Оценка «нормального» недоучета: расчет, таблицы, формулы


Может сложиться впечатление, что недоучет энергии обусловлен ненормальными условиями работы ИК и может быть полностью устранен приведением учета в порядок. Это не так. Трансформаторы 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 соответствует его максимальной токовой загрузке 0,8. При числе часов использования 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 отсутствии токоограничивающих реакторов) по условиям динамической устойчивости вместо, например, ТТ 150 А установлены ТТ 600 А. Они уже по этой причине в нормальных условиях будут загружены только на 25 %, а с учетом приведенных выше факторов – всего на 6 %.

Расчеты метрологических потерь для реальных объектов показали, что они находятся на уровне 0,8–1,2 % от отпуска электроэнергии потребителям. Для расчета «нормального» недоучета все параметры ТТ, ТН и счетчиков приводились к «идеальным» условиям: 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 нормированного межповерочного интервала.

При этих условиях значения недоучета 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 системы учета, обусловленным физическими свойствами металлов, используемых при изготовлении ТТ и ТН, и влиянием срока эксплуатации на погрешности индукционных счетчиков. Недоучет может быть уменьшен заменой приборов на новые, но не может быть сведен к нулю.

Объективность указанного свойства измерительных устройств подтверждает ситуация, часто наблюдавшаяся в практических расчетах технических потерь в фидерах 6–10 кВ с отключенными нагрузками, но находящихся под так называемым «охранным» напряжением. Потребление энергии на головном участке такого фидера физически определяется только потерями холостого хода трансформаторов и незначительными нагрузочными потерями от протекания по линиям потерь холостого хода.

Расчеты же технических потерь в таких фидерах показывали, что они часто в два три раза превышали энергию, заданную на головном участке по показаниям счетчика. Это приводило к обращениям пользователей программ к разработчикам с указанием на ошибочную работу программы 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 удивительно при исключительно малом коэффициенте загрузки ТТ.

Следует отметить и преувеличенное представление об эффективности замены существующих счетчиков на счетчики более высокого класса точности. Если, например, ТТ, ТН и счетчик имеют класс точности 0,5, то суммарная погрешность учета будет равна 222 δ= + + = 1,11 0,5 0,5 0,5 0,87 %. При замене счетчика на счетчик класса 0,2 она снизится всего до 222 δ= + + = 1,11 0,5 0,5 0,2 0,81%, не говоря уже о систематической погрешности ТТ и ТН, которая останется неизменной.

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 систематическую погрешность недоучета, а не повышение класса точности счетчика. Повышение класса с 2,5 до 2,0 практически не сказывается на недоучете электроэнергии.

На основании имеющихся ограниченных данных о погрешностях ТТ, ТН и счетчиков получены зависимости погрешностей, использование которых в практических расчетах позволяет оценить минимальный (практически гарантированный) уровень метрологических потерь в сетях поставщика электроэнергии.

Формулы для оценки систематических погрешностей ТТ могут быть представлены линейными зависимостями, аппроксимирующими их минимальные значения из приведенных в табл. 4.3, %:

Оценка «нормального» недоучета: расчет, таблицы, формулы

 


для ТТ с номинальным током Iном более 1000 А во всем диапазоне βТТ :

Оценка «нормального» недоучета: расчет, таблицы, формулы

 

По мере накопления данных эти зависимости, скорее всего, будут испытывать тенденцию к увеличению расчетных значений недоучета. Например, измерения погрешностей ТТ в ОАО «Орелэнерго» [12] показали, что они в 1,5–2 раза выше значений, рассчитанных по приведенным формулам. Однако в силу ограниченности данных большие значения погрешностей пока не могут быть подтверждены 2 для использования в качестве средних значений.

Для сопоставления формул (4.10) и (4.11) с формулами, приведенными в табл. 4.3, подставим в формулы (4.10) и (4.11) КТТ = 0,5. При этом они приобретут вид:

Оценка «нормального» недоучета: расчет, таблицы, формулы

 

Сопоставление показывает, что формулы (4.10а) и (4.11а) представляют собой весьма осторожную оценку систематических погрешностей ТТ. В частности, при βТТ = 0,2 погрешность, определенная по формулам (4.10а) и (4.11а), составляет –0,25 %, в то время как средняя токовая погрешность для представительного количества ТТ (31 шт., табл. 4.1 и 4.2) при βТТ = 0,2 составляет –1 %, а с учетом 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 определена по формуле, %:

Оценка «нормального» недоучета: расчет, таблицы, формулы


 

Для электронных счетчиков, в силу отсутствия в настоящее время опубликованных данных об их режимных и временных погреш 2 — ностях, приходится принимать ∆сч = 0.

