответствует знак «+» перед корнем.
например, при передаче по линии 220 кВ длиной 100 км (
= 40 ом) мощности
= 60 МВт по уравнению (7.30) получим
= –2,9 Мвар, то есть минимальные потери в линии будут при гене
рации в ее конце реактивной мощности 2,9 Мвар. при учете затрат
на ку режим с перекомпенсацией, естественно, не будет опти
мальным, однако определение производных с учетом влияния
на
приведет к некоторому увеличению оптимальной мощности ку.
В приведенном расчете мы не учли еще одно обстоятельство: в ли
нии происходят не только потери реактивной мощности на сопро
тивлении
, но и ее генерация
. при учете только одного участка
линии на потери в линии в соответствии с п-образной схемой за
мещения на расчете сказывается только половина этой генерации,
относимая к ее конечному узлу. при расчете производных в узлах
сложной сети в расчете будут участвовать полные генерации реак
тивной мощности всеми линиями, относимые своими половинами
к узлам присоединения, за исключением половины генерации ли
ниями, присоединенными к цп (балансирующему узлу).
при учете емкостной генерации оптимальная мощность ку
в конце рассматриваемой одной линии не только снизится на
/2,
но и в производной (7.28) дополнительно появится отрицательное
слагаемое
U c
= –2
RX
. при потреблении в конце линии 220 кВ
с указанными выше параметрами реактивной мощности
= 30 Мвар
и генерации реактивной мощности, отнесенной к конечному узлу,
= 6,5 Мвар слагаемые производной (7.28) при начальных условиях
составят (без сомножителя
10
):
= 0,97;
= 0,14;
U c
= 0,0013.
Сопоставление этих цифр показывает, что при расчете производных
в данном случае учет влияния
на
необходим в части влияния
на потери в линии (
= 0,97 + 0,14 = 1,11) и практически несуществе
нен в части влияния
на емкостную генерацию.
цдсбдпсъи Яродйс
. он касается учета статических характери
стик нагрузки (Схн). под Схн понимается зависимость мощно
сти, потребляемой нагрузкой неизменного состава, от напряжения
в узле. при увеличении напряжения на вводах эп возрастает по
требление ими и активной, и реактивной мощности. что касается
активной мощности, то увеличение ее потребления нельзя рас
сматривать как увеличение потерь. электроприемник выполняет
при этом бо
льшую работу, чем до повышения напряжения. если это
эп периодического действия (например, насос), то он будет вклю
чаться на меньшее время для выполнения той же работы, потребляя
ту же электроэнергию. некоторые эп имеют трудно контролируемую
полезность (например, вентиляторы), и часто специалисты счита
ют нерациональным увеличение потребления ими электроэнергии
(чуть меньше дуют, ну и что, зато меньше платим за электроэнер
гию!). при таком подходе можно рекомендовать выключить вен
тиляторы совсем (хоть и душно, ну и что!) – будет существенная
экономия электроэнергии. Возможно, некоторые эп работают зря
(например, двигатели на холостом ходу, которые надо бы на эти пе
риоды отключать).
учет Схн активной мощности при выборе ку еще мог приме
няться во времена, когда частота в сетях постоянно была ниже 50 Гц
из-за превышения суммарной мощностью потребителей распола
гаемой мощности электростанций. он был продиктован желанием
с помощью централизованного воздействия снизить бесхозяйствен
ное (а заодно и полезное) потребление электроэнергии. при целе
вой установке потреблять как можно меньше, конечно, надо рабо
тать при минимально допустимом напряжении. однако при этом
надо оценить технологический ущерб (снижение производства про
дукции).
что касается реактивной мощности, то увеличение ее потребле
ния в соответствии с Схн надо учитывать только в диапазоне сту
пени рн трансформатора в цп. если напряжение в цп при уста
новке ку выйдет за поддерживаемое значение, то будет изменено
рабочее ответвление трансформатора и напряжение опять снизит
ся до прежнего предела (подробно эти вопросы рассмотрены в гл. 8).
при этом в сети, внешней по отношению к цп, напряжение при уста
новке ку поднимется и обеспечит дополнительное снижение потерь
электроэнергии.
резюмируя изложенное, можно сказать, что учет Схн по актив
ной мощности необоснован, а по реактивной мощности может быть
применен, но с учетом рн трансформаторами. В частности, при уста
новке ку в сети 0,4 кВ необходимо учитывать Схн по реактивной
мощности, так как ку изменяют напряжение на вводах эп в этой
сети и слабо влияют на напряжение в сетях более высоких напря
жений. при выборе же ку в сетях энергоснабжающих организа
ций учет Схн ошибочен. после установки ку при существенном их
влиянии на напряжения в узлах рабочие ответвления трансформа
торов 220–35/6–10 кВ будут изменены и потребление энергии опять
вернется на прежний уровень. поэтому при проведении расчетов
по выбору ку с помощью программ расчета ур (а они имеют воз
можность учитывать Схн) такой учет не должен осуществляться.
7.1.7. учет дискретности стандартных мощностей ку
В предыдущих разделах выбор оптимальной мощности ку про
изводился на основе приравнивания выражений для производных
суммарных затрат нулю или постепенного сведения их к нулю при
использовании итерационного процесса. это классический способ
нахождения оптимума гладкой функции. на самом деле затраты
на ку имеют нелинейную зависимость от их мощности. использова
ние удельных затрат на ку (сглаживание зависимости) допустимо,
когда суммарную мощность ку в узле предполагается устанавли
вать в виде многих комплектных конденсаторных установок 6–10 кВ
или 0,4 кВ. компенсирующие устройства более высоких напряжений
имеют дискретную шкалу мощностей с достаточно большим шагом.
например, минимальная мощность ку 35 кВ составляет 17,3 Мвар,
а 110 кВ – 52 Мвар.
при строгой постановке задачу выбора оптимальной мощно
сти ку в этих сетях необходимо решать с помощью методов цело
численного программирования (метод динамического программи
рования и др.). эти методы фактически реализуют перебор всех воз
можных вариантов, хотя и сокращенный за счет ряда приемов,
позволяющих отказаться от рассмотрения вариантов, нереальных
или заведомо худших по сравнению с уже рассмотренными [21].
Методы учета дискретности стандартных мощностей ку при пред
ставлении сети матрицей узловых сопротивлений изложены в [22].
применение метода постепенного наращивания мощности ку
в процессе расчета может рассматриваться как предварительный этап
расчета. хорошо, если оптимальные мощности ку получатся близ
кими к их стандартным значениям. однако вероятность этого мала.
поэтому, если нет программного средства, использующего метод
целочисленного программирования, возникает задача корректи
ровки результатов «гладкого» оптимизационного расчета. для этого
могут использоваться рекомендации, основанные больше на ин
женерной логике, чем на строгих математических закономерностях,
однако приемлемые для практического применения. они преду
сматривают вмешательство расчетчика в процесс вычислений с уче
том анализа результатов предыдущего расчета.
Второй этап расчета проводят, накладывая запрет на установ
ку ку в узлах, в которых на первом этапе мощность ку оказалась
намного меньше стандартной (составила, например, меньше 20 %).
если таких узлов много, то сначала запрет накладывают на узлы,
в которых мощность ку составила меньше 10 %. закономерности
оптимизационных расчетов таковы, что при запрете установки ку
в некоторых узлах мощность ку в остальных узлах возрастает, хотя
суммарная мощность ку в сети снижается (то есть в оставшиеся
узлы перейдет лишь часть мощности ку из запрещенных узлов).
последовательное применение этого алгоритма приводит к укруп
нению мощностей ку в узлах. В некоторых из них после запрета
на установку малых мощностей мощность ку может составить, на
пример, 120 % стандартной мощности, что тоже невозможно. В этих
узлах следует закрепить мощность ку на стандартном значении и на
ложить запрет на ее увеличение в процессе следующего расчета. В слу
чае если мощность ку составила, например, 180 % стандартной
мощности, то можно закрепить ее на уровне 200 % (два устрой
ства). правда, по той же закономерности в следующем расчете мощ
ность ку в остальных узлах несколько снизится. этот процесс анало
гичен проведению вариантных расчетов, но с помощью оптимиза
ционного алгоритма, значительно облегчающего поиск приемлемого
решения (хотя и предназначенного для оптимизации только глад
ких целевых функций).
