CC BY
50
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В ОАО «ТАТЭНЕРГО»
А.Е. УСАЧЕВ *, Ф.Ф. МУЛЛИН **, А.И. ТЕРЕХОВА*
*Казанский государственный энергетический университет ** Предприятие Энергоучет ОАО «Татэнерго»
В статье приводится анализ погрешностей учета электроэнергии в электроэнергетических системах и комплексах. Предлагаются мероприятия по повышению точности учета электроэнергии и сокращению затрат на переоборудование измерительных комплексов на основе модификации существующих методик поверок и введении индивидуальных характеристик измерительных трансформаторов тока.
Ежегодно в энергосистеме РФ потери от погрешности учета электроэнергии составляет 6 - 8 % от всей произведенной и распределенной электроэнергии. Повышение точности учета электроэнергии является актуальной задачей. В данной статье проводится анализ погрешностей учета электроэнергии в электроэнергетических системах и комплексах. Предлагаются мероприятия по повышению точности учета электроэнергии и сокращению затрат на переоборудование измерительных комплексов на основе модификации существующих методик поверок и введении индивидуальных характеристик измерительных трансформаторов тока.
Структуру коммерческих потерь электроэнергии можно разбить на несколько составляющих:
- технические потери;
- потери от недостоверного учёта;
- потери от выставления счетов и при востребовании оплаты.
Потери от недостоверного учёта обусловлены:
1. Ненормативными условиями работы трансформаторов тока (ТТ), напряжения (ТН) и счётчиков, в том числе их недогрузкой, перегрузкой, работой с ненормативным коэффициентом мощности и т.д.
2. Неправильными схемами подключения счётчиков, трансформаторов тока и напряжения.
3. Неисправными счётчиками, трансформаторами тока и напряжения.
4. Хищениями электроэнергии в связи с незаконными подключениями потребителей, мошенничеством с приборами учёта.
5. Ошибками в снятии показаний счётчиков или умышленными искажениями записей и т.п.
Построение автоматизированной системы контроля учета электроэнергии (АСКУЭ) полностью исключает потери по пункту 5, а также даёт возможность оперативно контролировать и сводить к минимуму потери по п.п. 1-4.
В состав АСКУЭ ОАО «Татэнерго» входит 1363 измерительных комплекса. Данной системой охвачено более 99 % межсистемных перетоков. На основании полученных с АСКУЭ данных формируются и направляются в Оперативное диспетчерское управление (ОДУ) Средней Волги суточные и месячные макеты, а также отчетные документы по межсистемным перетокам (сводная ведомость и акты балансов по объектам 500 кВ: Заинская ГРЭС, Нижнекамская ГЭС, п/ст
© А.Е. Усачев, Ф. Ф. Муллин, А.И. Терехова Проблемы энергетики, 2006, № 11-12
Киндери-500, п/ст Бугульма-500). В связи с увеличением объектов, охваченных АСКУЭ, встала серьёзная необходимость в образовании центра сбора информации (оператор коммерческого учёта электроэнергии), который непрерывно должен проводить мониторинг информации с образованием балансовых групп по электрическим станциям, подстанциям и сетям.
Наряду с этим, в РФ начинает функционировать оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ), который выдвигает свои требования к учёту электроэнергии. В табл.1 представлены действующие в настоящее время требования в соответствии с РД34.11.333-97. Требуемый класс точности средств измерений (СИ) (счетчиков электроэнергии, ТТ и ТН) в принципе соответствует сегодняшнему состоянию технического оснащения учёта электроэнергии. В табл.2 представлены требования некоммерческого партнерства Администратора торговой сети (НП АТС) к системам учёта. Как видно, при реконструкции объектов выдвигаются более жёсткие требования к системам учёта. В этих новых требованиях ТТ (вторичный номинальный ток 5 А) имеют специальное обозначение класса точности 0,58 и 0,28 и характеризуются диапазоном точности работы, расширенным в сторону малых первичных токов с величиной до 1 % номинального значения. Стандарт допускает токовую и угловую погрешность на нижнем краю диапазона, в 3 * 3,75 раза превышающую их значение при номинальном первичном токе. Например, для ТТ класса точности 0,5 трехкратное значение погрешности по току и углу допускается уже при токе 5 % номинального значения. Погрешности при малых значениях тока вообще не нормируются. Выбор коэффициента трансформации ТТ приходится производить, сообразуясь не с реальным током нагрузки потребителя, а с необходимостью обеспечения условий допускаемой термической и динамической устойчивости при протекании токов короткого замыкания. При этом номинальный ток ТТ превышает расчетные токи фидера в несколько раз. Реально вторичные токи могут опускаться даже до уровня 1 * 2 % от номинального, и в тоже время в некоторых узлах учета наблюдается перегрузка вторичных измерительных цепей. При замене электромеханических индукционных счетчиков на электронные с более высоким классом точности не всегда можно получить повышение класса точности всего измерительного канала, который тогда будет определяться классом точности ТТ. Точность измерений иногда, вместо того чтобы вырасти, ухудшается. Причиной этого может быть выход мощности (сопротивления) вторичных измерительных цепей нагрузки ТТ за пределы допускаемых ГОСТом интервалов: (25*100)% £2н( 82н).
