КОММЕРЧЕСКИЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, СВЯЗАННЫЕ С МЕТРОЛОГИЧЕСКИМИ ПОГРЕШНОСТЯМИ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Допустимые погрешности ТТ в соответствии с ГОСТ 7746 нормируются 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 КТТ; ±1,5 КТТ и ±3,0 КТТ, где КТТ - класс точности ТТ. В реальных условиях на исследуемых подстанциях энергосистем токовые нагрузки ТТ существенно ниже номинальных даже в максимум нагрузки ( в зоне bТТ=0,007-0,02)
По требованиям к системе учета эта ситуация не может считаться допустимой, однако при определении структуры отчетных потерь необходимо знать возможные погрешности системы учета в фактических условиях ее работы, так как в противном случае ее повышенные погрешности будут ошибочно рассматриваться как коммерческие потери.
Как известно, погрешность ТТ зависит не только от его токовой загрузки, но и от нагрузки вторичной цепи, нормируемой в омах. При превышении нормированного значения погрешность ТТ также увеличивается в отрицательную сторону.
В ПЭС-ах на исследуемых подстанциях были проверены условия работы ТТ, проведены натурные замеры измерительных цепей , сравнены результаты на соответствие нормативным требованиям. Замеры проводились переносными измерительными комплексами «Энергомонитор 3.3».
Обобщенные результаты инструментального исследования измерительных трансформаторов тока одной из энергосистем отражены в таблице 1.
Параметры работы трансформаторов тока
|
Наименование ПС |
Средний Кз ТТ |
количество ТТ |
|||||
|
фаза А |
фаза В |
фаза С |
средн |
всего |
перегруж |
% |
|
|
ПС "Н" 110/35/10 кВ |
0,302 |
|
0,308 |
0,305 |
12 |
5 |
41,7% |
|
ПС "В" 110/35/6 кВ |
0,206 |
|
0,202 |
0,204 |
8 |
1 |
12,5% |
|
ПС "М" 35/10 кВ |
0,202 |
|
0,229 |
0,216 |
2 |
0 |
0,0% |
|
ПС "С" 110/35/6 кВ |
0,180 |
|
0,174 |
0,177 |
6 |
2 |
33,3% |
|
ПС "ДЭС" |
0,176 |
|
0,169 |
0,173 |
|
|
|
|
ПС "К" |
0,097 |
|
0,088 |
0,092 |
4 |
3 |
75,0% |
|
ПС "О" 35/10кВ |
0,108 |
|
0,107 |
0,108 |
4 |
2 |
50,0% |
|
ПС "Х" 35/10кВ |
0,050 |
|
0,046 |
0,048 |
3 |
2 |
66,7% |
|
Всего по ПС |
0,165 |
|
0,165 |
0,165 |
37 |
15 |
40,5% |
Результаты исследования измерительных трансформаторов тока показали, что около 44% присоединений на ТТ, имеют превышение нагрузки вторичной цепи в 1,5-5 раза.
Коэффициенты токовой загрузки у большинства ТТ bТТ находится в пределах 0,007-0,336 (в среднем bТТ ТТ-220-110 кВ = 0,361, а bТТ ТТ-35-10 кВ = 0,216. Фактическая погрешность ТТ при таких малых нагрузках в 1,5-3,5 раза превышает номинальный класс точности последних.
Результаты замеров вторичных измерительных цепей и проверки условий работы трансформаторов напряжения на исследуемых объектах отражены частично в таблице 2.