7.1.8. учет затрат на пропускную способность сетей
В приведенных ранее примерах выбора оптимальной мощно
сти ку в целях упрощения и наглядности иллюстрации расчеты
производились с учетом влияния реактивной мощности только на по
тери электроэнергии в сетях. Влияние реактивной мощности
на про
пускную способность сетей непосредственно следует из данных,
приведенных в п. 7.1.2. например, при снижении tg
с 0,7 до 0,5
высвобождается 18,1 – 10,6 = 7,5 % пропускной способности сети.
это необходимо дополнительно учитывать при выборе оптималь
ной мощности ку.
отнесение удельных затрат на развитие сети в целом к нагрузкам
узлов представляет собой непростую операцию, так как установка
ку в разных узлах по-разному влияет на пропускную способность
многочисленных элементов питающей сети, каждый из которых име
ет свою стоимость. теоретически правильно учитывать эти затраты
индивидуальными значениями для каждого узла, определяемыми
в соответствии с коэффициентами распределения его мощности
по ветвям сети.
при учете затрат на пропускную способность сетей оценка эф
фективности ку с помощью простого расчета срока их окупаемости
(как это описано выше) имеет меньшую обоснованность, так как
такие затраты характеризуются существенной неодновременностью.
некоторые элементы сети могут быть длительное время недогружен
ными, поэтому говорить об их пропускной способности не прихо
дится: все отрицательное влияние реактивной мощности ограничи
вается учетом потерь электроэнергии в таких элементах. для пра
вильного учета затрат на пропускную способность сетей необходимо
при выборе ку использовать метод дисконтированных затрат, по
зволяющий учесть неодновременность вложения денежных средств
в различные объекты. этот метод является универсальным, поэтому
его целесообразно применять и в случае, если разрабатывается про
грамма постепенной установки ку в течение длительного срока,
даже если учитывается их воздействие только на снижение потерь.
7.1.9. удельное снижение потерь электроэнергии в сетях
при установке ку
В практике планирования мероприятий по снижению потерь
электроэнергии в сетях часто необходима приближенная оценка
эффекта от предполагаемой установки ку. В предыдущих разделах
показано, что этот эффект зависит от электрической удаленности
места установки ку от источника реактивной мощности, то есть
фактически от величины потерь электроэнергии в элементах сети
по пути передачи реактивной мощности к рассматриваемому месту
установки ку. при планировании установки ку большой
мощности
для оценки эффекта необходимы расчеты по методике, описанной
выше. приближенные оценки эффекта допустимы, как правило,
при планировании установки ку небольшой мощности в распре
делительных сетях. такая установка несущественно изменяет по
токи реактивной мощности в основных сетях, поэтому для оценки
их влияния на потери можно использовать парциальный эффект,
кВт·ч/квар в год, соответствующий начальным нагрузкам.
удельный эффект представляет собой производную нагрузочных
потерь электроэнергии в сети по максимальной реактивной нагруз
ке узла
макс
макс
макс
22
22tg
dPQP
wRR
dQUU
∆?τ?τ?τ
(7.31)
потери электроэнергии в сети
*+
макс
1tg
+l
∆?
(7.32)
откуда
*+
макс
1tg
+lτ
(7.33)
из (7.33) и (7.31), получим:
*+
макс
2tg
1tg
+l
(7.34)
поставляя в (7.34) выражение абсолютных потерь электроэнергии
в сети через их значение в процентах
н, %
/100 и
макс
= W
/(8760
), получим выражение, связывающее удельное сни
жение потерь электроэнергии в сети от установки ку с уровнем на
грузочных потерь электроэнергии в сети
н, %
*+
н,%
175,2
1tg
wkW
+l
(7.35)
при средних значениях
= 0,6 и tg
= 0,6 выражение (7.35) пре
вращается в простую формулу:
= 46,4
н, %
(7.36)
из (7.36) следует, что установка ку в сети с нагрузочными по
терями электроэнергии
н, %
= 5 % приведет к их снижению на
230 кВт·ч/квар в год. если учесть происходящее при этом повы
шение напряжения на
, то указанную величину надо умножить
на (1 +
100)
7.1.10. потери электроэнергии в ку
источники реактивной мощности могут быть двух типов: стати
ческие ку, к которым относятся бСк и Стк, и вращающиеся ку –
синхронные машины, к которым относятся Ск и синхронные дви
гатели (Сд).
удельные потери мощности в бк не превышают 3 кВт/Мвар.
потери в Стк зависят от их конструкции (соотношения мощностей
конденсаторов и реакторов) и в среднем составляют 6 кВт/Мвар.
потери мощности в синхронных машинах тоже зависят от кон
струкции машины, напряжения и скорости вращения. их опреде
ляют по формуле
см12
PDD
∆?d+d
(7.37)
где
постоянные коэффициенты для рассматриваемой ма
шины;
коэффициент загрузки машины по отношению к ее
максимальной располагаемой реактивной мощности.
Синхронные двигатели устанавливают исходя из требований тех
нологических процессов, поэтому рассматривается не целесообраз
ность их установки, а целесообразность их дополнительного ис
пользования в качестве ку. Генерируя реактивную мощность, они
потребляют дополнительную активную мощность, поэтому при оцен
ке суммарного снижения потерь в сети и Сд это необходимо это
учитывать. потери холостого хода в Сд в отличие от Ск при этом
не учитываются, так как они происходят и при неиспользовании ре
активной мощности Сд.
значения
и
для большинства Сд, эксплуатируемых в сетях
потребителей электроэнергии, приведены в [23]. потери в Сд за
висят не только от
и
, но и от напряжения на вводе Сд и дру
гих параметров режима, которые не остаются постоянными в про
цессе работы. В оценочных расчетах потери в Сд при его полной
загрузке по реактивной мощности (
= 1) можно определять
формуле
сд
(7.38)
где
– номинальная мощность Сд.
практически все Сд изготавливаются с номинальным cos
= 0,9
(tg
= 0,5), поэтому их максимальная располагаемая реактивная
мощность составляет половину номинальной мощности Сд. удель
ные потери в Сд
, кВт/Мвар, при максимальной реактивной
мощности определяют по формуле
*+
сдсдсд
abP
(7.39)
при снижении загрузки Сд по реактивной мощности (
< 1)
удельные потери снижаются и составляют (1 +
) / 2 от номиналь
ных потерь.
коэффициенты
и
приведены в табл. 7.1. там же для срав
нения приведены вычисленные по формуле (7.39) удельные потери
в Сд мощностью 1 и 5 МВт.
таблица 7.1
коэффициенты потерь мощности в Сд
число
оборотов
в мин
, кВт/Мвар, при
МВт
Сд напряжением 10 кВ
3000
5,2
2,8
7,6
1000
10,4
2,7
26,1
9,6
750
3,8
25,6
11,2
600
10,3
3,5
27,6
11,2
500
12,6
33,2
375
11,2
5,3
300
10,6
5,8
32,8
15,8
250
7,1
34,2
18,2
Сд напряжением 6 кВ
3000
4,5
2,9
14,8
7,6
1000
5,6
3,5
18,2
9,2
750
5,0
4,4
18,8
10,8
600
9,5
3,5
10,8
500
7,9
9,2
12,4
375
9,5
5,4
29,8
14,6
300
12,7
4,6
34,6
14,2
250
10,6
6,6
34,2
17,4
187
6,2
11,2
35,4
25,4
167
4,5
11,1
33,2
100
17,4
8,5
51,8
Средние значения
3000
1000–500
<500
из данных табл. 7.1 следует, что удельные потери ниже в Сд с боль
шим числом оборотов и большой мощностью. для лучших Сд с точ
ки зрения использования их реактивной мощности удельные по
тери составляют 8 кВт/Мвар, а для худших – 35 кВт/Мвар, что в 3–
12 раз больше потерь в бСк.
Синхронные компенсаторы применяют специально для ком
пенсации реактивной мощности, поэтому удельные потери в них
определяют с учетом потерь холостого хода. их значения колеблются
от 30 кВт/Мвар для Ск мощностью 5 Мвар до 12 кВт/Мвар для Ск
мощностью 320 Мвар. еще большие потери происходят при исполь
зовании в качестве Ск генераторов действующих станций, не ис
пользуемых в какой-то период по основному назначению или ге
нераторов выведенных из обычной эксплуатации неэкономичных
станций. потери в Ск рассмотрены в п. 2.2.2.