Таблица 1
Допустимые классы точности СИ по ПУЭ и РД 34.11.333-97
Объекты учета Счетчики активной ЭЭ Счетчики реактивной ЭЭ Трансформ. тока Трансформ. напряжения
Генераторы более 50 МВт 0,5* 1,0** 1,0* 1,0** 0,5* 1,0,** 0,5* 1,0**
ЛЭП 220-500 кВ
Трансформаторы более 63 МВА
Генераторы 12 * 50 МВт 1,0* 1,5* 0,5* 0,5*
ЛЭП 110 кВ 2,0** 3,0** 1,0** 1,0**
Трансформаторы
10 * 40 МВА
Прочие объекты 2,0* 3,0** 3,0* 3,0** 0,5* 1,0** 0,5* 1,0**
* - класс точности для коммерческого учета; ** - класс точности для технического учета
Допустимые классы точности СИ по требованиям НП «АТС»
Объекты учета Счетчики активной ЭЭ Счетчики реактивной ЭЭ Трансформ. тока Трансформ. напряжения
Действующие генераторы более100МВт, ЛЭП 220-500 кВ, присоед. более 100 МВт 0,5 8 0,5 8 1,0 1,0
При реконструкции генераторы более100МВт, ЛЭП 220-500 кВ, присоед. более 100 МВт 0,5 8 0,5 8 0,2 8 0,2
Действующие прочие объекты 0,5 8 0,5 8 1,0 1,0
При реконструкции прочие объекты 0,5 8 0,5 8 0,58 0,5
В настоящее время, согласно Приказу ОАО «Татэнерго» [1], в ОАО «Татэнерго» проводится работа по замене и периодической поверке ТТ на месте эксплуатации с составлением технического заключения (ТЗ), в котором указывается, годен или не годен ТТ для дальнейшей эксплуатации. Согласно данным ОАО «Татэнерго» [2] число не прошедших поверку ТТ всех классов напряжений составляет 189 единиц, а работы по их замене оцениваются в 66 млн. рублей. Поверка на пригодность осуществляется сопоставлением результатов измерения первичных токов с помощью поверяемого трансформатора тока и контрольного эталонного трансформатора тока. По стандартной методике поверки сравнение проводится по трем или четырем значениям тока при отношении ///ном, равно 0,05; 0,2 и 1. Если проводить сравнение токов не по трем значениям, а по 7 * 10, например, через 0,1, то на основании полученных данных можно установить не только принадлежность поверяемого ТТ к данному классу точности, но и учесть индивидуальную систематическую погрешность данного конкретного ТТ. Некоторое усложнение процедуры поверки с лихвой окупается следующими преимуществами.
1. Вводом корректирующей функции для поверяемого ТТ мы можем сократить расходы на закупку новых ТТ и их монтаж на рабочем месте взамен ТТ, не прошедших поверку по стандартной процедуре поверки. Из вышесказанного следует, что такие мероприятия выливаются в экономию, по крайней мере, порядка половины требуемой суммы на замену, т.е. ~ 30 млн.рублей в год.
2. Измерение в 7 * 10 точках позволит установить реальный класс точности испытуемого ТТ и повысить его по сравнению с декларированным классом 0,5, по крайней мере, до класса 0,2, без каких-нибудь дополнительных капитальных вложений.
Воспользовавшись данными протоколов поверок ТТ, мы провели работу по п/ст Кутлу-Букаш ПЭС.
Проиллюстрируем сказанное на примере одной секции распределительного устройства (РУ) 10 кВ типичной подстанции из состава Приволжских
электрических сетей ОАО «Татэнерго». Был проведен анализ получасовых показаний счетчиков на секции РУ п/ст. Кутлу-Букаш на 27.03.04. На данной секции установлены 8 электросчетчиков: один из них является балансовым (общим) с коэффициентом трансформации 1000/5, а остальные стоят на отходящих фидерах: 600/5; 2 по 300/5; 2 по 150/5; 2 по 100/5. Наиболее интересные моменты представлены в табл. 3.
Как видно из табл. 3, баланс по данной секции РУ существенно зависит от
времени суток, т.е. зависит от величины распределяемой электроэнергии. В контрольный день показания счетчиков снимались в положенное по инструкциям время. Все счетчики работали без сбоев, все они прошли соответствующие поверки и соответствовали требованиям, предъявляемым к классу точности измерительных ТТ. Тем не менее, при составлении баланса по существующей методике [3] в некоторые промежутки времени получался отрицательный баланс, т.е. количество выходящей электроэнергии из РУ превышало количество входящей. Особо сильный отрицательный баланс наблюдался при загрузке вводного ТТ менее 20 %. Понятно, что при составлении суточного баланса все неровности получасовых графиков баланса сглаживаются и проявляющиеся тенденции не так явно прослеживаются. Очевидно, что если при составлении баланса учитывать систематическую погрешность ТТ, зависящую от загрузки ТТ, то отрицательного баланса можно избежать и повысить точность учета электроэнергии, не используя дорогих решений, таких как замены ТТ и увеличение класса точности счетчиков электроэнергии. Для внедрения такой системы учета в практику эксплуатации следует лишь выполнять периодические поверки ТТ с занесением характеристик каждого ТТ в базу данных сетевой кампании (диспетчерского центра). Учитывая распространенность дистанционного контроля и учета электроэнергии с использованием средств вычислительной техники, такой учет систематических погрешностей требует минимальных вложений средств, по сравнению с другими мероприятиями.
