как определяются потери обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии

Как определяются потери обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

от 14 мая 2012 года N ___

Об утверждении Инструкции по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

2. Признать утратившими силу:

Инструкция по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

I. Общие положения

1. Настоящая Инструкция разработана в целях расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях организаций, осуществляющих услуги по передаче электроэнергии, в том числе:

а так же для иных случаев, в которых требуется определение величины технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, в том числе в целях контроля за их уровнем.

2. В случае если энергопринимающие установки потребителей электроэнергии присоединены к объектам электросетевого хозяйства, которые не имеют собственника, собственник которых неизвестен или от права собственности на которые отказался, ТСО, к электрическим сетям которых присоединены такие объекты, рассчитывают технологические потери электроэнергии в них отдельно от расчета технологических потерь, возникающих в электрических сетях, принадлежащих ТСО.

Факт наличия таких сетевых объектов подтверждается документом компетентного органа администрации соответствующего муниципального образования, содержащим технические характеристики указанных сетевых объектов, являющихся частью электрической сети на территории муниципального образования.

3. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются по уровням напряжения:

4. Нормативы технологических потерь электроэнергии рассчитываются и утверждаются в соответствии с порядком и методами, описанными в настоящей Инструкции.

5. Нормативы технологических потерь электроэнергии утверждаются Минэнерго России:

в относительном и абсолютном значении в целом по электрической сети;

для ЕНЭС по субъектам Российской Федерации:

в относительном и абсолютном значении в целом по электрической сети

и с разбивкой на диапазоны напряжения 330-1150 кВ и 0,4-220 кВ;

в относительном и абсолютном значении в целом по электрической сети

и с разбивкой по уровням напряжения ВН, СНI, СНII, НН.

6. В зависимости от периода тарифного регулирования (год или долгосрочный) Минэнерго России утверждает нормативы технологических потерь на период регулирования «год» или на первый год долгосрочного периода регулирования.

II. Структура технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

9. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяется в соответствии с показаниями приборов учета. При отсутствии приборов учета используются результаты энергетического обследования. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций приведена в приложении 2 к настоящей Инструкции.

10. Расход электроэнергии на плавку гололеда определяется в соответствии с показаниями приборов учета. В случае отсутствия приборов учета, расход определяется в соответствии приложением 1 к настоящей Инструкции.

11. Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции.

III. Принципы и порядок нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

III.1. Общие принципы

12. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются по фактическим (базовый период) и прогнозным показателям (регулируемый период) баланса электроэнергии с учетом инвестиционных и производственных программ и программ энергосбережения.

13. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянные, нагрузочные и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета.

14. Нагрузочные и условно-постоянные потери электроэнергии в базовом периоде определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции в оборудовании электрических сетей, участвующих в оказании услуг по передаче, с использованием фактических нагрузок базового периода.

15. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборами учета, в базовом периоде определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции. Расчет выполняется по данным средств измерений, участвующих в формировании объема оказанных услуг по передаче электроэнергии базового периода. Класс точности приборов учета, участвующих в расчете данного вида технологических потерь электроэнергии, должен соответствовать классу точности, определенному соответствующими нормативно-правовыми актами; если класс точности используемых приборов учета не соответствует требованиям нормативно-правовых актов, в целях расчета принимается нижняя граница допустимого класса точности.

16. Нагрузочные и условно-постоянные потери электроэнергии в периоде регулирования определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции в оборудовании электрических сетей, планируемом в участии в оказании услуг по передаче, с использованием ожидаемых прогнозных нагрузок периода регулирования.

17. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ТСО определяются:

= ,

потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, за базовый период в относительных единицах, рассчитанные для базового года (Методика расчета приведена в приложении 1 к настоящей Инструкции);

отпуск электроэнергии в сеть периода регулирования.

18. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ЕНЭС определяются:

= .

отпуск электроэнергии из сети периода регулирования.

19. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в целом и по уровням напряжения по абсолютной величине () на регулируемый период определяются:

.

условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период;

нагрузочные потери электроэнергии на регулируемый период.

20. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в относительном значении определяются в процентах по электрической сети в целом и по уровням напряжения и рассчитываются по формулам:

,

,

21. В случае если оборудование электрической сети ЕНЭС расположено на территории нескольких субъектов РФ, технологические потери электроэнергии распределяются между субъектами РФ пропорционально объемам оказанных услуг по передаче электроэнергии потребителям, территориально расположенным на соответствующем субъекте:

,

Источник

Об утверждении Инструкции по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

IV. Порядок расчета потерь, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии

Абсолютные потери электроэнергии (тыс.кВт.ч), обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии ( W ), определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом по электрической сети с учетом данных за базовый период по формуле:

W = ,

погрешность измерительного канала принятой (отданной) активной электроэнергии по электрической сети, %;

прием (отдача) электроэнергии, зафиксированные измерительными каналами активной электроэнергии по электрической сети, тыс.кВт.ч;

количество точек учета, фиксирующих прием электроэнергии, шт.;

количество точек учета, фиксирующих отдачу электроэнергии, в том числе крупным потребителям, шт.;

количество точек учета трехфазных потребителей (за минусом, учтенных в «m»), шт.;

количество точек учета однофазных потребителей (за минусом, учтенных в «m»), шт.;

потребление электроэнергии трехфазными потребителями (за минусом, учтенных в «m»), тыс.кВт.ч;

потребление электроэнергии однофазными потребителями (за минусом, учтенных в «m»), тыс.кВт.ч.

Относительные потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, для ТСО в базовом периоде равны:

отпуск электроэнергии в сеть в целом по электрической сети за базовый период.

Относительные потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, для ЕНЭС в базовом периоде равны:

отпуск электроэнергии из сети в целом по электрической сети за базовый период.

Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:

,

основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %;

предел допустимых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, принимается равным 0,25%.

Источник

Оценка потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями измерения

Железко Ю. С., доктор техн. наук АО ВНИИЭ

Рис. 1. Поле допустимых токовых погрешностей ТТ по ГОСТ 7746-89 и наиболее используемая его область

В реальных условиях загрузка первичных цепей ТТ намного ниже номинальной по трем причинам:

В результате работа ТТ в зоне кз/ = 0,05 + 0,2 является в большинстве случаев типовой ситуацией. С точки зрения требований к системе учета эта ситуация не может считаться допустимой [а формула (1) определяет именно допустимые, а не фактические погрешности], однако при определении структуры отчетных потерь энергоснабжающей организации важно знать именно фактические погрешности. В частности, при определении коммерческих потерь (хищения и т.п.) необходимо учитывать фактические погрешности систем учета, так как в противном случае их повышенные погрешности будут ошибочно рассматриваться как хищения.

Таблица 1
Зависимости токовых погрешностей ТТ от коэффициента загрузки

Рис. 2. Поле допустимых погрешностей ТН по модулю напряжения и наиболее используемая его область

Источник

Погрешности расчетов потерь электроэнергии: методы, формулы, описание

Любому расчетному методу свойственны погрешности, поэтому анализ потерь электроэнергии и особенно выбор мероприятий по их снижению должны проводиться на основе оценки интервалов неопределенности потерь. В противном случае можно зря затратить средства на установку того или иного оборудования и не получить ожидаемой отдачи, хотя расчет указывал на существенный эффект.

Обзор литературы показывает, что определение погрешностей того или иного метода расчета потерь электроэнергии часто используется лишь для качественной оценки его приемлемости. В практических же расчетах потерь результаты представляют в виде детерминированных величин и мало интересуются интервалами неопределенности их значений. Отличие погрешностей, например 2,3 % и 6,8 % никак не отражается на использовании полученного в результате расчета значения потерь.

Вместе с тем расчетные значения технических потерь являются такими же составляющими баланса электроэнергии, как и потери, обусловленными погрешностями приборов учета электроэнергии, при анализе которых используются основанные на понятии класса точности прибора интервальные оценки. Каждому методу расчета потерь также может быть поставлен в соответствие класс точности, и допустимый небаланс электроэнергии на объекте должен определяться с его учетом.

В известных исследованиях погрешностей методов расчета потерь их численные значения обычно определялись на основе сопоставления результатов расчетов для схем, рассматриваемых исследователем. Практическое использование этих погрешностей при расчете других сетей затруднено в связи с трудностями оценки отличий конкретной схемы от рассмотренных исследователем. Сделать более практичной оценку интервалов неопределенности потерь для любой конкретной схемы можно на основе анализа структуры погрешностей и выявления характеристик схем и методов расчета, которые, с одной стороны, достаточно жестко связаны с погрешностями расчета, а с другой стороны, сравнительно легко определяются для конкретной схемы.