При определении нормативного недоучета электроэнергии в сети (нормативных метрологических потерь), значение Тпов 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 определения суммарного недоучета в сети с большим количеством счетчиков необходимо использовать среднее значение Тпов, равное половине нормативного межповерочного интервала.

В этом случае суммарный недоучет отпуска электроэнергии бытовым потребителям составит 4 % при Ксч = 2,5, и 3,2 % при Ксч = 2,0. Как следует из сопоставления этих цифр с описанными выше результатами исследований фактических погрешностей счетчиков, формула (4.13) также предполагает осторожную оценку недоучета.

На основе изложенного материала интересно оценить правильность методик, приведенных в нормативных документах. Допустимый небаланс электроэнергии по объекту в соответствии с [7] рассчитывается как среднеквадратическая погрешность приборов учета. Систематическая составляющая погрешности не учитывается. Это допустимо для цели, на которую была направлена прежняя редакция данной инструкции [13] – проверка правильности подключения приборов учета на территориально сосредоточенном объекте, потери электроэнергии на котором имеют только техническую составляющую (подстанция, РУ электростанции).

Инструкция [13] ограничивалась только этими объектами. Если небаланс электроэнергии на таком объекте не превышает допустимую погрешность, можно считать схему подключения приборов учета правильной.

Метрологические характеристики приборов, установленных на входе и на выходе такого объекта, как правило, различаются незначительно, поэтому разница практически одинаковых систематических погрешностей учета поступления и отпуска энергии близка к нулю. Аналогичная ситуация характерна и для сетей высокого напряжения (220–750 кВ), поступление и отпуск энергии в которых фиксируется системами учета приблизительно одинакового класса, работающими в приблизительно одинаковых условиях.

Поэтому, несмотря на теоретическую правильность учета систематических погрешностей средств измерения при определении допустимых небалансов на любых объектах, их неучет при определении допустимых небалансов 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) – приборами гораздо более низкого класса точности, проверяемыми менее часто, неучет систематических погрешностей приводит к неправильному представлению о структуре фактических потерь.

Первая попытка учета систематических погрешностей (обусловленных только потерями напряжения в соединительных проводах) была предпринята в [14]. Она получила развитие в работе [15], в которой была также предложена формула для расчета случайной погрешности 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 преимущественно отрицательные систематические погрешности характерны для всех элементов ИК. Их игнорирование не позволяет учесть объективное влияние системы учета на фактические потери.

Для примера в табл. 4.4 и 4.5 приведены результаты расчета по [7] допустимых небалансов электроэнергии в сетях крупной сетевой компании и коммунальной сети одного из городов России. Параметры элементов ИК и погрешности точек учета в сетях различных напряжений, определенные по формуле (4.1), приведены ниже:

Оценка «нормального» недоучета: расчет, таблицы, формулы

 

Суммарная погрешность системы учета электроэнергии (корень квадратный из суммы квадратов вкладов точек учета) для крупной 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 оправдать небаланс более 0,25 % отпуска электроэнергии в сеть. Следует также иметь в виду, что по этим формулам определяется не значение недоучета электроэнергии, а диапазон случайной составляющей погрешности (±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 обосновании норматива потерь. Если следовать этой логике, то и технические потери следует включать в норматив значением, увеличенным на погрешность их расчета.

Систематическая же погрешность является математическим ожиданием случайной величины и при ее отрицательном значении представляет собой наиболее вероятное значение именно недоучета. Она рассчитывается не вместо случайной составляющей, а дополнительно к ней. Если, например, систематическая погрешность

Таблица 4.4

Расчет допустимого небаланса для крупной сетевой компании

Оценка «нормального» недоучета: расчет, таблицы, формулы

Оценка «нормального» недоучета: расчет, таблицы, формулы

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 среднего значения также правомерно, как и расчетного значения технических потерь, которое тоже является средним значением.


Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Все об энергетике, электротехнике и электронике
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: