CC BY
363
УДК 621.311.1:658.26
Анализ технических потерь активной электроэнергии во внешних сетях промышленных предприятий
12 12 2 А.Е. Веселов ' , Г.П. Фастий ' , Е.А. Токарева
1 Апатитский филиал МГТУ, кафедра электроэнергетики
2
Центр физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН
Аннотация. Приводится анализ методов расчета потерь электроэнергии и оценка эффективности их использования применительно к промышленным предприятиям. Разработана методика уточненного расчета потерь во внешней сети предприятий между границами раздела балансовой принадлежности и точками учета электроэнергии (обычно выводы 6-10 кВ силовых трансформаторов). Приводятся результаты расчета для промышленного предприятия, дается их технико-экономическая оценка. Показано, что корректировка коэффициента потерь в сторону его уменьшения дает существенный экономический эффект.
Abstract. Analysis of electrical energy loss calculation methods has been given and the efficiency of these methods has been estimated in application to industrial enterprises. More precise procedure of loss calculation in enterprises' exterior circuit between the balance belonging boundaries and electrical energy registration points (usually power transformer outputs 6-10 kV) has been worked out. Calculation results for industrial enterprises, their technical and economic assessment have been given. It has been shown that losses' factor correction towards its decreasing gives significant economic effect.
1. Введение
Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов является одной из наиболее актуальных проблем как в России, так и за рубежом. Для достижения максимальной эффективности их использования необходимо рассматривать всю схему производства и потребления энергии, начиная от добычи энергетических ресурсов и их транспортировки к местам переработки в электроэнергию и заканчивая потреблением ее у электроприемников. На всех этапах этой схемы имеются возможности для снижения расхода энергоресурсов. Снижение потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях промышленных предприятий является важной составляющей общего комплекса энергосберегающих мероприятий.
В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла, так как стоимость потерь является одной из составляющих тарифа на электроэнергию.
2. Методы расчета технических потерь в электрических сетях
В технической литературе (Железко, 1985; 1989) достаточно подробно рассматриваются методы расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях, выбора мероприятий по их снижению. В то же время вопросам практического применения этих методов, как показало обследование ряда предприятий России, не уделяется должного внимания. В связи с этим представляет интерес систематизация методов расчета потерь электроэнергии и оценка эффективности их использования применительно к промышленным предприятиям.
В общем случае потери электроэнергии Д W в распределительных сетях предприятий состоят из нагрузочных потерь ДШн в элементах систем электроснабжения, потерь холостого хода в трансформаторах ДWхх и потерь на корону в воздушных линиях Д W^
Подробная классификация и сопоставительный анализ методов расчета потерь приводится в (Железко и др., 2002), где показано, что наиболее распространены метод числа часов наибольших потерь т и метод средних нагрузок. Метод числа часов наибольших потерь использует для расчета нагрузочных потерь формулу:
д w = др ■ т
¿лгу н max Ц
где ДРщгк - потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети, кВт. Метод средних нагрузок использует формулу:
ДШН = ДРсрК2ф -Т,
где АРср - потери мощности в сети при средних нагрузках узлов за время Т, кВт; Кф - коэффициент формы графика мощности или тока.
В настоящее время для расчетов за потребление электроэнергии между энергосистемами и предприятиями используется метод средних нагрузок, положенный в основу "Инструкции по определению потерь электроэнергии в трансформаторах и ЛЭП, учитываемых при финансовых расчетах между энергосистемами и энергоснабжающей организацией и потребителем", разработанной Главгосэнергонадзором и ВНИИ "Электроэнергетики", и опубликованной в журнале "Промышленная энергетика", 1998 г., №1.
Для расчета потерь электроэнергии в цепи питания, в соответствии с этой Инструкцией, требуется знание следующей доступной для использования исходной информации: данные о потреблении активной и реактивной энергии в характерные дни работы предприятия, суточные графики нагрузки, а также каталожные параметры трансформаторов, погонные параметры линий электропередачи.
