Сендецкий В.В.
главный метролог
ОАО "Красноярскэнерго"
660021, г. Красноярск,
ул. Бограда, 144а
Тел.: (3912) 219950
Тел./факс: (3912) 210263

Прежде чем излагать суть вопросов, я хотел бы обратиться к хронологии событий прошедшего десятилетия, так как эти события и предопределили излагаемые ниже проблемы и позволили приступить к их решению.

Красноярская энергосистема образовалась в 1943 г. после соединения двух городских ТЭЦ линией электропередачи 35 кВ. В советское время это была динамично развивающаяся энергосистема, которая относилась к числу самых мощных в СССР. В состав энергосистемы входило 11 электростанций (в том числе такие гиганты, как Красноярская и Саяно-Щушенская ГЭС), 11 предприятий электрических сетей, тепловые сети, Энергосбыт, ремонтные и вспомогательные предприятия - всего 30 предприятий. После изменения общественно-политической системы в стране энергосистема разделилась на ряд самостоятельных предприятий. Из ее состава выделились: Саяно-Шушенская ГЭС, Южные электрические сети (на их базе образовалось Хакасэнерго), Березовская ГРЭС, ГРЭС-2. Были выделены сети 500 кВ, на их базе образовалось предприятие РАО "ЕЭС России" - Магистральные электрические сети. В дальнейшем из состава энергосистемы выделилась и Красноярская ГЭС. Это и последовавшие после экономические реформы в стране крайне осложнили экономическое положение в энергосистеме. Обострились и усложнились отношения с потребителями.

Основным источником финансовых поступлений стал Красноярский алюминиевый завод (КРАЗ). Остальные потребители имели значительную дебиторскую задолженность, а расчеты с ними производились с использованием разного рода "суррогатных" схем. Тогда было предложено обратить внимание на состояние учета электрической энергии в узле п/ст ЦРП-220, от которой запитывался Красноярский алюминиевый завод. В связи с тем, что вопросам учета электрической энергии в энергосистеме ранее не уделялось должного внимания, состояние его даже в этом узле не отвечало требованиям ПУЭ и "Типовой инструкции по учету электрической энергии при ее производстве, передаче и распределении".

Учет со стороны энергосистемы был организован только на приходящих присоединениях, а в сторону потребителя отсутствовал. Применялись счетчики электрической энергии тина Е443. Расчетным являлся учет, установленный у потребителя на стороне 10 кВ. На высокой стороне у потребителя учет отсутствовал. Применялись отечественные счетчики электрической энергии индукционного типа класса 1. Количество точек учета 30. Потери электрической энергии в сети потребителя учитывались добавлением 0,82 % к значению потребления по счетчикам коммерческого учета.

Очевидно, что ни у одной из сторон полноценного учета, отвечающего "Правилам учета электрической энергии", не было. Положение осложнялось еще тем, что с шин п/ст ЦРП-220 был запитан еще один потребитель - завод КрАМЗ. В этих условиях было принято решение рассчитывать значение потребления по счетчикам энергосистемы и сравнивать его с данными потребителя. Первый месяц определить таким образом баланс электрической энергии по узлу не удалось, так как выходили из строя счетчики Е443. На следующий месяц (ноябрь 1997г.) удалось выполнить баланс и результаты оказались впечатляющими. Небаланс составил около 4%, а недоучет на сумму около 1,8 млрд руб. (по недоминированному курсу).

В дальнейшем были заменены счетчики сначала на п/ст ЦРП-220, а потом у потребителя - на счетчики АЛЬФА. Энергоснабжение завода КрАМЗ было переведено на собственное РП. Потери в цепях напряжения на п/ст ЦРП-220 приведены к норме. Организован учет на базе "ИВК Метроника" и модемная связь с пунктами сбора информации (на Энергосбьгге и в метрологической службе). Все это позволило последовательно вести набор статистических данных, принять решение о целесообразности организации учета на отходящих в сторону потребителя ЛЭП с целью получения учета на п/ст ЦРП-220, отвечающего требованиям "Правил учета электрической энергии" и переноса коммерческого учета на сторону п/ст ЦРП-220. В настоящее время организован учет на четырех отходящих ЛЭП и монтируется на оставшихся двух.

Статистическая обработка значения недоучета (как разницы между количеством электрической энергии, отпущенной потребителю, определенной расчетным путем по показаниям счетчиков на п/ст ЦРП-220 и количеством электрической энергии по показаниям счетчиков КрАЗ) имеет устойчивый предсказуемый характер, а значение недоучета больше, чем 0,82 %. Недоучет как результат измерений состоит из систематической и случайной составляющих. Систематическая составляющая недоучета (математическое ожидание) определяется потерями в сети потребителя и недоучетом у него. Одна из составляющих недоучета образуется за счет потерь в цепях напряжения счетчиков электрической энергии. Графики изменения недоучета и математического ожидания приведены на рис.1.

На графике распределения небалансов (рис. 1) для сравнения показаны статистические характеристики небалансов на шинах 220 кВ трех подстанций; Левобережная, Дивногорская, Минусинская.

Из анализа представленных вашему вниманию данных беру на себя смелость сделать следующие выводы.

Традиционное нормирование погрешности измерений и оценки достоверности состояния учета (допустимого небаланса), на мой взгляд, входят в противоречие с результатами опьггных данных. Так, по узлу п/ст Дивногорская допустимый небаланс 0,77%, а фактический 0,03. Допустимый небаланс в 25 раз превышает фактический. Такие же соотношения этих величин и для шин 220 кВ п/ст Минусинская и Дивногорская. Думаю, такие соотношения некорректны и требуется их пере осмысливание.