по удельным потерям Ск существенно проигрывают конденса
торным установкам. однако следует помнить, что установка Ск про
изводится не только с целью снижения потерь, а и (в первую очередь)
с целью повышения устойчивости режимов работы энергосистем.
Свойства электрических машин таковы, что при резком снижении
напряжения они резко увеличивают выдаваемую реактивную мощ
ность, поддерживая режим. конденсаторы ведут себя прямо про
тивоположно: при снижении напряжения их мощность снижается
пропорционально квадрату напряжения в точке их подключения,
усугубляя дефицит реактивной мощности.
7.2. Взаимоотношения энергоснабжающих организаций
и потребителей электроэнергии в части условий
потребления и генерации реактивной мощности
7.2.1. необходимость регулирования взаимоотношений
В силу различия технологических процессов на предприятиях раз
личных отраслей существенно различается и потребление ими ре
активной энергии. если один из потребителей потребляет 10 единиц
активной энергии и 8 реактивной, а другой при таком же потребле
нии активной всего 3 единицы реактивной, то вклад в потери в се
тях первого потребителя будет пропорционален 10
+ 8
= 164 еди
ницам, а другого 10
+ 3
= 109 единицам. общие потери соответ
ствуют 273 единицам, и они будут учтены в общем, одинаковом
для всех потребителей, тарифе на услуги по передаче электроэнер
гии. отсутствие экономического механизма нормализации потре
бления реактивной энергии приводит к равной оплате каждым по
требителем общих потерь в 273 единицы, то есть по 136,5 единицы.
В результате первый потребитель не «оплатил потери, обусловлен
ные потреблением реактивной мощности своими электроустанов
ками», как это ошибочно представляется, а заставил всех потреби
телей оплатить последствия своего режима потребления в равной
с ним мере.
Следует отметить, что даже равное относительное потребление
реактивной энергии всеми потребителями, но сверх экономическо
го предела, экономически невыгодно самим потребителям: плата
за потери электроэнергии при ее передаче с повышенным коэффи
циентом реактивной мощности больше, чем затраты на крМ. не
достаточное осознание этого очевидного факта объясняется тем, что
вклад конкретного потребителя в общие потери достаточно мал, по
этому его индивидуальное повышенное потребление реактивной
энергии почти не скажется на общем тарифе. В связи с этим у кон
кретного потребителя складывается ощущение, что компенсируй –
не компенсируй, а тариф все равно не изменится, поэтому нежелатель
ны никакие дополнительные надбавки за повышенное потребление
реактивной энергии. В силу того, что при отсутствии ограничива
ющих нормативных документов каждый конкретный потребитель
захочет воспользоваться возможностью переложения части своих за
трат на чужие плечи, процесс увеличения потребления реактивной
мощности может стать неуправляемым.
иногда высказываются соображения, что если потребитель уста
новил ку в соответствии с техническими условиями на присоеди
нение, то в условиях эксплуатации никаких дополнительных ре
гулирующих воздействий экономического плана быть не должно.
Можно согласиться с теоретической правильностью такого подхода,
тем более что именно так обстоит дело в большинстве развитых
стран. однако следует учитывать отличие технических параметров ку,
установленных в сетях отечественных потребителей десятилетия
назад, от используемых за рубежом и отличие менталитета отече
ственных потребителей от менталитета их западных коллег.
компенсирующие устройства западных изготовителей представ
ляют собой комплектные
ЯбснлЯсзцдрйз пдвткзптдлъд
устройства,
надежность работы которых сопоставима с надежностью телеви
зоров «Sony» или фотоаппаратов «Kodak». В сетях отечественных
потребителей в доперестроечные годы было установлено порядка
30 млн квар конденсаторов, из которых 18–20 млн квар включаются
и отключаются вручную. если не контролировать потребление ре
активной энергии из сети энергосистемы, что будет заставлять по
требителя эксплуатировать их в нужном режиме?
при выходе ку из строя западный потребитель в силу присущей
ему дисциплинированности приложит все силы, чтобы заменить его
на новое. поэтому требования, установленные в технических усло
виях на присоединение, будут выполняться.
технические условия
на присоединение большинства наших предприятий были сфор
мулированы десятилетия назад и ориентировались на действовав
шие в те времена нормативные документы и условия работы сетей.
резкое снижение электропотребления промышленными предприя
тиями в 90-е годы прошлого столетия привело к повышению напря
жения в сетях до пределов, опасных для электрооборудования сетей.
последовали указания об отключении ку. бездействовавшие в те
чение более десяти лет устройства не обслуживались в должной мере
и частично пришли в негодность. Введение экономических стиму
лов для установки новых устройств является фактически способом
приведения режимов потребления реактивной мощности к нормаль
ным техническим условиям.
реактивная энергия может производиться как производителем
электроэнергии, так и потребителем. В некоторых режимах (напри
мер, в ночные часы) энергоснабжающей организации выгодно, что
бы потребитель поглощал излишнюю реактивную мощность из ее
сетей. В этом случае потребитель будет оплачивать услуги по пере
даче электрической энергии с учетом понижающего коэффициента
к тарифу.
7.2.2. нормативные документы
В течение длительного времени (с начала 30-х годов прошлого
века и до 2001 г.) взаимоотношения энергоснабжающих организаций
и потребителей электроэнергии в области потребления реактивной
мощности в нашей стране регулировались методикой расчета эко
номических значений реактивной мощности, потребляемой от сети
энергоснабжающей организации, и скидками (надбавками) к тари
фам на электроэнергию при отклонениях фактического потребле
ния от установленного в договоре. Аналогичная практика существо
вала и в некоторых зарубежных странах.
действовавшая «инструкция о порядке расчетов за электриче
скую и тепловую энергию», которой устанавливались указанные
скидки (надбавки), была утверждена в установленном порядке и за
регистрирована Минюстом россии, однако была признана утратив
шей силу с 1 января 2001 г. (приказ Минэнерго россии от 28 декабря
2000 г. № 167). основанием для ее отмены являлось то, что она во
шла в противоречие с принятыми позднее нормативными докумен
тами более высокого уровня (Гражданский кодекс рФ и закон о го
сударственном регулировании тарифов на электрическую и тепло
вую энергию), которые не предусматривают надбавок к тарифу.
Возврат к решению данной проблемы произошел в 2006 г., ког
да реформа энергетики в стране пришла к практическому заверше
нию. постановлением правительства рФ от 31 августа 2006 г. № 530
«об утверждении правил функционирования розничных рынков элек
трической энергии в переходный период реформирования электро
энергетики» внесено изменение в «правила недискриминационно
го доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказа
ния этих услуг», утвержденные постановлением правительства рФ
от 27 декабря 2004 г. № 861.
В соответствии с внесенным в правила пунктом 14.1, потребите
ли электрической энергии должны соблюдать соотношения потре
бления активной и реактивной мощности, определенные в договоре.
В случае несоблюдения этих соотношений (кроме случаев, когда
это явилось следствием выполнения диспетчерских команд или осу
ществлялось по соглашению сторон), потребитель должен устано
вить устройства крМ либо оплачивать услуги по передаче электри
ческой энергии с учетом соответствующего повышающего коэффи
циента к тарифу. В случае участия потребителя в регулировании
реактивной мощности по соглашению с сетевой организацией к стои
мости услуг по передаче электрической энергии применяется по
нижающий коэффициент.
по факту выявления сетевой организацией нарушения условий
потребления реактивной мощности составляется акт, который на
правляется потребителю. потребитель в течение 10 рабочих дней
с даты получения акта должен письменно уведомить сетевую орга
низацию о сроке, в течение которого он обеспечит соблюдение уста
новленных характеристик путем самостоятельной установки ку
или о невозможности выполнить указанное требование и согласии
на применение повышающего коэффициента к стоимости услуг
по передаче электрической энергии. указанный срок не может пре
вышать 6 месяцев. если по истечении 10 рабочих дней уведомление
не направлено, сетевая организация может применять повышающий
коэффициент к тарифу.