Результаты замеров вторичных цепей ТН
|
Наименование присоединения |
Нагрузка, ВА |
Коэфициент загрузки |
D U |
||
|
Допустимая |
Фактическая |
Допустимое |
Фактическое |
||
|
S |
Sao |
b2ТН |
% |
% |
|
|
ПС "___________" 220/110/10кВ |
|||||
|
ВЛ-204 |
150 |
12,43 |
0,083 |
0,25 |
2,21 |
|
ВЛ-202 |
150 |
12,43 |
0,083 |
0,25 |
0,11 |
|
ВЛ-170 |
120 |
187,27 |
1,561 |
0,25 |
0,24 |
|
ВЛ-172 |
120 |
187,27 |
1,561 |
0,25 |
0,11 |
|
ВЛ-173 |
120 |
97,69 |
0,814 |
0,25 |
0,61 |
|
ВЛ-174 |
120 |
187,27 |
1,561 |
0,25 |
0,40 |
|
ВЛ-175 |
120 |
97,69 |
0,814 |
0,25 |
0,13 |
|
ВЛ-176 |
120 |
187,27 |
1,561 |
0,25 |
0,46 |
|
ВЛ-177 |
120 |
97,69 |
0,814 |
0,25 |
0,82 |
|
яч.107 |
75 |
52,66 |
0,702 |
0,25 |
1,35 |
|
яч.111 |
75 |
52,66 |
0,702 |
0,25 |
1,07 |
|
яч.117 |
75 |
52,66 |
0,702 |
0,25 |
1,16 |
|
……………. |
|
|
|
|
|
|
ПС "__________" 110/35/10кВ |
|||||
|
ВЛ-181 |
120 |
36,70 |
0,306 |
1,5 |
0,24 |
|
яч.209 |
75 |
28,91 |
0,385 |
0,25 |
1,90 |
|
яч.211 |
75 |
28,91 |
0,385 |
0,25 |
0,21 |
|
яч.221 |
75 |
28,91 |
0,385 |
0,25 |
2,25 |
|
яч.225 |
75 |
28,91 |
0,385 |
0,25 |
0,19 |
|
яч.227 |
75 |
28,91 |
0,385 |
0,25 |
1,81 |
|
яч.229 |
75 |
28,91 |
0,385 |
0,25 |
1,43 |
|
……….. |
|
|
|
|
|
|
ПС "____________" 35/6кВ |
|||||
|
фидер-11 |
50 |
57,04 |
1,141 |
0,25 |
0,71 |
|
фидер-13 |
50 |
57,04 |
1,141 |
0,25 |
0,48 |
|
фидер-14 |
50 |
27,57 |
0,551 |
0,25 |
0,55 |
|
фидер-15 |
50 |
57,04 |
1,141 |
0,25 |
0,08 |
|
фидер-16 |
50 |
27,57 |
0,551 |
0,25 |
0,21 |
|
фидер-17 |
50 |
57,04 |
1,141 |
0,25 |
0,24 |
|
фидер-18 |
50 |
27,57 |
0,551 |
0,25 |
0,44 |
|
фидер-19 |
50 |
57,04 |
1,141 |
0,25 |
0,78 |
По замерам измерительных цепей ТН видно, что на исследуемых присоединениях ПС фактическая нагрузка превышает допустимую в 1,1-1,56 раза.
В этих условиях средняя погрешность ТН, используемых на объекте, имеет отрицательную систематическую погрешность.
Дополнительную, отрицательную погрешность вносят потери во вторичных цепях ТН (соединительных проводах и кабелях). Из таблицы 2 видно, что в местах присоединения счетчиков электроэнергии на ПС на 40% и более присоединениях падение напряжения во вторичных цепях ТН-220-6кВ превышают допустимые значения в местах коммерческого учета в 3,0-8,6 раза.
Результаты проверки работы измерительных комплексов исследуемых подстанций с помощью «Энергомониторов 3.3» отражены фрагментами в таблице 3.
Паспорт- протокол ИК исследуемых подстанций.