Структура погрешностей расчета потерь электроэнергии

Погрешности расчета потерь аналитическими методами по причинам их возникновения можно разделить на две группы: методические и информационные. Первые обусловлены неполнотой информации, используемой методом (определяются влиянием на результат расчета неиспользуемой информации), вторые – неточностью (ограниченной достоверностью) используемой информации.

К методическим погрешностям относятся:

К информационным погрешностям относятся:

Первые пять видов погрешностей обусловлены неточностями задания параметров нагрузок, шестая – параметров элементов схемы. Далее рассмотрены только погрешности, обусловленные нагрузками.

Методические погрешности могут иметь как случайную, так и систематическую составляющую; они могут или завышать, или занижать результат в среднем. При известной систематической погрешности метода в его расчетную формулу вводят соответствующие поправочные коэффициенты (см. гл. 2). Информационные погрешности имеют, как правило, только случайную составляющую, так как погрешности в исходной информации обычно трактуются как симметричные двухсторонние с нулевым средним значением.

Анализ погрешностей подробно рассмотрен в прил. 4. Ниже приведены полученные в прил. 4 расчетные формулы для определения вероятностных характеристик случайной величины погрешности в каждом конкретном расчете потерь. Необходимо еще раз обратить внимание читателя на то, что определить конкретное значение погрешности проведенного расчета нельзя. Если бы это было возможно, то мы получили бы точное значение потерь. Можно лишь правильно определить интервал неопределенности потерь, то есть утверждать, что действительные (не известные нам) потери находятся в интервале, например, (127,3 ± 6,1 %) тыс. кВт·ч. То есть с вероятностью 0,95 они не ниже 119,5 тыс. кВт·ч и не выше 135,1 тыс. кВт·ч. Целью является определение диапазона возможного отклонения действительных потерь от их расчетного значения для конкретного расчета, то есть обеспечение возможности утверждать, что он составляет не 10 % и не 3 %, а именно 6,1 %.

В различных практических задачах может использоваться как нижняя, так и верхняя граница интервала неопределенности. Эти граничные значения далее называются гарантированными. Точнее, «практически гарантированными» – имея в виду вероятность 0,95. Например, при оценке эффекта от проведения МСП целесообразно ориентироваться на нижнюю границу интервала, чтобы получить гарантированный эффект. При дискуссиях об уровне коммерческих потерь необходимо из фактических потерь вычитать верхнюю границу диапазона технических потерь, чтобы получить гарантированное (минимальное) значение коммерческих потерь и утверждать, что они не ниже этого значения, так как все возможные погрешности расчетов технических потерь уже учтены.

Далее приводятся расчетные формулы для определения каждой из описанных выше составляющих погрешности и суммарной погрешности расчета, определяющей границы интервала возможных значений технических потерь.

Погрешность неадекватности интегрирующих множителей

Обычно графики нагрузки элементов сети неизвестны, они появляются в результате расчета УР сети. Суммарные потери мощности в сети рассчитывают для расчетного режима (максимальной суммарной нагрузки в методе 1 и средней – в методе 2). Интегрирующие множители также определяют по графику суммарной нагрузки. При расчете режима максимальной суммарной нагрузки узловые нагрузки участвуют своими значениями, соответствующими часам максимальной суммарной нагрузки. Их собственные максимальные нагрузки могут наблюдаться в другие часы суток. Формулы для расчетных потерь электроэнергии имеют вид:

При использовании формул (5.21) и (5.22) возникают два рода погрешностей неадекватности. Погрешность первого рода обусловлена тем, что при неоднородных (различных по конфигурации) графиках нагрузки узлов график суммарной нагрузки выравнивается. Для этого графика τΣ оказывается выше, а 2 ф k Σ – ниже аналогичных параметров входящих в схему ветвей. Это приводит к завышению суммарных потерь при использовании метода 1 и к занижению – при использовании метода 2.

Погрешность второго рода возникает только при использовании метода 1 и обусловлена тем, что при неоднородных графиках максимальные нагрузки элементов не совпадают по времени с максимальной нагрузкой сети в целом. При этом

что приводит к занижению расчетных потерь электроэнергии при использовании метода 1.

Результирующая погрешность метода 2 определяется только погрешностью первого рода. Различие конфигураций графиков не влияет на среднюю нагрузку элемента, поэтому средние потери в элементе остаются теми же: отсутствует соотношение типа (5.23). Поэтому она всегда отрицательна.