к настоящему времени разработаны оба документа, указанные
в упомянутых постановлениях:
«порядок расчета значений соотношения потребления актив
ной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих
устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей элек
трической энергии, применяемых для определения обязательств
сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической
энергии (договорах энергоснабжения)» утвержден приказом Мин
промэнерго россии от 22 февраля 2007 г. № 49 и зарегистрирован
Министерством юстиции рФ (регистрационный № 9134 от 22 мар
та 2007 г.);
«Методические указания по расчету повышающих (понижаю
щих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электриче
ской энергии в зависимости от соотношения потребления актив
ной и реактивной мощности потребителей электрической энергии»
находятся на согласовании в Федеральной службе по тарифам рФ
(по состоянию на 1.01.2009 г.).
тарифы на услуги по передаче электрической энергии состоят
из двух составляющих: платы за содержание электрических сетей
и платы за потери электроэнергии, происходящие при передаче элек
троэнергии по сети. повышающие (понижающие) коэффициенты
к тарифам на услуги по передаче электрической энергии применя
ются только к плате за содержание электрических сетей.
установление нормативных значений обычно осуществляется од
ним из трех способов, приведенных ниже в порядке увеличения точ
ности нормируемых величин и одновременного снижения бесспор
ности их применения.
одпбъи ронрна
заключается в установлении однозначных чис
ленных значений норм. такой способ применен при установлении
предельных значений коэффициента реактивной мощности для по
требителей, присоединенных к сетям 0,4–110 кВ. очевидно, что
единое значение нормы не может быть теоретически правильным
для любого узла сети, однако применение таких норм при оформле
нии договорных отношений не может оспариваться, так как цифра
установлена нормативным документом, утвержденным в установ
ленном порядке.
бснпни ронрна
заключается в установлении в нормативном до
кументе формул, по которым рассчитывается нормируемая величи
на. при этом используется ряд исходных данных, характеризующих
условия электроснабжения конкретного потребителя: его удален
ность от источника электроэнергии, соотношение графика его на
грузки с графиком суммарной нагрузки сети и т. п. Сам расчет до
статочно легок и может быть выполнен любой стороной с приме
нением обычного калькулятора. такой способ применялся ранее
(до 2001 г.) при определении коэффициентов реактивной мощности,
включаемых в договор с любым потребителем. очевидно, что опре
деляемые величины в этом случае более точно соответствуют физи
ческим законам влияния нагрузки данного потребителя на режим
работы сети. однако практика применения таких документов по
казала, что нередко возникают споры между сторонами по поводу
правильности тех или иных исходных данных, тем более что не
которые из них представляются энергоснабжающей организацией
и практически не могут быть проверены потребителем.
Спдсзи ронрна
применяется при нормировании параметров до
статочно сложных технических процессов и заключается в приме
нении программных средств, расчетные алгоритмы которых в силу
своей сложности не могут быть детально изложены в нормативном
документе. В этом случае в документе устанавливаются критерии
расчета и основные принципы методики его проведения, а также
необходимость сертификации программных средств для подтверж
дения соответствия алгоритма расчета методу, установленному нор
мативным документом.
первый и второй способ применяются к «массовым» потреби
телям. ошибки в определении точных значений для каждого потре
бителя компенсируются в их суммарном воздействии на режим ра
боты сети, а установление единой нормы исключает необходимость
сложных расчетов для каждого из многочисленных «малых» потреби
телей и последующие дискуссии по спорным моментам.
каждый потребитель, присоединенный к сети 220 кВ и выше,
имеет уникальные условия электроснабжения (схемы внешнего
электроснабжения не могут быть приведены к каким-либо типовым
ситуациям). В то же время нагрузка каждого из них обычно оказы
вает существенное влияние на уровни напряжения во всех других
узлах и на перетоки мощности по всем линиям сетевой организа
ции. применение для расчета коэффициента реактивной мощности
таких потребителей каких-либо простых формул невозможно.
пре
дельные значения коэффициента реактивной мощности для каждо
го потребителя могут быть определены только из расчета ур всей
сети сетевой компании. провести такие расчеты может только сама
сетевая организация совместно с соответствующим субъектом опе-
ративно-диспетчерского управления. эти расчеты не могут быть
детально проанализированы каждым потребителем, поэтому сохра
няется возможность определенного «произвола» со стороны расчет
чика. нормативный документ в этой области не может обеспечить
100%-й однозначности расчета, результаты которого не зависели бы
от расчетчика, и может лишь установить основные принципы про
ведения расчетов, ограничивающие возможности получения «како
го угодно» результата.
программные средства расчета ур (программы рАСтр, Му
СтАнГ, дАкАр и др.) применяются в Федеральной сетевой компа
нии (оАо «ФСк еэС») и Системном операторе единой энерго
системы россии (оАо «Со еэС») в качестве основного средства
анализа режимов. В достоверности расчета режимов в наибольшей
степени заинтересованы сами пользователи независимо от необ
ходимости расчета по ним параметров договорных условий, поэтому
сертификация этих программных средств не имеет смысла.
нормативные значения определяются для режима непривлече
ния потребителя к регулированию реактивной мощности. его при
влечение к регулированию осуществляется по инициативе энерго-
снабжающей организации, она рассчитывает желаемые диапазоны
регулирования и предлагает потребителю оказать ей такую услу
гу за определенную законом оплату. потребитель вправе отказать
ся от предложения, посчитав его невыгодным для себя. поэтому
регламентация «желаний» энергоснабжающей организации в нор
мативном документе бессмысленна; возможность оказания услуги
и изменения предложенных параметров определяется при согласо
вании условий ее предоставления.
7.2.3. значения коэффициентов реактивной мощности,
указываемые в договорах на оказание услуг по передаче
электрической энергии
технически необходимая степень крМ в каждой точке сети
определяется параметрами линий, соединяющих эту точку с источ
никами питания. эти параметры индивидуальны для каждой точки
и, следовательно, для каждого потребителя. однако тарифы на элек
троэнергию не устанавливаются индивидуально для каждого потре
бителя, а дифференцируются только по четырем уровням напряже
ния питания: 110 кВ и выше, 35 кВ, 6–20 кВ и 0,4 кВ.
дифференциация условий потребления (генерации) реактивной
мощности
гкю онспдазсдкди, опзрндгзмдммъф й рдсюл 110 йб з мзед
в новом документе также осуществлена по четырем группам на
пряжений сетей, что представляется правильным. так как затраты
на производство и передачу реактивной энергии гораздо меньше ана
логичных затрат, обусловленных активной энергией, способы выра
жения тарифов на реактивную энергию не могут быть «изощрен
нее» тарифов на активную энергию.
значение коэффициента реактивной мощности в часы больших
суточных нагрузок электрической сети (tg
) установлены в зави
симости от номинального напряжения сети, к которой подключен
потребитель:
напряжение сети, кВ
110 (154)
35 (60)
6–20
0,4
tg
0,5
0,4
0,4
0,35
данные значения указывают в договорах с потребителями элек
трической энергии, присоединенная мощность энергопринимающих
устройств которых более 150 кВт (за исключением граждан-потре-
бителей, использующих электрическую энергию для бытового по
требления, и приравненных к ним в соответствии с нормативными
правовыми актами в области государственного регулирования та
рифов групп (категорий) потребителей (покупателей), в том числе
многоквартирных домов, садоводческих, огороднических, дачных
и прочих некоммерческих объединений граждан).
значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой
в часы малых суточных нагрузок электрической сети, устанавлива
ется равным нулю для всех случаев.
Сумма часов, составляющих периоды больших и малых суточ
ных нагрузок, должна быть равна 24 часам и относиться ко всем
суткам месяца, за исключением периодов привлечения потребителя
к регулированию реактивной мощности. при определении в до
говоре временны
х интервалов больших и малых нагрузок необходи
мо руководствоваться фактическими параметрами режима электри
ческой сети в конкретном энергоузле. если иное не определено до
говором, часами больших нагрузок считается
период с 7 ч 00 мин
до 23 ч 00 мин, а часами малых нагрузок – с 23 ч 00 мин до 7 ч 00 мин
местного времени. Временны
е интервалы, в течение которых потре
битель привлекается к регулированию реактивной мощности в часы
больших и малых нагрузок, могут быть меньше соответствующих
периодов больших и малых суточных нагрузок и относиться только
к установленным в договоре суткам месяца.