|
Наименование присоединения |
Наименование |
Дата поверки |
Тип прибора |
факт. класс точности |
Нагрузка |
DUТН,% |
di,% |
Примечание |
|||
|
Счетч. |
Изм. обм |
допуст. |
факт. |
допуст. |
факт. |
||||||
|
ПС "М-1" 220/110/10кВ |
|||||||||||
|
ВЛ-163 1СШ |
САР |
3-02 |
СЭТ3а01-02 |
1,03 |
|
|
|
|
|
1,59 |
|
|
ТТ |
|
ТФЗМ-110 |
|
0,73 |
1,2 |
2,76 |
|
|
|
||
|
ТН |
|
НКФ-110 |
|
0,50 |
120 |
36,70 |
0,25 |
0,24 |
|
||
|
яч.211 |
СА |
3-02 |
EA05 RL |
1,02 |
|
|
|
|
|
2,86 |
Не нормируется |
|
ТТ |
|
ТВЛМ-10 |
|
0,72 |
0,4 |
0,09 |
|
|
|
||
|
ТН |
|
НТМИ-10 |
|
0,50 |
50 |
28,91 |
0,25 |
2,25 |
|
||
|
яч.221 |
СА |
3-02 |
Ф68700 |
1,00 |
|
|
|
|
|
3,14 |
Не нормируется |
|
ТТ |
|
ТВЛМ-10 |
|
1,17 |
0,4 |
0,05 |
|
|
|
||
|
ТН |
|
НАМИ-10 |
|
0,50 |
50 |
28,91 |
0,25 |
2,25 |
|
||
|
……… |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
яч.238 |
СА |
3-02 |
Ф68700 |
1,06 |
|
|
|
|
|
3,18 |
Не нормируется |
|
ТТ |
|
ТПЛ-10 |
|
1,11 |
0,4 |
0,05 |
|
|
|
||
|
ТН |
|
НАМИ-10 |
|
0,50 |
50 |
20,00 |
0,25 |
2,37 |
|
||
|
ПС "П-1" 110/10кВ |
|||||||||||
|
яч.12 |
СА |
4-02 |
СА3У-И670 |
1,26 |
|
|
|
|
|
3,14 |
Не нормируется |
|
ТТ |
|
ТВЛМ-10 |
|
1,01 |
0,4 |
0,21 |
|
|
|
||
|
ТН |
|
НТМИ-10 |
|
1,01 |
50 |
40,24 |
0,25 |
1,89 |
|
||
|
яч.1 |
СА |
4-02 |
СА3У-И670 |
2,41 |
|
|
|
|
|
3,80 |
Не нормируется |
|
СР |
|
СР4У-И673 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
ТТ |
|
ТВЛМ-10 |
|
1,22 |
0,4 |
2,16 |
|
|
|
||
|
ТН |
|
НТМИ-10 |
|
0,50 |
50 |
40,24 |
0,25 |
1,89 |
|
||
|
яч.2 |
СА |
4-02 |
СА3У-И670 |
1,04 |
|
|
|
|
|
2,95 |
Не нормируется |
|
ТТ |
|
ТВЛМ-10 |
|
1,02 |
0,4 |
0,06 |
|
|
|
||
|
ТН |
|
НТМИ-10 |
|
0,50 |
50 |
40,24 |
0,25 |
1,89 |
|
||
|
яч.9 |
СА |
4-98 |
СА3У-И670 |
1,07 |
|
|
|
|
|
3,03 |
Не нормируется |
|
ТТ |
|
ТВЛМ-10 |
|
0,68 |
0,4 |
0,13 |
|
|
|
||
|
ТН |
|
НТМИ-10 |
|
0,50 |
50 |
40,24 |
0,25 |
1,89 |
|
||
|
………. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
* фактическое состояние ТТ (номинальный класс точности ТТ = 0,5)
"Значительный вклад" в увеличение дополнительной погрешность измерения активной составляющей тока вносит величина tg ф - коэффициент реактивной мощности контролируемого присоединения, оказывающий прямое влияние на угловые погрешности ТТ или ТН ( см. формулу расчета dQ,), в %:
dQ = 0,0291 dQ tg ф
Следует иметь в виду, что характер реактивной нагрузки влияет на показания ИК, емкостной – завышает показания счетчиков электроэнергии (отрицательный небаланс) из-за повышения напряжения в сети, индуктивный – занижает показания счетчиков (положительный небаланс) из-за снижения напряжения в сети.
В летний период из-за падения общего электропотребления погрешности ИК существенно увеличиваются.
