Климова - Энергосбережение.2014 (2)

Значительное количество современных предприятий содержит в своей структуре электропотребления, помимо затрат электроэнергии на основное производство, расход ЭЭ на непромышленные нужды (столовые, магазины, спортивные сооружения, соцкультбыт и т.д.), а также субабонентов и арендаторов – это в основном потребители, оплачивающие ЭЭ по одноставочному тарифу. Такие потребители должны оснащаться приборами учета активной энергии и фигурировать в приложении к ДПЭ с указанием величины активной мощности, потребляемой ими в часы максимума нагрузки энергосистемы.

Суммарная активная нагрузка одноставочных потребителей ( PΣодн), участвующая в заявленном максимуме нагрузки основного

абонента энергоснабжающей организации, должна исключаться из оплаты по основной ставке тарифа (за мощность)

PmaxЗ Pmax P одн.

В случае отсутствия в ДПЭ списка одноставочных потребителей основного абонента плата за заявленную активную мощность будет завышенной на величину PΣодн.

2.3. Нормирование потерь электрической энергии

Методика, приведенная далее, предназначена для определения потерь при финансовых расчетах между энергосистемами и между энергоснабжающими организациями и потребителями для случаев, когда место установки приборов коммерческого учета электрической энергии не совпадает с границей раздела балансовой принадлежности и ведомственной ответственности сторон.

Дополнительная плата исчисляется по двум тарифным ставкам в зависимости от места установки расчетного счетчика:

1.По пониженной тарифной ставке, которая применяется в случае установки счетчика на стороне первичного напряжения (до абонентского трансформатора), т.е. в том случае, когда установленный электросчетчик учитывает и потери ЭЭ в абонентском трансформаторе.

2.По повышенной тарифной ставке, которая применяется в случае установки счетчика на стороне вторичного напряжения (после абонентского трансформатора), т.е. когда установленный электросчетчик не учитывает потери электроэнергии в абонентском трансформаторе. В этом случае повышенный тариф учитывает оплату потерь энергии

втрансформаторе.

Не учтенные счетчиком потери должны быть отнесены на потребителя, владельца абонентского трансформатора.

21

Для определения величины неучтенных потерь электроэнергии в трансформаторах следует руководствоваться следующими методиками.

2.3.1. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах при оценке расчетного средневзвешенного коэффициента мощности

Средневзвешенный коэффициент мощности электроустановок у потребителей определяется за расчетный период (месяц) на основании суммарных показателей счетчиков активной и реактивной энергии, установленных на стороне первичного напряжения потребительских трансформаторов.

При учете ЭЭ на стороне первичного напряжения потребительского трансформатора 35кВ и выше при определении величины средневзвешенного коэффициента мощности из общего количества потребленной активной и реактивной энергии исключаются потери ЭЭ в указанном трансформаторе (питающей линии), определяемые расчетным путем, приведенным ниже.

2.3.1.1. Потери в двухобмоточном трансформаторе

Для подсчета потерь ЭЭ необходимы следующие данные:

1.Каталожные или паспортные:

 номинальная мощность трансформатора Sн, кВА;

 потери активной мощности в стали трансформатора

Pст Pхх, кВт;

потери активной мощности в меди обмоток трансформатора при номинальной нагрузке Pм Pкз, кВт;

ток холостого хода трансформатора Iхх, %;

напряжение короткого замыкания Uкз, %.

2.Расчетные:

потери реактивной мощности трансформатора, кВАр:

при холостом ходе Qхх Sн 100Iхх ;

при коротком замыкании Qкз Sн U100кз .

При расчете потерь по методике в приводимой ниже последовательности определяются:

1.Активная W (кВт·ч) и реактивная V (кВАр·ч) энергия, учтенная за месяц по расчетным электросчетчикам;

2.Средневзвешенный коэффициент мощности cos ср по формуле

tg ср WV и затем по тригонометрическим таблицам;

22

где Тп число часов работы трансформатора, принимаемое в январе,

марте, мае, июле, августе, октябре, декабре – 744ч; в апреле, июне, сентябре, ноябре – 720ч; в феврале – 672ч, а для високосного года – 696ч.

В случае, если трансформатор отключается на праздничные или выходные дни, указанное время должно быть уменьшено на время отключения трансформатора.

4.Потери энергии в трансформаторе по формулам:  потери активной энергии

W Рхх Тп Ркз kз2 Траб , кВт·ч;

потери реактивной энергии

V Qхх Тп Qкз kз2 Траб, кВАр·ч,

где Траб число часов работы трансформатора в течение месяца с но-

минальной нагрузкой, которое принимается для предприятий, работающих в одну смену – 200ч, в две смены – 450ч, в три смены – 700ч.

Расчетный средневзвешенный коэффициент мощности cos расч

для предприятий, у которых электросчетчики установлены на стороне первичного напряжения (до абонентского трансформатора с высшим напряжением 35кВ и выше), определяется по формуле

tg расч V V ,

W W

азатем по тригонометрическим таблицам находим cos расч.