В известном документе "Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций" РД 34.11.321-96 и разд. 4 п.1.3 нормируется погрешность измерений активной электроэнергии 0,8 %. В то же время погрешность измерительного комплекса, у которого все параметры соответствуют нормам ПУЭ (класс точности трансформаторов тока и напряжения 0,5, потери в цепях напряжения 0,25 %) по известному выражению будет составлять 0,99 %.

Высокую точность результатов измерений электрической энергии на п/ст ЦРП-220 можно объяснить следующим. Нормативные документы оперируют паспортными характеристиками точности применяемых средств измерений, которые, как известно, отличаются от реальных. Так, например, нормируемая погрешность счетчика АЛЬФА составляет 0,2 %, а по данным наблюдений АББ ВЭИ "Метроника" систематическая составляющая погрешности для группы счетчиков составляет 0,02% и случайная составляющая погрешности, характеризуемая среднеквадратическим отклонением, составляет 0,018 %. Мы не знаем реальные характеристики трансформаторов тока и напряжения, но, думаю, что иное соотношение нормируемой и реальной погрешностей вряд ли возможно. Об этом свидетельствуют фактически значения полученных небалансов на п/ст Левобережная, Дивногорская, Минусинская. Новая технология учета при использовании данных памяти счетчиков "Альфа" оперирует большими массивами данных. Например, при оценке баланса электрической энергии по узлу ЦРП-220 за отчетный месяц используется около 10 000 данных. Каждый элемент данных - "получасовка" - представляется с указанной выше точностью. При суммировании большого массива чисел случайная составляющая результата измерений стремится к нулю. Этим достигается повышение точности измерений.

Недоучет потерь в цепях напряжения счетчиков электрической энергин по составляющим поступления энергии на шины и отпуска с шин не оказывает существенного влияние на фактический небаланс, так как эти составляющие сопоставимы и при определении фактического небаланса взаимно вычитаются.

Важное значение при приведении учета на п/ст ЦРП-220 е соответствие нормативным требованиям уделялось снижению потерь в цепях напряжения счетчиков электрической энергии. Для этого была разработана с помощью ОАО "ВНИИЭ" и аттестована органом Госстандарта России "Методика выполнения измерений потерь напряжения в цепях напряжения счетчиков электрической энергии" НД 105549001-99. Границы относительной погрешности измерений потерь напряжения по данной методике приняты ±20 % при доверительной вероятности р = 0,95. Одной из проблем при разработке МВИ был выбор применяемого типа средств измерений для обеспечения требуемой точности измерений. При этом использовались информационно-методические материалы научно-технического семинара "Метрологическое обеспечение электрических измерений в электроэнергетике" 1999г., в частности данные из доклада главного метролога ОАО "Кубаньэнерго" В.И. Латорцева. Анализ типов средств измерений показал, что предпочтительней всего применить прибор типа Щ4300.

При этом прибор Щ4300 должен быть зашунтирован активным сопротивлением, равным 1 кОм.
Для измерений потерь в цепях напряжения счетчиков электрической энергии использованы методы измерений потерь напряжения во всей цепи (фазе) напряжения счетчиков либо на отдельных участках цепи с расчетом полных потерь как арифметической суммы на отдельных участках цепи. При отсутствии резервной жилы используется жила из схемы сигнализации об отключении автоматического выключателя защиты цепей напряжения.

Другой проблемой было определение наводок продольных ЭДС и их влияние на погрешность измерения. Определение значения наводок продольных ЭДС на кабеле, соединяющем клеммный шкаф ТН с помещением релейного щита управления, предложено выполнять с помощью вольтметра типа ВЗ-38, зашунтированного активным сопротивлением, равным 1 кОм, для исключения резонансных явлений в измеряемой цепи и их влияния на результат измерений. Для определение значения наводок продольных ЭДС может быть использован и Щ4300.

При этом руководствовались следующими теоретическими соображениями.
Входная цепь электронного вольтметра может быть представлена эквивалентной схемой (рис. 2). Она состоит из индуктивности LBX (L1, L2), входной емкости СBX и входного сопротивления. Очевидно, что напряжение UBX между точками 3 и4 может быть как меньшим измеряемого напряжения UX за счет падения напряжения на входных проводах, так и большим за счет явления резонанса во входной цепи, которая представляет собой колебательный контур.

Рис. 2. Эквивалентная схема входной цепи электронного вольтметра

Следовательно, входные провода необходимо выполнять по возможности короче. Если это невозможно по условиям измерений, тогда необходимо учесть, что индуктивность провода и входная емкость определяют собственную резонансную частоту входной цепи:

f BX = 1/2П sqrt(LBX * CBX)

Если в спектре частот f измеряемого напряжения присутствует частота (наводка), равная собственной резонансной частоте входной цепи вольтметра fBX , то UBX будет в Q раз больше измеряемого напряжения UBX = Q UX, где Q=X/r - добротность входной цепи или отношение реактивного сопротивления к активному. Отсюда вытекает правило: измерять высокочастотное напряжение (напряжение наводки) только таким вольтметром, собственная резонансная частота входной цепи которого во много раз выше частоты измеряемого напряжения. Практически Q должно быть равно единице, т.е. расширить полосу пропускания входной цепи можно шунтируя активную составляющую входного сопротивления безиндукционным резистором, значение которого должно быть выбрано таким, чтобы отношение Q=X/r было равно единице.
Шунтирующие сопротивление должно быть в пределах 0,8-5,75 кОм.

04.02.2002

Версия для печати