Во-первых, в сетях увеличиваются реактивные составляющие электроэнергии, влияющие на угловые погрешности ИК.
Во-вторых, измерительные трансформаторы тока (ТТ) не обеспечивают корректное преобразование токовых сигналов для измерения электроэнергии (высокий коэффициент трансформации при малых токах первичной цепи).
Особо стоит отметить крайне тяжелые условия работы ИК на ЛЭП, где имеют место перетоки электроэнергии. На пример: на ЛЭП-220кВ на одной из исследуемых АО-энерго большое значение tg f (зимой tg f=7,95, летом tg f=11,9 и более) приводило к постоянному переучету поступившей электроэнергии с ПС «А-1» на ПС «А-2» и недоучету отпуска электроэнергии с ПС «А-2» на ПС «А-1». Об этом свидетельствует анализ месячных показаний счетчиков активной электроэнергии на данных ПС за четыре года.
Суточный режимы работы ВЛ зарегистрированный приборами «Энергомонитор-3.3» отражен на рисунке 1.
Текущее суточное изменение tg f на ВЛ-«Б-1» (декабрь 2004 года), о.е.
Небаланс системы учета электроэнергии на ВЛ-220 «Б-1» отражен на рисунках 2-5.
Прием электроэнергии на ПС «А-2» с ПС «А-1» за 4 года, тыс. кВт*ч.
Отдача электроэнергии с ПС «А-2» на ПС «А-1» за за 4 года, тыс. кВт*ч.
Небаланс электроэнергии по ВЛ–220 кВ «Б-1» за 4 года, тыс. кВт*ч.
Небаланс электроэнергии по ВЛ–220 кВ «Б-1» за 4 года, в % от объема отданной электроэнергии.
Из рисунков видна, четкая тенденция роста отрицательной погрешности ИК (недоучет отпуска и переучет приема электроэнергии) по линии ВЛ-220 кВ «Б-1».
В таблицах 4 и 5 приведены результаты расчета потерь электроэнергии обусловленных погрешностями измерительного комплекса ПС «А-2» за летний и зимний периоды.
Параметры работы измерительного комплекса и потери электроэнергии ПС «А-2» (лето – июнь)
|
Наименование присоединения |
dI |
dU |
dс.о |
dл |
tgj |
cosj |
dQ |
dо.п |
dW |
W |
DW |
|
% |
% |
% |
% |
|
|
% |
% |
% |
тыс.кВт*ч |
тыс.кВт*ч |
|
|
Поступило от АО-энерго и других собственников |
|||||||||||
|
ВЛ 220 кВ Б-1 |
0,51 |
0,25 |
3,95 |
2,04 |
11,91 |
0,08 |
8,24 |
0,002 |
10,336 |
3858,800 |
398,839 |
|
ВЛ 110 кВ 133 |
0,58 |
0,25 |
1,35 |
2,09 |
0,71 |
0,82 |
0,49 |
0,000 |
2,894 |
10148,160 |
293,705 |
|
ВЛ 110 кВ 134 |
0,58 |
0,25 |
1,30 |
2,11 |
0,82 |
0,78 |
0,56 |
0,000 |
2,882 |
9348,240 |
269,445 |
|
……… |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего: |
25 296,61 |
1 162,23 |
|||||||||
|
Фактический небаланс: |
4,59% |
||||||||||
|
Ф-5 |
0,54 |
0,5 |
1,24 |
1,2 |
0,085 |
0,996 |
0,059 |
0,000 |
2,138 |
88,46 |
1,891 |
|
………. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ф-14 |
0,59 |
0,5 |
1,24 |
2,21 |
0,081 |
0,997 |
0,056 |
0,000 |
2,977 |
222,48 |
6,623 |
|
Всего |
1 352,83 |
30,52 |
|||||||||
|
Фактический небаланс |
2,26% |