В случае участия потребителя по соглашению с сетевой орга
низацией в регулировании реактивной мощности в часы больших
и/или малых нагрузок электрической сети, в договоре энергоснабже
ния определяются также диапазоны значений коэффициентов ре
активной мощности, устанавливаемые отдельно для часов боль
ших (tg
) и/или малых (tg
) нагрузок электрической сети и приме
няемые в периоды участия потребителя в регулировании реактивной
мощности.
при решении задачи установки ку в сети потребителя суммар
ная мощность ку является известной (равной разности между фак
тическим и заданным потреблением). необходимо определить наи
лучший вариант размещения ку в узлах внутренней сети предприя
тия с учетом специфики технологического процесса, возможностей
установки ку и желаемых режимов напряжения в узлах. при реше
нии аналогичной задачи для сетевой организации кроме указанных
факторов необходимо осуществить экспертную оценку возможных
действий потребителя. если предполагается, что потребитель (или
группа потребителей, питающихся от узла) в течение длительного вре
мени не произведет установку ку в своих сетях, то установка ку в узле
сетевой организации экономически выгодна. В противном случае
установленные ку могут оказаться неиспользуемыми. В обеих зада
чах необходимо учитывать прогноз изменения реактивных нагрузок.
Гкю онспдазсдкди, опзрндгзмдммъф й рдсюл мЯопюедмздл 220 йб
з бъчд
, а также к сетям 110 кВ (154 кВ) в случаях, когда они оказы
вают существенное влияние на электроэнергетические режимы ра
боты энергосистем, предельное значение коэффициента реактивной
мощности определяют на основе расчетов режима работы электриче
ской сети, выполняемых как для нормальной, так и для ремонтной
схем сети.
индивидуальный характер влияния на режим сети крупных по
требителей и малая вероятность компенсации изменений их на
грузки другими потребителями приводят к необходимости установ
ления предельно допустимых значений в виде почасового суточно
го графика, а не в виде средних значений для часов больших и малых
нагрузок как для потребителей, присоединенных к сетям 0,4–110 кВ.
это могут быть не обязательно 24 разных значения; в конкретном
случае могут быть выделены несколько интервалов в течение суток.
предельное значение реактивной нагрузки конкретного потре
бителя может быть определено при последовательном ее увеличении
до значения, при котором параметры режима в
йЯйнл-кзан
узле сети
или в
йЯйни-кзан
линии электропередачи выходят на предельно до
пустимый уровень. очевидно, что получение этого значения связа
но с теми или иными допущениями в отношении нагрузок других
потребителей.
Можно рассматривать два предельных порядка утяжеления ре
жимов:
увеличение реактивной мощности только в рассматриваемом
узле сети;
одновременное увеличение реактивной мощности, потребляемой
бн брдф
узлах сети.
первый порядок предполагает определение максимальной ре
активной мощности, потребляемой
б пЯррлЯспзбЯдлнл тжкд
сети,
при условии, что потребители во всех остальных узлах не увеличи
вают своего потребления. такой расчет приведет к достаточно высо
ким значениям допускаемого коэффициента реактивной мощности,
так как не предполагает одновременного нарушения условий не
сколькими потребителями. Второй порядок предполагает ситуа
цию, при которой потребители
бн брдф тжкЯф
могут одновременно
увеличить потребление. очевидно, что при первом подходе требо
вания к потребителям окажутся наиболее мягкими, а при втором –
наиболее жесткими. Вместе с тем обе описанные ситуации можно
считать маловероятными. необходимо рассчитывать
на ситуацию,
при которой в ряде узлов нагрузки могут увеличиться одновремен
но, однако число таких узлов при расчете максимально допустимо
го потребления реактивной мощности конкретным потребителем
должно быть ограничено разумным пределом.
каждый из узлов сети имеет разную степень влияния на уровень
напряжения в других узлах и разный размер «зоны влияния». по
этому представляется логичным выделение сравнительно неболь
шой группы «критериальных» узлов, нагрузки которых следует рас
сматривать как увеличивающиеся с большой вероятностью одно
временно с нагрузкой рассматриваемого узла. В остальных узлах
реактивные нагрузки следует принимать на уровне их фактических
значений, но не более соответствующих tg
= 0,5.
каждая сеть имеет свои специфические особенности режимов,
поэтому получить строгие математические выражения для уста
новления необходимого числа «критериальных» узлов и тем более
их конкретного перечня невозможно. Можно использовать обычно
принимаемый в инженерных расчетах критерий практической до
стоверности, который предполагает возможный выход за обычные
условия пяти процентов случайных ситуаций. В этом случае число
«критериальных» узлов необходимо ограничить пятью процентами
общего числа узлов в сети. например, для схемы в 300 узлов это со
ставит 15 узлов. Выбор конкретных узлов является прерогативой
энергоснабжающей организации.
превышение установленных в договоре предельных значений
коэффициента реактивной мощности оплачивается потребителем
в соответствии с повышающим коэффициентом к тарифу. Выход тех
нических параметров режима сети за предельно допустимые значе
ния по определению является недопустимой ситуацией и не может
компенсироваться оплатой. поэтому допустимые значения коэф
фициента реактивной мощности, включаемые в договор с потреби
телем, должны рассчитываться из условия сохранения определен
ного запаса по напряжению и нагрузкам линий электропередачи.
при превышении этих значений потребитель выводит режим сети
в зону риска, хотя расчетные значения параметров режима еще не до
стигают предельно допустимых значений. В этой зоне допустимо
стимулировать потребителя к нормализации нагрузки экономиче
скими способами.
предельное значение коэффициента реактивной мощности,
спдакюдлни
конкретным потребителем в рассматриваемый час су
ток, определяют из условия недопущения снижения напряжения
ни в одном из узлов электрической сети ниже номинального значе
ния и повышения нагрузки ни одной из линий электропередачи сверх
значения, допустимого по условиям устойчивости работы электри
ческой сети.
предельное значение коэффициента реактивной мощности,
мдпзптдлни
конкретным потребителем в рассматриваемый час су
ток, определяют из условия недопущения повышения напряжения
ни в одном из узлов электрической сети выше значения, предель
но допустимого для электрооборудования, и повышения нагрузки
ни одной из линий электропередачи сверх значения, допустимого
по условиям устойчивости работы электрической сети.
для обеспечения указанных условий расчетные значения на
пряжений в узлах и нагрузок линий электропередачи должны
приниматься с учетом коэффициентов запаса. исходя из эксперт
ных оценок они могут быть установлены на уровнях:
0,3 – для повышения напряжения в узлах от номинального на
пряжения сети до допустимого для электрооборудования;
0,1 – для нагрузок линий электропередачи по отношению к пре
дельно допустимому значению по условиям устойчивости работы
электрической сети.
предельно допустимые (максимальные) напряжения электро
оборудования установлены ГоСт 721 «Системы электроснабжения,
сети, источники, преобразователи и приемники электрической энер
гии. номинальные напряжения свыше 1000 В» (прил. 8). значения
допустимых напряжений с учетом коэффициента запаса приведены
в табл. 7.2.
таблица 7.2
предельно допустимые напряжения
номинальное
напряжение
сети, кВ
предельно
допустимое
напряжение
по ГоСт 721, кВ
допустимое
отклонение
от номинального
напряжения
сети, кВ
то же,
с учетом
коэффициента
запаса, кВ
расчетное
допустимое
напряжение,
110
126
11,2
121,2
220
252
22,4
242,4
330
363
23,1
253,1
500
525
17,5
517,5
750
787
25,9
775,9
предельно допустимое
лзмзлЯкымнд
напряжение в узле сети мо
жет быть получено из условия обеспечения допустимых отклонений
напряжения в сетях, присоединенных к шинам низкого напряже
ния трансформаторов. расчеты показывают, что допустимые от
клонения напряжения на этих шинах с учетом стандартных диа
пазонов рн устройствами рпн обеспечиваются при любом значе
нии напряжения на шинах высокого напряжения в диапазоне от 0
до +10 % от номинального напряжения сети (см. п. 8.4.2). поэтому
предельно допустимое минимальное напряжение в узле сети может
быть принято равным номинальному напряжению.