По этим данным определяются: - коэффициенты заполнения графиков полной нагрузки трансформаторов
к3 =л /(^ • Т ), (1)
где Т - время измерения электропотребления в часах, например, за месяц; - потребление активной и WQ - реактивной энергий; 8МЛХ - максимальная 30-минутная полная мощность, определяемая через соответствующие активную Рмах и реактивную QMAX мощности:
$МАХ ~ "^РММААХ^+Оммх
- коэффициенты формы графиков полной мощности нагрузки:
К2ф = (0,124/К3 + 0,876)2, (2)
- нагрузочные активные потери энергии в трансформаторах и линиях электропередачи:
W +W2 ч (3)
=-^тТ- • К2 (( + ^) (3)
где активное сопротивление трансформатора ЯТ и участка линии электропередачи ЯЛ приведены к среднему напряжению Уср сети, в которой установлены приборы учета электроэнергии;
- потери электроэнергии на корону в линиях электропередачи 220 кВ и выше:
AWK = АРсрЬ Т, (4)
где АРср - среднее значение удельных потерь мощности на корону для рассматриваемого региона, принимается по (Справочник..., 1985); - суммарная длина линий;
- потери электроэнергии холостого хода в трансформаторах:
AWXX = АРхх-Т, (5)
где АРхх - каталожные потери холостого хода трансформатора.
В результате величина активных потерь энергии в процентах по отношению к активной энергии Wр, фиксируемой счетчиками в точках учета электроэнергии (обычно шины 6-10 кВ), составляет:
= +Л1Ухх +Л1УК ^ . (66
WP
Анализ этой формулы показывает, что значение WP% зависит от изменяющихся во времени величин потребления активной WР и реактивной WQ энергий, а также коэффициента Кф, характеризующего форму графика полной мощности. Процент потерь AWP% тем выше, чем меньше потребление энергии и меньше коэффициент заполнения графика нагрузки КЗ и, соответственно, выше коэффициент КФ2. В частности, AWP% является наибольшим, как правило, в летние месяцы - в периоды малой интенсивности работы предприятий (что характерно для настоящего времени).
3. Технико-экономическая оценка корректировки коэффициента потерь во внешней сети предприятия
Ниже рассмотрено применение этой Инструкции для расчета потерь активной электроэнергии в системе внешнего электроснабжения одного из крупных предприятий Мурманской области.
150 кВ
ЛЭП-150 кВ
На рисунке приведена часть схемы внешнего электроснабжения главной понизительной подстанции (ГПП) завода, получающей электроэнергию от энергосистемы с помощью двух отрезков воздушных ЛЭП 150 кВ длиной 8 км, выполненной проводом АС-240/37. На ГПП установлены два понижающих трансформатора типа ТРДН-63000/150 с расщепленными обмотками низкого напряжения 6 кВ мощностью 63 МВ-А каждый. Границей раздела балансовой принадлежности завода и энергосистемы являются шины 150 кВ подстанции. Учет потребляемой электроэнергии производится на стороне 6 кВ трансформаторов Т1 и Т2 главной понизительной подстанции завода (ГПП). В результате трансформаторы Т1 и Т2, расположенные выше точек учета электроэнергии, а также отрезки ЛЭП 150 кВ длиной 8 км, соединяющие вводы трансформаторов ГПП с шинами 150 кВ подстанции, находятся на балансе завода, который, в соответствии с Договором на пользование электроэнергии (ДПЭ), оплачивает активные потери в них в размере 1,5 % от потребляемой предприятием активной электроэнергии, фиксируемой счетчиками на стороне 6 кВ трансформаторов.
По согласованию со службой главного энергетика завода было признано целесообразным выполнить уточненные расчеты коэффициента увеличения потерь активной электроэнергии. Это необходимо с целью определения причин увеличения коэффициента, его корректировки с учетом интересов завода, а также, в случае успешного согласования результатов с энергосистемой, распространение подобных расчетов на другие ГПП завода.
