onetwoclick.ruПроиллюстрируем порядок расчета погрешностей учета и небалансов электроэнергии на примере двух ПЭС, поступление и отпуск электроэнергии в которых в апреле расчетного года (Д = 30) приведены на рис. 4.3.
Поступление электроэнергии в каждое ПЭС фиксируется на напряжении 110 кВ в 10 точках учета. Поступление электроэнергии через каждую точку учета – 10 млн кВт·ч. При этом ПЭС-2 получает 8 млн кВт·ч от внешних поставщиков, а 2 млн кВт·ч – из ПЭС-1. Все точки учета имеют одинаковые (для простоты) характеристики: классы точности ТТ, ТН и счетчиков КТТ = КТН = Ксч = 0,5. Номинальные параметры ТТ: Uном = 110 кВ, Iном = 150 А. Счетчики электронные. Характеристики графиков нагрузки присоединений: kз = 0,7; 2 ф k = 1,14.
Отпуск электроэнергии собственным потребителям производится на напряжении 10 кВ и фиксируется в 350 точках учета в ПЭС-1 и в 435 точках учета в ПЭС-2 с одинаковым отпуском по 200 тыс. кВт·ч. Каждая точка учета имеет следующие характеристики: классы точности ТТ, ТН и счетчиков КТТ = КТН = Ксч = 1,0. Номинальные параметры ТТ: Uном = 10 кВ, Iном = 100 А. Счетчики индукционные, трехфазные, средний срок службы после последней поверки Т = 4 года. Характеристики графиков нагрузки присоединений: kз = 0,4; 2 ф k = 1,5.
Коэффициенты реактивной мощности примем одинаковыми по всем точкам учета: tg? = 0,6. В связи с тем, что отпуск электроэнергии из сетей 0,4 кВ не производится, временно допустимые коммерческие потери ?Wд. ком = 0.
Фактические потери электроэнергии в сети составляют 10 млн кВт·ч в ПЭС-1 (10 %) и 13 млн кВт·ч в ПЭС-2 (13 %). Расчетные технические потери равны, соответственно, 6 и 8 млн кВт·ч. Фактические небалансы электроэнергии в этих условиях составляют: 10 – 6 = = 4 млн кВт·ч в ПЭС-1 и 13 – 8 = 5 млн кВт·ч в ПЭС-2; для объединения ПЭС – 9 млн кВт·ч.
Расчеты технических потерь, произведенные по программам «РАП-стандарт», показали, что погрешность расчетного значения потерь составила 7,5 % в ПЭС-1 и 6,5 % в ПЭС-2. Применительно к расчету допустимых небалансов это эквивалентно фиксации отпуска электроэнергии на технические потери 6 млн кВт·ч в ПЭС-1 счетчиком класса точности 7,5 и 8 млн кВт·ч в ПЭС-2 счетчиком класса точности 6,5.
При имеющихся исходных данных необходимо определить погрешности учета и небалансы электроэнергии на рассматриваемых объектах.
Систематические погрешности ТН принимаем равными половине класса точности ТН, то есть –0,25 % и –0,5 % соответственно.
В точках учета 110 кВ установлены электронные счетчики, систематическая погрешность которых принимается равной нулю. Систематические погрешности счетчиков в точках учета 10 кВ определяем по формуле (4.13):
?сч = – 0,2 · 4 · 1,0 = –0,8 %.
Суммарные систематические погрешности составляют, %:
- для точек учета 110 кВ ?? = –0,11 – 0,25 = –0,36 %;
- для точек учета 10 кВ ?? = –0,45 – 0,5 – 0,8 = –1,75 %.
Перед определением допустимых небалансов в ПЭС-1, ПЭС-2 и в объединении ПЭС отметим, что поступление электроэнергии в каждый ПЭС фиксируется в 10 точках учета, а в объединении ПЭС – только в 18, так как две точки учета для объединения ПЭС являются внутренними. Отпуск электроэнергии из ПЭС-1 кроме отпуска собственным потребителям осуществляется по двум точках учета 110 кВ в ПЭС-2, а в объединении ПЭС – только собственным потребителям.
По формуле (4.14) определяем систематические составляющие допустимых небалансов электроэнергии в ПЭС-1, ПЭС-2 и в объединении ПЭС, млн кВт·ч:
Как следует из полученных результатов, сумма небалансов электроэнергии в ПЭС равна небалансу электроэнергии в объединении ПЭС.
Суммарные случайные погрешности ИК определяем по формуле (4.1) при учете случайных погрешностей ТТ, ТН и счетчика:
Определим по формуле (4.15) случайные составляющие допустимых небалансов электроэнергии в ПЭС-1, ПЭС-2 и в объединении ПЭС без учета погрешностей расчета технических потерь (что неверно, но позволяет оценить вклад этой погрешности в правильный расчет), млн кВт·ч:
Погрешности расчета технических потерь составляют 7,5 % в ПЭС-1 и 6,5 % в ПЭС-2, а в объединении ПЭС определяются по формуле
С учетом погрешностей расчета технических потерь случайные составляющие допустимых небалансов электроэнергии составят, млн кВт·ч:
Нижнюю границу диапазона допустимого небаланса электроэнергии определяют, вычитая из систематической составляющей случайную, а верхнюю границу – прибавляя случайную составляющую к систематической. Результаты расчета границ диапазонов приведены в табл. 4.6. Разность фактических и допустимых небалансов представляет собой оценку диапазона возможных коммерческих потерь. Минимальные коммерческие потери определяют, вычитая из фактического небаланса максимальное значение допустимого небаланса, и наоборот.
Таблица 4.6
Диапазоны допустимых небалансов и коммерческих потерь электроэнергии