как следует из изложенного, к потребителям, присоединенным
к сетям напряжением 110 кВ (154 кВ), могут предъявляться разные
требования в зависимости от того, оказывают они
ртшдрсбдммнд бкз
юмзд
на режимы работы энергосистем или нет. несмотря на то что
однозначно определить понятие существенности влияния трудно,
очевидно, что в нормативном документе должен быть указан его
количественный критерий. на основе экспертной оценки принято,
что потребителя относят к существенно влияющим на режимы сети,
если при изменении его реактивной мощности от нуля до значе
ния, соответствующего tg
= 0,5, изменение напряжения в точке
его присоединения превышает 5 %.
7.2.4. расчет повышающих (понижающих) коэффициентов
к тарифам на услуги по передаче электрической энергии
установленные коэффициенты к тарифам не являются резуль
татом строгого расчета затрат сетевых организаций и потребителей
электроэнергии на крМ, хотя эти затраты принимались во внима
ние при выработке численных значений коэффициентов. очевид
но, что при значениях коэффициентов, не окупающих затраты в ку,
плата за реактивную энергию превратилась бы в дополнительный
«побор» в пользу сетевых организаций, так как потребителям вы
годнее было бы платить за реактивную энергию, чем устанавливать
ку. задача же состоит в том, чтобы ку были установлены, режим
работы электрической сети был более приемлемым, а потребитель
не платил за остаточное потребление реактивной энергии.
данные коэффициенты применяются только к плате за содер
жание электрических сетей. коэффициенты реактивной мощно
сти, соответствующие ее потреблению из электрической сети, вы
ражаются положительными числами, а соответствующие ее генера
ции в электрическую сеть – отрицательными.
повышающий (понижающий) коэффициент к тарифу для по
требителей, присоединенных к сетям 110 кВ и ниже, определяют
по формуле
б. р
м. р
(7.40)
где
составляющая повышения тарифа за потребление реактив
ной мощности в часы больших нагрузок электрической сети
сверх предельного значения tg
, установленного в договоре;
составляющая повышения тарифа за генерацию реактив
ной мощности в часы малых нагрузок;
б. р
составляющая снижения тарифа за участие потребителя
в регулировании реактивной мощности в часы больших на
грузок;
м. р
составляющая снижения тарифа за участие потребителя в ре
гулировании реактивной мощности в часы малых нагрузок.
Составляющую повышения тарифа за потребление реактив
ной мощности в часы больших нагрузок электрической сети сверх
установленного для этих часов предельного значения tg
опреде
ляют по формуле
0,2
(tg
tg
(7.41)
где
tg
среднее значение фактического коэффициента реактив
ной мощности в часы больших нагрузок электрической
сети, определенное по показаниям приборов учета;
отношение электрической энергии, потребленной в часы
больших нагрузок электрической сети, к общему объ
ему электрической энергии, потребленной за расчетный
период.
при значении tg
, меньшем tg
, значение п
принимают рав
ным нулю.
Составляющую повышения тарифа за генерацию реактивной
мощности в часы малых нагрузок электрической сети определяют
по формуле
= –0,2 tg
м. ф
(1 –
(7.42)
где
tg
м. ф
среднее значение фактического коэффициента реак
тивной мощности в часы малых нагрузок электриче
ской сети, определенное по показаниям приборов уче
та (при генерации реактивной мощности tg
м. ф
< 0, по-
этому п
> 0).
при положительном значении tg
м. ф
значение п
принимают
равным нулю.
Фактический коэффициент реактивной мощности и значение
в формулах (7.41)–(7.42) определяют за расчетный период за вы
четом периодов привлечения потребителя к регулированию реактив
ной мощности.
Составляющую снижения тарифа за участие потребителя в регу
лировании реактивной мощности в часы больших нагрузок элек
трической сети определяют по формуле
б. р
= 0,2 (tg
б. в
– tg
б. ф
б. р
(7.43)
где
tg
б. в
верхняя граница диапазона регулирования коэффици
ента реактивной мощности, установленного для часов
больших нагрузок электрической сети;
tg
б. ф
среднее значение фактического коэффициента реак
тивной мощности в периоды привлечения потребителя
к регулированию реактивной мощности в часы боль
ших нагрузок электрической сети, определенное по по
казаниям приборов учета;
б. р
отношение электрической энергии, потребленной в пе
риоды привлечения потребителя к регулированию ре
активной мощности в часы больших нагрузок, к общему
объему электрической энергии, потребленной за рас
четный период.
если установленный диапазон регулирования предусматрива
ет увеличение потребления реактивной мощности по сравнению
с обычным режимом потребления, то в формуле (7.43) tg
б. в
заме
няют на tg
б. н
, а коэффициент 0,2 на –0,2.
при выходе коэффициента реактивной мощности tg
б. ф
за гра
ницу установленного диапазона регулирования менее чем на до
пустимую погрешность регулирования
tg
, в качестве tg
б. ф
формуле (7.43) принимают соответствующую границу диапазона
регулирования. при выходе коэффициента реактивной мощности
tg
б. ф
за границу установленного диапазона регулирования более
чем на допустимую погрешность регулирования
tg
, значение
б.
принимают равным нулю.
Границы диапазона значений коэффициента реактивной мощ
ности для часов больших нагрузок tg
(верхняя граница tg
б. в
нижняя граница tg
б. н
) и допустимую погрешность регулирова
ния коэффициента реактивной мощности в часы больших нагрузок
tg
устанавливают в договоре.
Составляющую снижения тарифа за участие в регулировании
реактивной мощности в часы малых нагрузок электрической сети
определяют по формуле
м. р
= 0,2 (tg
м. ф
tg
м. н
м. р
(7.44)
где
tg
м. ф
среднее значение фактического коэффициента реак
тивной мощности в периоды привлечения потребителя
к регулированию реактивной мощности в часы малых
нагрузок электрической сети, определенное по показа
ниям приборов учета;
tg
м. н
нижняя граница диапазона регулирования коэффици
ента реактивной мощности, установленного для часов
малых нагрузок электрической сети;
м. р
отношение электрической энергии, потребленной в пе
риоды привлечения потребителя к регулированию ре
активной мощности в часы малых нагрузок электриче
ской сети, к общему объему электрической энергии, по
требленной за расчетный период.
если установленный диапазон регулирования предусматривает
генерацию реактивной мощности, то в формуле (7.44) tg
м. н
заменя
ют на tg
м. в
, а коэффициент 0,2 на –0,2.
при выходе коэффициента реактивной мощности tg
м. ф
за гра
ницу установленного диапазона регулирования менее чем на до
пустимую погрешность регулирования
tg
, в качестве tg
м. ф
формуле (7.44) принимают соответствующую границу диапазона
регулирования. при выходе коэффициента реактивной мощности
tg
м. ф
за границу установленного диапазона регулирования более
чем на допустимую погрешность регулирования
tg
, значение
м. р
принимают равным нулю.
Границы диапазона значений коэффициента реактивной мощ
ности для часов малых нагрузок tg
(верхняя граница tg
м. в
, ниж
няя граница tg
м. н
) и допустимую погрешность регулирования ко
эффициента реактивной мощности в часы малых нагрузок
tg
устанавливают в договоре.
для потребителей, присоединенных к сетям напряжением 220 кВ
и выше, а также к сетям 110 кВ (154 кВ) в случаях, когда они ока
зывают существенное влияние на режимы работы энергосистем,
повышающий (понижающий) коэффициент к тарифу определяют
по формуле
(7.45)
где
составляющая повышения тарифа за потребление реактив
ной мощности сверх предельных значений tg
, установлен
ных для каждого часа суток;
составляющая снижения тарифа за участие потребителя в ре
гулировании реактивной мощности.
Составляющую повышения тарифа за потребление (генерацию)
реактивной мощности сверх установленных для каждого часа суток
предельных значений коэффициентов реактивной мощности опре
деляют по формуле
*+
0,2tgtg,
iii
R?±l/l
(7.46)
где
tg
фактическое значение коэффициента реактивной мощ
ности в
й час суток, определенное по показаниям при
боров учета;
tg
значение коэффициента реактивной мощности, уста
новленное в качестве предельного для
го часа суток;
отношение электрической энергии, потребленной в
час суток, к общему объему электрической энергии, по
требленной за расчетный период.
знак «+» в формуле (7.46) применяется для часов, в которых про
исходит потребление реактивной мощности, знак «–» – для часов,
в которых происходит генерация реактивной мощности.
