Ознакомительная версия.
4. Так как на табличке второго счетчика указано 1 кВт–ч = 1000 оборотов диска, то по формуле (8) определяем показанную им мощность
5. С учетом общего расчетного коэффициента, определяемого для второго трансформатора по формуле (8.1), находим фактическую мощность электроприемников, подключенных к этому трансформатору
6. Определяем общую нагрузку электроприемников предприятия
Р = Р1 + Р2 = 144 + 288 = 432 кВт.
Из приведенного расчета видно, что фактический расход электроэнергии с учетом расчетных коэффициентов значительно отличается от разницы показаний счетчиков.
Так, на первом трансформаторе расчетный коэффициент равен 5 и определяется параметрами счетчика, а на втором трансформаторе он равен 600 и определяется коэффициентами ТТ и ТН.
Если предположить, что на первом трансформаторе фактический расход электроэнергии будет принят равным только разнице показаний счетчика, то оплата за потребленную электроэнергию снизится в 5 раз. В этом случае очевидно явное несоответствие между установленной (потребляемой) мощностью и разницей показаний счетчика. Однако если бы в данном примере на первом трансформаторе счетчик был бы отградуирован на ТТ 75/5 А и ТН 6000/100 В, то расчетный коэффициент в соответствии с формулой (5) стал бы равен
При этом разницу обнаружить было бы уже труднее, а недоплата в этом случае составила бы 67 %.
Что касается коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН, то на практике имели место случаи замены таких трансформаторов без согласования и без оповещения энергоснабжающей организации. Такая замена приводит к изменению расчетных коэффициентов, что влечет за собой соответствующее изменение размера оплаты за потребленную электроэнергию.
Так, если ТТ 75/5 А заменить на ТТ 100/5 А, то фактический расход электросчетчика снизится в 100/75 = 1,33 раза в то время, как расчетный коэффициент, указанный в приложении к договору энергоснабжения, останется прежним (75/5 = 15). В этом случае разница показаний счетчика, вместо умножения на коэффициент 20 (т. е. 100/5), будет умножаться на коэффициент 15 (т. е. 75/5), что приведет к недоплате за потребленную электроэнергию в 1,33 раза.
Таким образом, учет окажется «загрубленным» и в некоторых случаях не соответствующим порогу чувствительности счетчиков, нормируемые значения которого указаны в соответствующих стандартах (например, для индукционных счетчиков – в ГОСТ 6570—75).
При этом важно, что при установке индукционных счетчиков допускается применение ТТ с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин) в случае, если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора будет составлять не менее 40 % номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке – не менее 5 %.
Для снижения величины последнего сомножителя в формуле (7) – разницы показаний счетчика – с целью хищения электроэнергии существует множество так называемых технологических способов, рассмотренных в следующем разделе.
5.2.2. Занижение расчетных потерь активной мощности в абонентских трансформаторах и в линии
К расчетным способам хищения электроэнергии следует отнести заведомо заниженные расчетным путем потери активной энергии в питающем абонентском трансформаторе в случае, если расчетные счетчики установлены на стороне низшего напряжения этих трансформаторов.
Расчет потерь электроэнергии оформляется в виде приложения к договору энергоснабжения. В некоторых энергоснабжающих организациях такой расчет не производится; с абонентов взимается 5,1 % за потери в трансформаторах (в соответствии с действовавшими ранее тарифными документами). В настоящее время такой подход является некорректным, поскольку не отражает действительного значения потерь.
В принципе указанный расчет должен быть произведен и оформлен обеими сторонами совместно. Однако если выполнение такого расчета возложено местной энергоснабжающей организацией на потребителя или если от потребителя требуются только исходные данные для расчета, то создаются предпосылки для занижения оплаты потерь, что является своего рода хищением части электроэнергии.