||||||||||
|
ВЛ 220 кВ Б-1 |
0,50 |
0,25 |
3,95 |
2,04 |
10,72 |
0,08 |
8,01 |
0,01 |
10,04 |
1012,00 |
102,09 |
|
ВЛ 110 кВ 134 |
0,50 |
0,50 |
1,30 |
2,11 |
0,83 |
0,79 |
0,56 |
0,34 |
2,93 |
5,28 |
0,15 |
|
Т-1 35 кВ |
0,34 |
0,50 |
1,32 |
0,33 |
0,79 |
0,71 |
0,57 |
0,00 |
1,85 |
6314,28 |
117,03 |
|
………. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего |
25 039,72 |
723,65 |
|||||||||
|
Фактический небаланс |
2,89% |
||||||||||
|
Итого: |
51 689,16 |
1 916,39 |
|||||||||
|
Итоговый фактический небаланс: |
3,71% |
||||||||||
Параметры работы измерительного комплекса и потери электроэнергии ПС «А-2» (зима – декабрь)
|
Наименование присоединения |
dI |
dU |
dс.о |
dл |
tgj |
cosj |
dQ |
dо.п |
dW |
W |
DW |
|
% |
% |
% |
% |
|
|
% |
% |
% |
тыс.кВт*ч |
тыс.кВт*ч |
|
|
Поступило от АО-энерго и других собственников |
|||||||||||
|
ВЛ 220 кВ Б-1 |
0,50 |
0,25 |
3,95 |
2,04 |
7,95 |
0,12 |
5,50 |
0,00 |
7,83 |
206,80 |
16,18 |
|
ВЛ 110 кВ 133 |
0,36 |
0,25 |
1,35 |
2,04 |
0,72 |
0,81 |
0,50 |
0,00 |
2,85 |
23572,56 |
672,20 |
|
……… |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего |
46 642,20 |
1 344,49 |
|||||||||
|
Фактический небаланс |
2,88% |
||||||||||
|
ф-5 |
0,57 |
0,50 |
1,24 |
1,20 |
0,09 |
1,00 |
0,06 |
0,00 |
2,14 |
157,87 |
3,38 |
|
ф-14 |
0,33 |
0,50 |
1,24 |
2,21 |
0,08 |
1,00 |
0,06 |
0,00 |
2,93 |
697,54 |
20,42 |
|
……… |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего |
2 276,63 |
53,80 |
|||||||||
|
Фактический небаланс |
2,36% |
||||||||||
|
ВЛ 220 кВ Б-1 |
0,53 |
0,25 |
3,95 |
2,04 |
11,91 |
0,08 |
8,24 |
0,01 |
10,34 |
10023,20 |
1036,10 |
|
ВЛ 110 кВ 130 |
0,60 |
0,50 |
1,35 |
2,04 |
1,01 |
0,70 |
0,70 |
0,00 |
2,99 |
11592,24 |
346,26 |
|
ВЛ 110 кВ 138 |
0,51 |
0,50 |
1,35 |
2,04 |
1,00 |
0,71 |
0,69 |
0,00 |
2,97 |
1477,08 |
43,81 |
|
……. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего |
45 854,66 |
2 011,27 |
|||||||||
|
Фактический небаланс |
4,39% |
||||||||||
|
Итого |
94 773,49 |
3 409,56 |
|||||||||
|
Итоговый фактический небаланс |
3,60% |
||||||||||
Из данных таблиц видно, что при существующем режиме электрических сетей только на ПС «А-2» потери электроэнергии из-за погрешности измерительного комплекса составили в декабре – 3 409,56 тыс.кВт*ч (3,60% от общего потока электроэнергии), в июне – 1 916,39 тыс кВт*ч (3,71% от общего потока электроэнергии).
При приведении условий эксплуатации ИК к нормативным на ПС потери электроэнергии из-за погрешности измерительного комплекса составили бы в декабре – 1 468 тыс.кВт*ч (снижение на 2 236 тыс.кВт*ч –2,33 % от общего потока электроэнергии), а в июне – 725 тыс кВт*ч (снижение на 1 199 тыс.кВт*ч – 2,32% от общего потока электроэнергии), то есть снижение потерь на 60 – 62 %.