при значении tg
меньшем tg
для часов, в которых проис
ходит потребление реактивной мощности, разность (tg
– tg
принимают равной нулю.
значения
определяют за расчетный период за вычетом пе
риодов привлечения потребителя к регулированию реактивной
мощности.
Составляющую снижения тарифа за участие потребителя в регу
лировании реактивной мощности определяют по формуле
*+
вфр
C0,2tgtg,
iii
?l/l
(7.47)
где
tg
верхняя граница диапазона регулирования коэффициен
та реактивной мощности, установленного для
-го часа
суток;
tg
значение фактического коэффициента реактивной мощ
ности в
-й час суток;
отношение электрической энергии, потребленной в
-й час
суток привлечения потребителя к регулированию реак
тивной мощности, к общему объему электрической энер
гии, потребленной за расчетный период.
если установленный диапазон регулирования предусматрива
ет увеличение потребления реактивной мощности по сравнению
с обычным режимом потребления, то tg
в формуле (7.47) заменя
ют на tg
, а коэффициент 0,2 на –0,2.
при выходе коэффициента реактивной мощности tg
за гра
ницу установленного диапазона регулирования менее чем на до
пустимую погрешность регулирования
tg
, в качестве tg
в фор
муле (7.47) принимают соответствующую границу диапазона регу
лирования.
при выходе коэффициента реактивной мощности tg
б. ф
за гра
ницу установленного диапазона регулирования более чем на до
пустимую погрешность регулирования
tg
, значение С
б. р
прини
мают равным нулю.
Границы диапазона значений коэффициента реактивной мощ
ности для часов больших нагрузок tg
(верхняя граница tg
б.
нижняя граница tg
б. н
) и допустимая погрешность регулирова
ния коэффициента реактивной мощности в часы больших нагрузок
tg
устанавливаются в договоре.
опзлдп 7.1
. определить повышающий коэффициент к тари
фу на услуги по передаче электрической энергии для потребителя,
присоединенного к сети 110 кВ, при следующих условиях:
потребитель не привлекается к регулированию реактивной мощ
ности;
установленное в договоре значение коэффициента реактивной
мощности в часы больших нагрузок электрической сети tg
= 0,5;
фактическое значение коэффициента реактивной мощности
часы больших нагрузок электрической сети, определенное по по
казаниям приборов учета, tg
= 0,65;
фактическое значение коэффициента реактивной мощности
часы малых нагрузок электрической сети, определенное по пока
заниям приборов учета, tg
м. ф
= – 0,3 (генерация);
доля электроэнергии, потребленной в часы больших нагрузок
= 0,75.
пдчдмзд
. по формулам (7.41) и (7.42) определяем составляющие
повышения тарифа:
= 0,2 (tg
tg
= 0,2 (0,65 – 0,5) 0,75 = 0,0225;
= –0,2 tg
м. ф
(1 –
) = –0,2 (–0,3) (1 – 0,75 ) = 0,015.
повышающий коэффициент к тарифу в соответствии с форму
лой (7.40) составит
= 1 + 0,0225 + 0,015 = 1,0375.
опзлдп 7.2.
определить понижающий коэффициент к тари
фу на услуги по передаче электрической энергии потребителя, при
влеченного к регулированию реактивной мощности. Фактическое
значение коэффициента реактивной мощности в часы больших на
грузок электрической сети
гн опзбкдцдмзю
потребителя к регулиро
ванию реактивной мощности составило 0,38.
В договоре заданы следующие параметры регулирования:
диапазон коэффициента реактивной мощности в часы больших
нагрузок электрической сети: верхняя граница tg
б. в
= 0,35, ниж
няя граница tg
б. н
= 0;
диапазон коэффициента реактивной мощности в часы малых
нагрузок электрической сети: нижняя граница tg
м. н
= 0; верхняя
граница tg
м. в
= 0,6;
допустимые погрешности регулирования коэффициента реак
тивной мощности в часы больших нагрузок
tg
= 0,1, в часы малых
нагрузок
tg
= 0,1.
Фактические значения коэффициента реактивной мощности
составили:
в часы больших нагрузок электрической сети tg
б. ф
= 0,1;
в часы малых нагрузок электрической сети tg
м. ф
= 0,4.
отношение электрической энергии, потребленной в периоды
привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности
в часы больших нагрузок, к общему объему электрической энергии,
потребленной за расчетный период, составило
б. р
= 0,45.
отношение электрической энергии, потребленной в периоды
привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности
в часы малых нагрузок электрической сети, к общему объему элек
трической энергии, потребленной за расчетный период,
м. р
= 0,12.
пдчдмзд
. так как потребитель не превысил заданные значения
более чем на допустимые погрешности регулирования, к нему при
меняется понижающий коэффициент к тарифу.
по формулам (7.43) и (7.44) определяем составляющие снижения
тарифа:
за участие в регулировании реактивной мощности в часы боль
ших нагрузок электрической сети
р. б
= 0,2 (tg
б. в
– tg
б. ф
б. р
= 0,2 · (0,35 – 0,1) · 0,45 = 0,0225;
за участие в регулировании реактивной мощности в часы малых
нагрузок электрической сети
р. м
= 0,2 tg
м. ф
м. р
= 0,2 · 0,4 · 0,12 = 0,0096.
понижающий коэффициент к тарифу в соответствии с форму
лой (7.34) составит
= 1 – 0,0225 – 0,0096 = 1 – 0,0321 = 0,9679.
теоретически повышающий и понижающий коэффициенты, при
мененные к одному потребителю, могут в значительной степени ком
пенсировать друг друга. практически же привлечение потребителя
к регулированию реактивной мощности имеет смысл, если он имеет
достаточную мощность ку. А при этом он, как правило, выполняет
стандартные условия потребления реактивной мощности. поэтому
на практике применение повышающего коэффициента будет осу
ществляться к потребителям, не имеющим достаточной мощно
сти ку. при установке ими ку дополнительная оплата будет сведена
к нулю; одновременно возникнет возможность привлечения потре
бителя к регулированию реактивной мощности, при котором при
меняется понижающий коэффициент к тарифу. так как необходи
мость привлечения потребителя к регулированию определяется ра
бочим режимом сети, то решение вопроса о таком привлечении
является прерогативой сетевой организации. наличие у потребите
ля ку не является причиной для автоматического решения о его
привлечении к регулированию реактивной мощности.
Глава 8.
кАчеСтВо электричеСкой энерГии
8.1. параметры электроэнергии
8.1.1. отклонения и колебания напряжения и частоты
В связи с изменением нагрузок напряжение и частота в сети
не могут поддерживаться строго равными их номинальным значе
ниям в любой момент времени и представляют собой случайные
процессы, подобные изображенным на рис. 8.1. для характеристики
этих процессов используют понятия отклонений и колебаний.
нсйкнмдмзюлз
напряжения
и частоты
называют отличия их
значений
от номинальных
, выраженные в вольтах
(герцах):
ном
(8.1)
пзр. 8.1.
процессы изменения отклонений напряжения (частоты)
или процентах:
100;
100.
UU
ff
Uf
f?
(8.2)
показанные на рис. 8.1 процессы изменения отклонений напря
жения (частоты) находятся внутри диапазона допустимых отклоне
ний (отмечены пунктирными линиями). однако внутренние струк
туры процессов различны: если первый представляет собой сравни
тельно медленно изменяющуюся во времени величину, то для второго
характерны резкие ее изменения. различно и воздействие этих про
цессов на эп. Вращающий момент двигателя, как известно, зависит
от напряжения и частоты. при их отклонении от поминальных зна
чений рабочие характеристики двигателя изменяются. однако если
отклонения находятся в допустимых пределах, то и его характери
стики также находятся в допустимых пределах. В то же время резкое
изменение отклонений напряжения и частоты даже внутри их до
пустимых диапазонов приводит к нежелательным явлениям. резкие
изменения момента на валах двигателей приводят к сокращению
срока их службы, нарушениям технологического процесса (особен
но на производствах, где требуется стабильная скорость вращения
двигателей).
резкие изменения напряжения влияют на осветительные при
боры и телевизоры, вызывая мигание ламп и экранов. на произ
водстве это приводит к снижению производительности труда вслед
ствие утомляемости зрения (особенно при работах, связанных со зри
тельным напряжением), а в быту – к ощущению дискомфорта.