Потери активной электроэнергии в трансформаторе ΔW а определяются по формуле
ΔWа = ΔPхTо + β2ΔРкТр , кВт–ч, (9)
где ΔPх – потери активной мощности холостого хода (ХХ) в трансформаторе, кВт;
ΔРк – потери активной мощности КЗ в трансформаторе, кВт;
Т о – годовое число часов присоединения трансформатора к сети;
Тр – число часов работы трансформатора под нагрузкой;
β – коэффициент загрузки трансформатора, равный отношению среднего тока нагрузки Iср к номинальному току Iном, т. е.
Коэффициент β можно определить и по другой формуле
где Wа и Wр– соответственно расход активной, кВт–ч, и реактивной, квар–ч, электроэнергии;
cos φ – коэффициент мощности нагрузки;
Т – время работы трансформатора за соответствующий период, ч;
S ном – номинальная мощность трансформатора, В–А.
Годовые потери электроэнергии при постоянно подключенном к сети трансформаторе (т. е. при Т о = 8760 ч) можно определить по следующей формуле
ΔWа = 8760 ΔРх + (Smax / Sном )2 кВт–ч, (14)
где S max – зафиксированная максимальная нагрузка трансформатора, кВ–А.
Постоянные составляющие потерь в трансформаторе (ΔРх, ΔРк) определяются по техническим данным трансформатора и продолжительности его работы (в часах).
Переменные (нагрузочные) потери определяются на основе фактического графика нагрузки трансформатора.
Потребитель электроэнергии может представить для расчета по формулам (9) – (14), например, пониженные значения переменных (нагрузочных) потерь, в т. ч. число часов работы трансформатора под нагрузкой (Tр) или пониженную зафиксированную максимальную нагрузку трансформатора (Smax), а также ряд других входящих в указанные расчетные формулы величин, которые контролируются только самим потребителем, тем самым снизив расчетную величину потерь электроэнергии. Это также можно отнести к ее хищению.
Своеобразным видом хищения электроэнергии во многих случаях является отсутствие (преднамеренный недоучет) при расчете потерь активной мощности расчетных значений потерь, возникающих от перетоков реактивной мощности Q.
Так, если в трехфазных сетях известны значения полной S, активной P и реактивной Q мощностей нагрузок, то потери активной мощности будут равны
где R – активное сопротивление электросети, Ом;
U – напряжение сети, кВ.
Потери активной мощности в трансформаторе ΔРт из–за потребления реактивной мощности можно определить по следующей формуле
ΔРт = (ΔРx + Ки.п.Δ Q x) + β2 (ΔРk + Ки.п.Δ Q k), кВт, (16)
где Δ Q x и Δ Q k – потери реактивной мощности в трансформаторе, соответственно, при ХХ и при КЗ, квар;
Ки.п. – коэффициент изменения потерь активной мощности, принимаемый обычно равным 0,7.
Значения ΔРx,Δ Q x, ΔРk и ΔQк табулированы (указаны в паспортных данных трансформаторов).
В формулах (15) и (16) можно умышленно занизить такие величины, как R, β, Ки.п. и др.
Важно, что при возрастании потерь активной мощности при увеличении реактивной мощности (см. формулу (15)) из–за ее нерациональной компенсации возрастает ток
IЭто ухудшает пропускную способность электросети, приводит к повышенному расходу цветных металлов и удорожанию стоимости электроустановок, так как с повышением потребления реактивной мощности Q (т. е. при пониженном cospp) необходимо увеличивать сечение проводников q, что видно из следующей формулы
где ρ – удельное сопротивление проводника, Ом–мм2/м;
l – длина линии электропередачи, м.
Пропускная способность электрической сети представляет собой максимальное технологически допустимое значение мощности, которая может быть передана с учетом условий эксплуатации и параметров надежности функционирования электроэнергетических систем.
Рациональная компенсация реактивной мощности является одним из эффективных путей снижения потерь электроэнергии в распределительных и магистральных сетях и улучшения качества электроэнергии. Она включает широкий круг вопросов: выбор и расчет параметров компенсирующих устройств, их оптимальное размещение в электрических сетях, автоматическое регулирование реактивной мощности и др.
Ознакомительная версия.
