Энергосайт

      Расчет потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах
      в счетчиках электроэнергии.

      Фролов В.А. к.т.н. Нач. отдела энергоаудита ООО НПК « Спецэлектромаш»
      Современные счетчики электроэнергии имеют возможности не только
      выполнить учет электроэнергии, но и выполнить ряд дополнительных
      функций. Одной из них является учет потерь электрической энергии и
      линиях и трансформаторах. Одни из вариантов выполнения такой функции
      приведен в [1]. В целом работа [1] актуальна и представляет несомненный
      интерес, однако имеются некоторые дополнения к ней.
      Во-первых, существует официальные директивные и рекомендательные
      материалы по указанной проблеме, например, приведенные в [2,3]. Поэтому
      в условиях рыночной экономики и при наличии разногласий между
      поставщиком и потребителем электроэнергии любой арбитражный суд в
      первую очередь будет руководствоваться утвержденными официальными
      материалами.
      Во-вторых, имеются и технические проблемы. Например.
      1. Значительная часть линий электропередач (ЛЭП) имеют отпайки.
      Значит потери в этих линиях, по указанным в [1] методам, можно
      рассчитать только до первой отпайки. А дальше ток в линии неизвестен.
      2. Сопротивление проводов ЛЭП зависит от их температуры. В
      соответствующих ГОСТах и в справочниках оно указано для температуры
      провода в +20 0С.
      Реальная температура проводов, конечно же, отличается от +20 0С.
      Поправку на рабочие температуры проводов ЛЭП можно выполнить по
      [4].
      Активное сопротивление проводов ЛЭП определяется по формуле

      где R20 – сопротивление 1км провода при 200 С, Ом;
      а – температурный коэффициент сопротивления для алюминия, равный
      0,004 , 1/0С;
      tп - температура провода, 0С, определяемая по формуле

      где Δt – превышение температуры провода над температурой окружающей
      средой, 0С.
      tв – температура окружающего воздуха, 0С.

      Значение Δt в формуле (2) вычисляется в зависимости от средней
      плотности тока в проводе j за расчетный период, которую определяют по
      формуле

      где I - значение среднего тока в линии, А;
      F – площадь поперечного сечения провода,мм2 .
      Если плотность тока согласно [4]
      j ≤ 1 а/мм2,
      то
      Δt = 5 0С
      Если же плотность тока j более 1 а/мм2, то температура провода
      определяется достаточно сложным итерационным расчетом, с учетом не
      только температуры воздуха, но и с учетом скорости и направления ветра [4].
      Понятно, что измерять скорость и направление ветра по всем пролетам
      ЛЭП в оперативном режиме практически невозможно. Однако, плотность
      тока в большинстве случаев менее 1 а/мм2 .
      Для климата Красноярского края температурная поправка составляет
      несколько процентов, т.е. намного больше требуемой погрешности расчета.
      Длина провода, как правило, редко известна с необходимой точностью,
      но эта проблема решаема. Прибором типа Р-5-5 ( Р-5-10 и т.д. ) [5] длину
      проводов ЛЭП можно измерить с допустимой погрешностью в 1%.
      Необходимо также учитывать, тот факт, что в линиях электропередач
      напряжением 220 кВ и выше в каждой фазе может быть более одного
      провода в линии (2 провода в фазе в линиях напряжением 220 кВ, 3 провода
      в фазе в линиях 599 кВ и т.д.) и линия может быть многоцепной. Так что
      полученное значение сопротивления проводов по (1) и плотность тока по (3)
      необходимо пересчитать на общее число параллельных проводов по которым
      передается ЭЭ.
      3. Учет температуры трансформаторов
      1. Поправки на испытательные и рабочие температуры трансформаторов
      [6]. Для правильного учета измеренных сопротивлений последние должны
      быть приведены к рабочей температуре трансформаторов. Для
      трансформаторов и реакторов с медными обмотками это приведение
      выполняется по следующей формуле:

  
      где R1 и t1 – соответственно сопротивление и температура трансформатора
      при его заводских испытаниях;
      R2 и t2 – соответственно сопротивление и температура трансформатора в
      условиях текущей эксплуатации;
      Для трансформаторов с алюминиевыми обмотками

      где обозначения R и t аналогичны приведенным выше.
      4. Особенности учета потерь электроэнергии при несовпадении точки учета
      электроэнергии с границами балансовой принадлежности.
      Особенности учета потерь в трансформаторе состоят в необходимости
      учета места его отключения. Если учет (трансформатор тока) стоит на
      стороне низшего напряжения силового трансформатора и силовой
      трансформатор отключается с низкой стороны, а граница балансовой
      принадлежности проходит со стороны высокого напряжения, то потери в
      трансформаторе должны учитываться, как дополнительное потребление ЭЭ
      для потребителя и это должно быть отмечено в договоре на
      электроснабжение. Если он отключается с высокой стороны, то потери ЭЭ
      для потребителя не учитываются. Если он может отключаться с любой
      стороны, то необходим оперативный учет места его отключения для
      правильного учета потерь. Если трансформатор трехобмоточный, то и это
      должно быть учтено. Но об этом в [2] ничего не сказано.
      5. Фактор времени.
      В статье говорится о расчете потерь электроэнергии, но учет времени в
      явном виде не описан, т.е. по существу происходит расчет потерь мощности.
      Эта проблема в [2] решается с помощью коэффициентов загрузки,
      коэффициента форма графика нагрузки, учета сменности работ потребителя.
      Если авторы [1], предполагают рассчитывать потери раз в сутки, то
      необходимо учитывать указанные коэффициенты. Если нет, то об этом
      должно быть прямо сказано в методике расчета.
      6. В [1] говорится о возможности прибавления или вычитания найденного
      значения потерь. Необходимо дополнительно указать, как это будет реально
      происходить при оперативном изменении направления перетока
      электроэнергии в энергосистеме. Нужно ли оперативному персоналу
      вводить в счетчик дополнительное указание об изменении расчета при
      текущем изменении режима работы или это каким-то образом учтено в
      программе и будет производится автоматически. В данном предложении
      особо важно подчеркнуть о необходимости соответствующих записей в
      4
      договоре на электроснабжению. Все технические доработки коммерческих
      показателей обязательно должны быть включены в договор
      7. О проценте потерь и вводе их в виде констант. История данного вопроса
      такова. В предыдущем издании Инструкции [2] в 1970 г, потери так и
      считались – по величине процента потерь в зависимости от паспортной -
      номинальной мощности трансформаторов. В издании 1986 г. проценты
      потерь полностью отменили. Совершенно не рекомендуется вводить в
      счетчик константы по потерям электроэнергии в виде процентов, так как
      реальные режимы передачи электроэнергии имеют колебания намного выше
      допустимой точности их расчетов.
      8. Применение микрометра для определения сечения провода с
      метрологической точки зрения не совсем некорректно.
      Например, в [7 ] приведены выписки из ГОСТ 839-59 по маркам проводов
      и их сечениям:
      АСО - 185 радиус 0,920 см;
      АСУ -185 радиус 0,980 см;
      АС-185 радиус 0,950 см;
      А – 185 радиус 0,875 см.
      Кроме того, по ГОСТ 839-74
      АС 185/128 имеет радиус 1, 155
      Но потери электроэнергии в основном возникают в алюминиевых жилах,
      сечение которых во всех случаях одинаково. Стальные жилы в этих проводах
      внутри и отличить марки проводов по внешнему виды их практически
      невозможно.
      Ошибка в определении сечения провода микрометром и,
      соответственно его сопротивления расчетным путем, может составить более
      1%. Но в [1] об этом не упоминается.
      Выводы.
      1. Прямой расчет потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах
      является актуальным и перспективным, но требует уточнения по
      указанным выше показателям и, в первую очередь, уточнения по
      существующим директивным материалам.
      2. В связи с возрастанием требований к метрологическому обеспечению
      учета электроэнергии, предложенный метод расчета [1]необходимо
      подтвердить его достаточной точностью.
      5
      Литература
      1. Образцов В.С., Айзатулин Ф.Н. Учет потерь в линиях и трансфор-
      маторах на базе коммерческого счетчика АЛЬФА Плюс (А2). Измерения .RU
      2003 г. № 7.
      2. Инструкция по определению потерь электроэнергии в
      трансформаторах и линиях электропередачи, учитываемых при
      финансовых расчетах за электроэнергию между энергосистемами и
      энергоснабжающей организацией и потребителями. Утверждена главным
      инженером Главгосэнергонадзора Ю.В.Копытовым. 1986 г. – 6 с,
      3. Методические рекомендации по регулированию отношений между
      энергоснабжающей организацией и потребителями. Утверждены Первым
      заместителем Министра энергетики российской федерации И.А.
      Матлашовым 19.01.2002 г. Красноярск. ООО ТПК «Строитель». 2002 г.- 74
      с.
      4 Методика расчета предельных токовых нагрузок по условиям нагрева
      проводов для действующих линий электропередач. МТ 34.-70-037-87. СПО
      ОРГРЭС 1987. – 68 с.
      5. Измеритель неоднородностей линии типа Р5-10 (Р5-10/1). Техни-
      ческое описание и инструкция по эксплуатации. М. В/Щ «Машприборин-
      торг» - 207 с
      6. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. М.; СПО ОРГРЭС 1976.
      – 107 с.
      7. Руководящие указания по учету потерь на корону и помех от короны
      при выборе проводов воздушных линий электропередач переменного тока
      33-750 кВ и постоянного тока 800-1500 кВ. Москва.: СЦНТИ ОРГРЭС.
      1975., - 83 с.
      Фролов Виктор Александрович
      К.т.н. Нач. Отдела энергоаудита ООО НПК « Спецэлектромаш»
      660025 Красноярск. Ул. Им. Ак.Вавилова 60.
      Для писем а/я 14027
      Р.т. ( 3912) 29-62-75
      Тел/факс 68-70-55
      E-mail: info@ sp-mash.ru
      Домашний адрес
      660133. Красноярск -133
      п/я 24767
    д.т. 531-217