для характеристики этого явления используют понятия
йнкдаЯ
мзи
напряжения и частоты. колебания напряжения характеризу
ют фактически вид изменения отклонения напряжения во времени.
на практике к колебаниям напряжения относят его изменения, про
исходящие со скоростью более 1 %/с, а к колебаниям частоты – про
исходящие со скоростью более 0,2 Гц/с. указанные граничные зна
чения не имеют строгих обоснований и установлены исходя из об
щих соображений.
Следует обратить внимание на то, что период измерения нельзя
делить на периоды отклонений и колебаний напряжения (частоты),
так как отклонения имеют место всегда, в том числе и во время ко
лебаний. но если напряжение в часы максимума нагрузки поддер
живалось, например, на уровне –3 %, а затем, медленно изменяясь,
достигло значения +7 % и держалось на этом уровне в течение ноч
ного периода, то колебания напряжения в данном случае отсут
ствовали. диапазон от –3 до + 7 % можно назвать суточным диапа
зоном изменения отклонений напряжения, но не колебаниями на
пряжения за сутки.
для рн используют трансформаторы, с помощью которых мож
но изменять коэффициент трансформации, не отключая трансфор
матор от сети (трансформаторы с рпн). при большом диапазоне из
менения передаваемой по сети реактивной мощности потери напря
жения также существенно изменяются, и располагаемый диапазон
регулирования трансформатора может оказаться недостаточным
для того, чтобы скомпенсировать изменение потерь напряжения.
уменьшение диапазона изменения реактивной мощности достига
ется регулированием ее источников. использование второго спосо
ба предпочтительнее, поэтому на практике целесообразно макси
мально использовать располагаемый диапазон регулирования реак
тивной мощности ее источников, а дополнительное рн производить
с помощью трансформаторов с рпн.
отклонения напряжения имеют различные значения в разных
точках сети, так как потери напряжения и его добавки, создаваемые
трансформаторами, не одинаковы для всех точек. такие параметры
называют локальными. отклонение частоты одинаково для всей элек
трически связанной сети, так как уровень частоты определяется
частотой вращения генераторов. В нормальных стационарных ре
жимах все генераторы имеют одинаковую (синхронную) частоту. по
этому отклонение частоты является общесистемным параметром.
если располагаемая мощность первичных двигателей (турбин)
больше мощности потребителей (включая потери в сети), поддер
жание нормальной частоты не встречает трудностей. рост нагрузки
покрывается за счет увеличения рабочей мощности первичных дви
гателей,
что достигается путем увеличения расхода топлива на тепло
вых электростанциях или воды на ГэС. если нагрузка потребителей
превышает мощность
первичных двигателей, происходит заторма
живание последних и частота в системе снижается. если бы нагруз
ка состояла только из нагревательных и осветительных эп, потре
бляемая мощность которых не зависит от частоты (регулирующий
эффект по частоте равен нулю), этот процесс закончился бы полной
остановкой генераторов. однако большинство эп имеет положи
тельный регулирующий эффект по частоте, то есть снижает потре
бляемую мощность при снижении частоты. поэтому при новом зна
чении частоты опять наступает баланс между генерируемой и потре
бляемой мощностью. подавляющая часть двигательной нагрузки
с постоянным моментом на валу имеет регулирующий эффект,
равный единице (снижение потребления на 1 % на каждый процент
снижения частоты), а нагрузка с падающим моментом на валу (вен
тиляторы, насосы и т. п.) – равный трем. Смешанная нагрузка имеет
регулирующий эффект по частоте, близкий к единице.
длительные снижения частоты обусловлены недостаточностью
мощности электростанций для покрытия нагрузки потребителей,
что может наблюдаться в послеаварийных режимах. нормализацию
частоты в этих случаях обеспечивают с помощью снижения нагру
зок некоторых потребителей в соответствии с соглашениями о до
бровольном ограничении нагрузки.
колебания напряжения и частоты вызываются работой эп с рез
копеременным характером потребления мощности (прокатные ста
ны, дуговые сталеплавильные печи, сварочные агрегаты). практи
чески во всех случаях колебания напряжения и частоты сопрово
ждают друг друга: при этом резко изменяется характер потребления
как активной, так и реактивной мощности. изменяющаяся продоль
ная составляющая вектора падения напряжения приводит в основ
ном к изменению модуля напряжения, а изменяющаяся поперечная
составляющая – к изменению угла вектора напряжения. при на
бросе нагрузки угол вектора напряжения увеличивается, что при
водит к увеличению периода синусоиды в течение наброса (сни
жению частоты), а при сбросе нагрузки – наоборот. изменение ча
стоты
связано с изменением угла вектора напряжения
, град,
и продолжительностью наброса нагрузки
, с, соотношением:
360
fl
(8.3)
изменение угла вектора напряжения определяют по формуле:
PXQR
fl?
(8.4)
при периодических набросах и сбросах нагрузки частота в те
чение времени наброса
будет ниже рабочего значения на
, затем
(в течение времени постоянной нагрузки) равной рабочему значе
нию, а в течение времени сброса нагрузки – выше рабочего значения
на
теоретически в момент наброса нагрузки должна дополнитель
но снизиться рабочая частота во всей энергосистеме – для обе
спечения принудительного баланса между возрастающей нагрузкой
и не успевающей измениться мощностью первичного двигателя.
затем регулятор двигателя увеличит его обороты, обеспечив на
растание частоты до нужного значения. практически же этого вли
яния на общесистемный уровень частоты не наблюдается, так как,
с одной стороны, мощность отдельной резкопеременной нагрузки
мала по сравнению с суммарной мощностью системы, а с другой
стороны, инерционность генераторов сглаживает даже эти незна
чительные колебания. поэтому колебания частоты, как и колеба
ния напряжения, являются локальными параметрами, имеющими
различные значения для различных точек сети и определяемыми
не изменениями скорости вращения генераторов, а
изменениями
поперечной составляющей вектора падения напряжения в сети.
8.1.2. несимметрия трехфазных напряжений и токов
несимметричные режимы обусловливаются тремя причинами:
неодинаковыми нагрузками фаз элементов сети, вызываемы
ми работой эп с нестабильной нагрузкой фаз (например, дуговых
сталеплавильных печей) и однофазных эп (особенно это заметно
в сетях 0,4 кВ, хотя и в промышленности существуют однофазные
эп достаточно большой мощности);
неполнофазной работой линий, вызванной кратковременным от
ключением одной из фаз линии при коротких замыканиях или бо
лее долговременным отключением при пофазных ремонтах, наличи
ем поперечных реакторов не во всех фазах линии и т. п.;
неравенством фазных параметров линий. небольшое отличие
фазных параметров обусловлено различием расположения проводов
на опоре. для выравнивания фазных параметров на линиях боль
шой длины и высоких напряжений (330–750 кВ) осуществляют транс
позицию проводов (поочередное изменение расположения фаз). не
симметрия напряжений, обусловленная этой причиной, на порядок
меньше первых двух.
наиболее частой причиной несимметрии напряжений на прак
тике является неравенство токовых нагрузок фаз. при этом разли
чают два вида несимметрии: систематическую и вероятностную не
симметрию. характерной чертой
рзрсдлЯсзцдрйни мдрзллдспзз
является постоянная перегрузка одной из фаз; в этом случае произ
водят выравнивание нагрузок фаз путем переключения части на
грузок с перегруженной на недогруженную фазу.
бдпнюсмнрсмЯю
мдрзллдспзю
характеризуется попеременной перегрузкой то одной,
то другой фазы (перемежающаяся несимметрия). В сетях 0,4 кВ горо
дов и сельских населенных пунктов несимметрия напряжений вы
зывается в основном тем, что к этим сетям подключаются быто
вые эп, являющиеся преимущественно однофазными, а в сетях
более высоких напряжений – наличием у потребителей мощных
однофазных нагрузок и трехфазных, но с неодинаковым потребле
нием по фазам. к последним относятся, в частности, дуговые стале
плавильные печи. ток, проходящий по дуге каждой фазы, опреде
ляется расстоянием между электродом и шихтой. обвалы шихты
в период ее расплава не позволяют поддерживать одинаковые рас
стояния во всех фазах и их токи оказываются разными. другим
мощным источником несимметрии являютс