По отчетным данным, имеющимся в отделе главного энергетика завода и в энергосистеме, известно потребление за последние годы активной и реактивной Шд энергии за сутки, месяцы, кварталы и годы по показаниям электросчетчиков в цепях низкого напряжения трансформаторов Т1 и Т2 ГПП. На основании изучения фактических данных по нагрузкам завода и обработки суточных графиков нагрузки было получено, что наибольший процент неучтенных электросчетчиками активных потерь ДШР% в системе внешнего электроснабжения завода имеет место в летние месяцы,
АС 240/37 , 1^8 км
ТРДН-6300/150Д>4.Т1
, АС 240/37 1^8 км
6 кВ ■
е: Е: Е:
бкВ-
V
V
-6 кВ
V
е:
■ 6 кВ
V
система электроснабжения завода
_ - учет электроэнергии
Рис. Схема внешнего электроснабжения главной понизительной подстанции завода
характеризующиеся меньшим потреблением энергии и наибольшим значением коэффициента К2ф.
Исходными данными для расчета ДШр% являются следующие параметры:
Суммарные месячные потребления электроэнергии заводом:
= 44020 тыс. кВт-ч.; =12320 тыс. квар-ч.
Коэффициент заполнения графиков активной нагрузки по результатам анализа графиков подстанции Кз = 0,85, что дает по (2):
Кф2 = (0,124/0,85+0,876)2 = 1,044.
Каталожные данные питающих трансформаторов ГПП взяты из их технических паспортов, имеющихся на заводе:
- коэффициент трансформации Кт1 = Кт2 = 158/6,3;
- потери холостого хода ДРхх\ = ДРхх2 = 59 кВт;
- потери короткого замыкания ДРз = ДР^ = 235 кВт.
Активные сопротивления трансформаторов на стороне 6,3 кВ составят (£ТН = 63 МВ-А):
Я _ Я =АР"З'
1 Х.^, 1
?2
О™
235 • 6,32 632
= 0,0024 Ом.
Погонные параметры для ЛЭП 150 кВ, выполненной проводом марки АС-240 принимаются Я = 0,122 Ом/км (Справочник..., 1985).
Активное сопротивление ЛЭП 150 кВ, длиной I = 8 км, приведенное к стороне 6,3 кВ:
Я '■_[ _ 0,122 • 8
"2"
ял _
КТ12 (158/6,3)2
= 0,0015 Ом.
и \
Определим эквивалентное сопротивление двух параллельно включенных участков ЛЭП и трансформаторов ГПП:
ЯЭ = (Яп + ЯЛ)/2 = (0,0024 + 0,0015)/2 = 0,002 Ом.
Оценим составляющие потерь активной электроэнергии во внешней сети за месяц (Т = 31-24 = 744 ч).
W2PZ+ W2QE п 440202 +123202 , „ . .
Шн =-Ц-— • КФ •ЯЭ =----1,044 • 0,002 = 147,75 тыс. кВт-ч.
н V Т Ф Э 6,3^744
ср '
Потери холостого хода двух трансформаторов (пТ = 2) по (5) составят за месяц:
AWxx = АРхх пт •Т = 59 • 2 • 744 = 87,79 тыс. кВт-ч.
Как указывается выше, потери на "корону" учитываются только в воздушных ЛЭП с номинальным напряжением иН > 220 кВ, т.е. в рассматриваемой схеме электроснабжения завода с помощью ЛЭП 150 кВ эти потери допустимо не учитывать.
Итак, процент неучтенных счетчиками потерь активной электроэнергии в трансформаторах ГПП и воздушных ЛЭП составит:
^ = Шн +ШХХ •100% = 147,75 + 87,79 •10000 = 0,54%.
Р% 44020
Таким образом, для условий, специально принятых с целью оценки наибольшего значения A Wр%, получено, что AWр% = 0,54 % при записанном в ДПЭ и подлежащем оплате значении AWP%ДПЭ = 1,5 %. В среднем за год расчётное значение А^Р% будет несколько ниже, поскольку в другие месяцы с более интенсивной нагрузкой завода процент неучтенных потерь уменьшается.
На основании приведенного в этом разделе и аналогичных расчетов для других месяцев работы предприятия было предложено принять в качестве расчетного значения AWр%, включаемого в ДПЭ, величину AWP%ДПЭ = 0,7 % (с учетом некоторого инженерного коэффициента запаса). Руководству отдела главного энергетика завода рекомендовано обратиться в Энергонадзор энергосистемы с просьбой зафиксировать в ДПЭ величину повышающего коэффициента при расчетах за активную электроэнергию, равную 1,007.
