Расчет потерь

Расчет потерь электроэнергии в линиях и трансформаторахв 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

Rл = R20 (1+ а tп)/1.08 * lл , (1)

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

tп = Δt + tв, 0С, (2)

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

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

j = I/F, (3)

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:

                 235 + t2   
R2=R1 ————–, (4)
235 + t1

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

             245 + t2
R2=R1 ————–. (5)
              235 + t1

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

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.

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.

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте как обрабатываются ваши данные комментариев.