2.3.1.2.Потери в трехобмоточном трансформаторе

Для подсчета потерь необходимы следующие данные:

1.Каталожные или паспортные

номинальная мощность трансформатора Sн, кВА;

мощность обмоток высшего, среднего и низшего напряжений Sвн, Sсн, Sнн, кВА (в паспорте или каталоге даны в процентах от

номинальной мощности);  потери активной мощности в стали трансформатора

Pст Pхх , кВт;

 потери активной мощности в меди обмоток высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора при номинальной нагрузке

Pвн, Pсн, Pнн, кВт;

ток холостого хода трансформатора Iхх, %;

23

 напряжение короткого замыкания между обмотками

Uвн-сн, Uвн-нн, Uсн-нн, %;

2.Расчетные:

потери реактивной мощности трансформатора, кВАр:

при холостом ходе Qхх Sн 100Iхх ;

напряжение короткого замыкания каждой из обмоток трансформатора, %

Uвн 0,5 (Uвн-сн Uвн-нн Uсн-нн),

Uсн 0,5 (Uсн-нн Uвн-сн Uвн-нн),

Uнн 0,5 (Uвн-нн Uсн-нн Uвн-сн);

реактивная мощность, потребляемая обмотками высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора при полной их загрузке, кВАр

тываются за месяц по расчетным электросчетчикам.

2.Средневзвешенный коэффициент мощности на сторонах высшего, среднего и низшего напряжений cos срвн , cos срсн , cos срнн .

3.Коэффициент загрузки каждой из обмоток трансформатора

где Wвн, Wсн, Wнн активная ЭЭ, прошедшая за месяц через обмотки высшего, среднего и низшего напряжений, кВт·ч; Sвн, Sсн, Sнн номи-

нальная мощность обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, кВ·А; cos срвн , cos срсн , cos срнн средневзвешенный коэффициент

мощности на стороне высшего, среднего и низшего напряжений; Тп полное число часов работы трансформатора.

24

4.Потери энергии в трансформаторе  Потери активной энергии:

W Рхх Тп ( Рвн kз2вн Рсн kз2сн Рнн kз2нн ) Траб, кВт·ч.

Потери реактивной энергии:

V Qхх Тп ( Qвн kз2вн Qсн kз2сн Qнн kз2нн ) Траб, кВАр·ч,

где Траб число часов работы трансформатора в месяц с номинальной

нагрузкой, которое принимается таким же, как для двухобмоточных трансформаторов.

Расчетный средневзвешенный коэффициент мощности определяется так же, как и для двухобмоточного трансформатора.

2.3.2. Потери электроэнергии в воздушных и кабельных линиях

Для расчета потерь электроэнергии в воздушных линиях и проводах необходимы следующие данные:

1.Каталожные или паспортные:

длина линии L , км;

активное сопротивление линии r0 , Ом/км;

реактивное сопротивление линии x0 , Ом/км;

2.Расчетные:

сопротивления линий, Ом

R r0 L, X =x0 L , Ом.

3.Активная энергия W и реактивная энергия V принимаются по расчетным электросчетчикам.

4.Средний ток в линии определяется по формуле

где Тп число часов работы линии за расчетный период, ч; Uн номи-

нальное напряжение линии, кВ.

5. Потери ЭЭ во всех трех фазах линии

W 3 Iср2 R Tп 10 3, кВт ч,

V 3 Iср2 X Tп 10 3, кВАр ч.

Потери активной энергии в кабельных линиях при их незначительной протяженности в виду малой величины активного сопротивления принимают равными 0.

25

Пример 2.1. Оценить величину расчетных потерь Wр в питающей кабельной линии марки КГХЛ длиной L=0,03км, сечением F=16

мм2 и переплату потребителя за завышенную договорную величину потерь ЭЭ, если по договору назначены потери Wд 5,89% , годовое

потребление ЭЭ Wгод 28700 кВт ч, коэффициент реактивной мощности tg 0,35 , удельное сопротивление r0 1,1 Ом/км, номинальное напряжение Uн 0,38 кВ, тариф Т 5 руб./кВтч.

Решение.

1. Находим договорные потери в именованных единицах

Wд 5,89 28700 1690,4 кВт ч. 100

2. Находим активное сопротивление КЛ

R0,03 1,1 0,033 Ом.

3.Находим средний ток линии

где Vгод Wгод tg 28700 0,35 10045 кВАр. 4. Находим расчетные потери в линии

Wр 3 Iср2 R Tп 10 3 3 5,32 0,033 8760 10 3 24,5 кВт ч.

5. Находим превышение потерь

Wд Wр 1690,4 24,5 1445,4 кВт ч.

6. Ежегодная переплата за превышенные договорные потери

П ( Wд Wр) T 1445,4 5 7227 руб.

Таким образом, потребитель ежегодно переплачивал за завышенную в договоре величину потерь 7227 руб.

Подав исковое заявление в Арбитражный суд потребитель (при наличии всех платежных документов) может компенсировать свои необоснованные платежи за трехлетний период.