В результате завод может получить годовую экономию в оплате электроэнергии в размере:
AПwpгод = Wpгод (1,015 - 1,007) • Ьр,
где WPгод - среднее значение потребляемой нефтеперерабатывающим заводом за год активной энергии по ГПП (часть схемы, включающая два трансформатора из четырех); в приближенных расчетах допустимо принять WPгод = 12 • WР МЕС = 12 • 44020 = 528,2 млн кВт-ч.; ЬР = 0,1588 руб./кВт-ч. - дополнительная ставка оплаты электроэнергии по двухставочному тарифу в 2007 г.
В результате экономия от корректировки величины A Wр% в сторону уменьшения составит:
АПШргод = 528,2 • 106 • 0,008 • 0,1588 = 0,67 млн руб.
или в процентном выражении от годовой платы за электроэнергию П^ год = 400 млн руб., по данным отдела главного энергетика:
АПШргод/ПЕгод • 100 % = 0,67 / 400 • 100 % = 0,168 %.
Как показал сопоставительный анализ показателей электропотребления завода, актуальным является проведение организационно-технических мероприятий, направленных на более корректное определение величины заявленного максимума активной мощности Рм.
Так, при записанном в ДПЭ значении Рм на уровне 100-105 МВт ежемесячные реальные значения этой величины составляли 75-80 МВт, т.е. на 20-25 МВт меньше договорной. Реально возможное в настоящее время снижение Рм в среднем хотя бы на величину AРм =15 МВт позволило бы получить экономию платы AПРммес за активную мощность при основной ставке тарифа, равной ар = 273,6 руб./кВт^мес., в размере:
АПРммес ~ АРмар ~ 15^103 • 273,6 = 4,1 млн руб. в год.
Распространяя эти показатели на год, можно получить усредненную оценку годовой экономии платы за активную мощность:
АПРмгод = АПРммес • 12 = 49,25 млн руб. в год.
По данным службы главного энергетика завода, предприятие платило за потребление электроэнергии из сети энергосистемы в год величину порядка ПЕ год = 400 млн руб.
Таким образом, в относительном выражении экономия платы за электроэнергию путем корректировки показателя Рм с учетом реального электропотребления заводом может составить по минимальным оценкам величину порядка:
АПРмгод/АПЕгод • 100 % = 49,25/400 • 100 % = 12,31 %.
Следует отметить, что при сохраняющейся тенденции практически ежеквартального увеличения тарифных ставок будет изменяться расчетная величина экономии в абсолютном выражении, но, как показал опыт подобного рода расчетов, в относительном выражении значения экономических эффектов от рассматриваемого мероприятия практически неизменны.
Практика аналогичных расчетов, проведенных специалистами ЦФТПЭС для ряда предприятий Северо-Западного региона России (АО "Ладога", АО "Звезда" и др.) показала, что реализация данного мероприятия по корректировке величины Рм в сторону ее уменьшения вполне реальна и дает значительный экономический эффект.
Реализация данного мероприятия требует повышения точности расчетов и прогноза нагрузки, организации системы оперативного управления нагрузкой завода в часы максимума энергосистемы. Существующие электронные системы учета электроэнергии позволяют, например, выдавать звуковой (световой) сигнал о превышении заложенной в микропроцессор величины уставки активной мощности Руст (обычно принимают Руст < (0,9-0,95) • Рм) за 10 минут до фиксации превышения с тем, чтобы заблаговременно принять меры по отключению части неответственных нагрузок завода до момента изменения в памяти сумматора системы учета контролируемого энергосистемой максимума активной мощности Рм.
4. Заключение
Предложена и детально проработана методика корректировки коэффициента активных потерь в схемах внешнего электроснабжения промышленных предприятий. Показано, что проведение уточненных расчетов по этой методике потерь активной электроэнергии во внешней сети предприятия позволит получить существенный экономический эффект, связанный с уменьшением платы за электроэнергию.
Литература
Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.,
Энергоатомиздат, 176 е., 1985. Железко Ю.С. Стоимость реактивной мощности и энергии. Электрические станции, № 9, е.23-26, 1989. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в
электрических сетях. М., Изд-во НЦЭНАС, 280 с., 2002. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна. М., Энергия, 352 е., 1985.