Погрешности неадекватности первого рода в реальных условиях усиливаются еще тем обстоятельством, что график суммарной нагрузки формируется всеми потребителями, независимо от их вклада в потери. Вместе с тем более мощные потребители расположены, как правило, ближе к центрам питания и приводят к меньшим удельным потерям (так называемые «малопотерьные» потребители). Такие потребители имеют более заполненные графики нагрузки, и их нагрузки в значительной степени формируют график суммарной нагрузки.

В замкнутой сети график нагрузки каждой линии определяется режимами работы регулирующих устройств и формируется всеми узловыми нагрузками (в соответствии с коэффициентами распределения). Как правило, эти графики существенно отличаются друг от друга и от графика суммарной нагрузки сети, поэтому погрешность неадекватности для замкнутой сети имеет наибольшие значения. В радиальных линиях основная часть потерь приходится на головной участок, график нагрузки которого и является графиком суммарной нагрузки линии, и на несколько участков магистрали, графики которых близки к графику суммарной нагрузки. Поэтому погрешность неадекватности при расчетах потерь проявляется здесь слабее, чем в замкнутых сетях.

Для снижения влияния погрешностей неадекватности при расчете методами 1 и 2 используют корректирующие коэффициенты, определяемые по формулам (2.26) – (2.29). Как показано в прил. 4, погрешности неадекватности без учета корректирующих коэффициентов составляют 10,6 % и 9,3 %, а при их применении – снижаются до 3,5 % и 1,5 % соответственно.

В методе 3 суточный график суммарной нагрузки сети не используется, поэтому погрешность неадекватности на суточном интервале равна нулю.

Погрешность, обусловленная использованием параметров графиков контрольных суток для всего расчетного периода

Расчеты 2 ф k для суточных графиков недельного интервала, проведенные для предприятий различных отраслей, показали, что эта погрешность колеблется в интервале 0,5–2,5 %. Для обобщенного анализа можно принять эту погрешность равной 1,5 %. Этот вид погрешности проявляется во всех методах.

Методическая погрешность приближенных формул

Методическую погрешность приближенных формул (2.16) и (2.17) определяют по формулам (прил. 1), %:

Погрешность расчета потерь мощности, обусловленная погрешностями данных об узловых нагрузках

Известно, что сумма полученных по контрольным замерам нагрузок узлов в конкретный интервал времени часто существенно отличается от суммарной нагрузки сети в целом. В связи с этим применяются процедуры балансировки нагрузок узлов и суммарной нагрузки (см. п. 2.1.6). Очевидно, что режим, полученный таким образом (сбалансированный режим), отличается от неизвестного фактического режима, хотя и удовлетворяет условию баланса.

При расчете потерь в радиальных сетях 35–110 кВ суммарная нагрузка сети может быть неизвестна (отсутствует система головного учета). Неизвестна суммарная нагрузка сети и при проектировании сети – ее получают в процессе расчета как сумму нагрузок узлов и потерь в сети. В этом случае балансировать узловые нагрузки не с чем и формула для погрешности в потерях мощности имеет вид:

Примеры расчета погрешностей расчета потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями данных об узловых нагрузках, приведены в прил. 4. Из известных программ их расчет для конкретной сети реализован только в программах комплекса «РАП-стандарт».

Информационная погрешность расчета τ и kф 2 по приближенным формулам

Погрешности расчета нагрузочных потерь в одном элементе (токоограничивающий реактор, трансформатор СН подстанции и т. п.) включают в себя лишь две составляющие – методическую и информационную погрешность расчета τ или 2 ф k по приближенным формулам.

Погрешности расчета потерь электроэнергии и классы точности методов

Погрешности расчета потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ по обобщенным данным о схемах

Погрешность расчета потерь по измеренным потерям напряжения ΔU%, даже при реальном проведении натурных измерений, не может быть меньше. В ее формировании участвуют все погрешности, перечисленные выше, кроме погрешностей в величинах k0,4 и tgϕ (значение ΔU% учитывает влияние на режим tgϕ). Однако прибавляется погрешность в величине ∆U%.. Она определяется классами точности приборов, используемых при измерениях, возможными разнонаправленными погрешностями приборов в начале и конце линии, трудностями одновременного снятия их показаний, случайными колебаниями нагрузки в течение измерений и т. п. Например, зафиксированное при измерениях значение ∆U% (при классах точности приборов 1,0) в действительности может соответствовать любому значению в диапазоне (∆U% ± 2 %), то есть при измеренном ∆U% = 8 % действительные потери напряжения могут быть и 6 %, и 10 %, что соответствует погрешности ±25 %. Поэтому класс точности этого метода также можно принять равным 40.

Источник