Пример 2.2. Оценить величину расчетных потерь Wр в питаю-

щем трансформаторе марки ТМ-2500/10 и переплату потребителя за завышенную договорную величину потерь ЭЭ за год, если по договору назначены потери Wд 9% , потребление ЭЭ Wгод 900000 кВтч, ко-

эффициент реактивной мощности tg 0,4, Pxx 3,9 кВт,

Pкз 23,5 кВт, Траб 4500ч., Тп 8760ч., тариф Т 5 руб./кВтч.

Решение

26

1. Находим величину договорных потерь в именованных еди-

3. Находим расчетные потери

Wр 3,9 8760 23,5 0,522 4500 62759 кВт ч.

4. Находим превышение потерь

Wд Wр 81000 62759 18241 кВт ч.

5. Ежегодная переплата за превышенные договорные потери

П ( Wд Wр) T 18241 5 91206 руб.

Переплата за год составляет 91206 руб.

2.3.3. Метод средних нагрузок

Метод распространен для расчета переменных потерь ЭЭ в разомкнутых электрических сетях напряжением 110кВ и ниже [14].

Расчет переменных потерь электроэнергии в элементах электрической сети (воздушных линиях (ВЛ), кабельных линиях (КЛ), трансформаторах, автотрансформаторах, токоограничивающих реакторах) выполняется по формуле:

W kл kк Pср T kф2, тыс. кВт ч,

где Pср – потери мощности в элементе сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются в зависимости от элемента по формулам (2.1, 2.3, 2.4–2.7); kф2 – квадрат коэффициента формы гра-

фика суммарной нагрузки сети за расчетный период, о.е.; kк – коэффи-

циент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети (принимается равным 0,99), о.е.; kл – коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре ВЛ и

принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений, о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч.

1. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках сети в элементах сети 6(10) кВ и выше (ВЛ, КЛ, трансформаторах) определяются по формуле:

27

расчетный период Т, кВт, кВАр, определяемые по формуле (2.2); tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение

элемента сети за расчетный период Т, кВ; Iср – среднее значение токо-

вой нагрузки, А, определяемое по формуле (2.2); R – активное сопротивление элемента.

Средняя нагрузка определяется по формулам:

где WT , VT – электроэнергия (активная и реактивная), потребленная

(сгенерированная) в узле за расчетный период Т.

2. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках сети в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) определяются по формуле 2.3:

чения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок за расчетный период Т по обмоткам трансформатора, МВт, МВар, А, соответственно; Uвнср , Uснср , Uннср – средние значения напряжения за расчетный

период Т по высокой, средней и низкой обмоткам автотрансформатора,

кВ; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Rтвн , Rтсн , Rтнн – активные сопротивления обмоток автотрансформатора, Ом.

При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов за расчетный период Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения.

28

Если в формуле (2.3) использовались сопротивления обмоток, приведенные к напряжению высшей обмотки, то вместо Uсн и Uнн исполь-

зуется Uвн.

3. Переменные потери мощности в элементах электрической сети 0,4 кВ (ВЛ и КЛ) определяются с использованием средних за расчетный интервал времени Т нагрузок сети:

где IФсрn , – значение среднего тока за период времени Т в фазе n, А;

IНср – значение среднего тока за период времени Т в нулевом проводе,

А; RФ – сопротивление фазного провода, Ом; RН – сопротивление ну-

левого провода, Ом.

Значения средних токов в фазных и нулевом проводах определяются по результатам измерений.

При отсутствии данных об измерениях допускается рассчитывать потери электроэнергии в линии 0,4 кВ в зависимости от ее исполнения по формулам (2.5–2.7):

для четырехпроводного участка сети (три фазы и ноль):

где Pср – поток активной мощности по линии, кВт; UсрФ – среднее за

расчетный период Т значение уровня фазного напряжения на линии, кВ; kДПср – коэффициент, учитывающий среднюю за расчетный период не-

равномерность распределения нагрузок по фазам, о.е. [14]:

для трехпроводного участка сети (две фазы и ноль):

где коэффициент, учитывающий неравномерность нагрузки фаз:

29

для двухпроводного участка сети (фаза и ноль):

При отсутствии значений коэффициента мощности нагрузки, его значение принимается равным 0,93 – для коммунально-бытовых потребителей, 0,75 – для промышленных и 0,85 – смешанной нагрузки [14].

При отсутствии данных для определения коэффициента дополнительных потерь, его значение следует принимать для линий с

RН / RФ 1 k ДП 1,13; для линий с RН / RФ 2 k ДП 1,2 .

Значение квадрата коэффициента формы графика определяется по формуле [14]:

k2 1 2kз , о.е.,

ф 3kз

где kз – коэффициент заполнения графика нагрузки, определяемый по формуле:

где W – отпуск ЭЭ в сеть за время Т, кВт·ч; Tmax – число часов использования максимальной нагрузки, ч.

При отсутствии данных для расчета коэффициента формы графика для каждого расчетного периода, допускается использовать измерения нагрузок головного участка линии, выполненных в дни контрольных измерений.

30