Таблица 3
Баланс электроэнергии секции РУ п/ст «Кутлу-Букаш» ПЭС ОАО ТАТЭНЕРГО 27.03.2004
Положительный баланс Отрицательный баланс
ЛW , % ЛW, кВт-час 1! 1 ном , % время ЛW, % ЛW, кВт-час 1! 1 ном , % время
0,32 4,9 30,56 01:00-01:30 -0,15 -2,64 36,16 19:30-20:00
0,44 6,62 30,24 01:30-02:00 0,11 2,06 37,6 20:00-20:30
0,49 7,43 30,4 02:00-02:30 -32,28 -449,36 27,84 20:30-21:00
0,27 3,79 28,64 13:30-14:00 -143,6 -1080,1 15,04 21:00-21:30
0,28 4,18 29,6 14:00-14:30 -152,1 -1095,3 14,4 21:30-22:00
0,03 0,4 29,6 14:30-15:00 -147,3 -1036,9 14,08 22:00-22:30
Следует отметить, что систематические погрешности измерений электроэнергии не ограничиваются только зависимостью от первичного тока ТТ. Систематическими (не случайными, поддающимися контролю и коррекции) являются, например: погрешности ТТ в зависимости от вторичной нагрузки, угловая погрешность ТТ, погрешность ТН по напряжению и угловая погрешность ТН в зависимости от мощности нагрузки, погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения ТН и счетчика, погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика, погрешность счетчика от изменения тока и напряжения в цепи счетчика, изменения температуры окружающего воздуха, несимметрии напряжения. Это далеко не полный перечень систематических ошибок, которые можно и нужно учитывать при измерениях электроэнергии. Понятно также, что внедрение подобного учета возможно лишь при соответствующей корректировке нормативного положения [3].
Выход может быть только один - использование действительного коэффициента трансформации для уточнения расчетов электроэнергии между поставщиком (энергоснабжающей организацией) и потребителем.
Важнейшей предпосылкой для внесения поправок в результаты измерений является то, что погрешности ТТ на 95 % характеризуются систематическими погрешностями.
Повысить достоверность учета количества электроэнергии можно за счет введения в результат измерений поправок, компенсирующих систематические погрешности измерительного узла учета путем обработки, по крайней мере, получасовых результатов измерений. Любое вмешательство в результаты измерений должно проводиться в соответствии с Гражданским кодексом РФ (ГК РФ). Согласно ГК РФ, поправки в договор электроснабжения можно внести только при наличии доказанных систематических погрешностей измерительного узла. Для этого мы должны знать реальные технические характеристики узла учета. Это в первую очередь - класс точности ТТ и ТН, значение нагрузок вторичных измерительных цепей, потери напряжения в цепях присоединения электросчетчиков к ТН.
Выводы
1. На погрешность измерений электроэнергии влияют более 30 факторов, 20 из которых связаны с изменением внешних величин и параметров контролируемых присоединений.
2. Недооценка влияющих факторов может приводить к занижению значений измеренной электроэнергии в 2, а в некоторых случаях и в 5 раз.
3. При переоборудовании измерительного комплекса учета электроэнергии путем замены ТТ и счетчиков на более высокий класс точности можно добиться в нормальных условиях эксплуатации минимальной погрешности 5^мин = ±0,5% . Однако технически переоборудованные объекты при малых нагрузках могут достигать й^мах = ±3,5% , т.е. превышать в 7 раз.
4. Определение индивидуальных поправочных коэффициентов ТТ и введение корректирующих функций в узлах учета электроэнергии позволит снизить погрешности измерений до минимума без дорогостоящего переоборудования энергосистем.
Summary
In this paper the analysis of errors of the account of the electric power in power systems and complexes is resulted. Actions on increase of accuracy of the account of the electric power and reduction of expenses for modernization of measuring complexes on the basis of updating existing techniques of checkings and introduction of individual characteristics of measuring transformers of a current are offered.
Литература
1. Приказ № 157 от 27.07.2005 об организации и приемке работ по модернизации АИИС КУЭ ОАО «Татэнерго».
2. Статистические данные за 2004 г.: Обзорная информация по
энергосбытовой деятельности энергосистемы ОАО «Татэнерго» и работы по снижению расхода электроэнергии на её транспорт. Выпуск № 6. - Казань: ОАО «Татэнерго», 2005 г.
3. Зубков И.П. Проблемы поверки трансформаторов тока и напряжения в эксплуатации // Информационно-методические материалы 2-й школы-семинара «Метрологические обеспечение электрических измерений в электроэнергетике». -М.: НЦ «ЭНАС», 1998.
