Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

 
Энергоаудит предприятий электрических сетей: влияние физического износа оборудования на показатели энергоэффективности

БУРОВ А. А., инженер, Электротехнический отдел НПП  «ЮгОРГРЭС»

 

  Рассмотрены проблемы влияния физического износа электрооборудования на потери электроэнергии в электрических сетях, а также некоторые методы оценки технических потерь электроэнергии с учётом технического состояния электриче­ских сетей.

Ключевые слова: энергоэффективность, электроэнергия, потери электро­энергии, технические потери электроэнергии, электрические сети, трансформатор, физический износ, энергоаудит, контактное соединение.

Потери электроэнергии в электрических сетях — важнейший экономический показатель их работы. В настоящее время разработано множество методов расчёта технических потерь электроэнергии, защищено большое число диссертаций на эту тему, а вопрос и поныне остаётся актуальным и до конца не изученным.

В процессе обследований, проводимых на предприятиях электрических сетей (ПЭС), в первую очередь оценивают и анализируют техническое состояние оборудования, а точнее — его влияние на основной показатель энергоэффективности в электрических сетях — потери электроэнергии. Практика показала, что в электрических сетях велика доля технических потерь электроэнергии, обусловленная значительным физическим износом оборудования. Особенно проблемными являются сельские распределительные сети.

С начала реформирования электро­энергетики выделяемые средства на замену устаревшего оборудования, особенно в распределительных сетях, весьма ограничены. На первый взгляд, всё очень просто — чем старее оборудование, тем значительнее технические потери, что подтверждается неоднократными «жалобами» эксплуатационного персонала электрических сетей. Отсюда возникает вопрос: а каков объём этих потерь и как его определить?

Рассмотрим пример. Известно, что значение потерь мощности и электроэнергии в трансформаторе (условно-постоянных и нагрузочных) зависит от его основных параметров — потерь мощности холостого хода ΔРХХ и короткого замыкания ΔРКЗ, определяемых на заводе-изготовителе. Точность расчётов технических потерь в трансформаторе зависит от правильности ввода исходных данных. Например, в программном комплексе РТП-3 используется встроенный справочник по электрооборудованию, а реальные значения указанных параметров для конкретного трансформатора не всегда могут совпадать с этими справочными данными.

Как же зависят потери ΔРХХ и ΔРКЗ от степени физического износа трансформаторов. Есть ли однозначный ответ на этот вопрос? Например, увеличиваются ли с течением времени потери XX в стальном сердечнике трансформаторов и если да, то на сколько? Аналогичный вопрос возникает и по поводу потерь мощности КЗ, поскольку от этого параметра напрямую зависит значение нагрузочных потерь в трансформаторе. Со временем параметры межвитковой изоляции ухудшаются, а если имели место случаи прохождения тока КЗ по обмоткам трансформатора, то с большой степенью вероятности можно предположить, что параметр ΔРКЗ будет гораздо выше значения, указанного заводом-изготовителем в паспортных данных.

Единственный точный способ определения достоверного значения технических потерь электроэнергии в старых (изношенных) трансформаторах — измерение параметров трансформатора ΔРХХ и ΔРК3. К сожалению, в реальных условиях  эксплуатации данные  параметры трансформаторов 10/0,4 кВ мощностью менее 1000 кВ·А не определяются, поскольку отсутствуют нормативные требования [1]. Естественно, что определить их опытным путём в рамках обследования электрических сетей также невозможно по следующим причинам:

в несколько раз увеличится объём работ, проводимых энергоаудиторами, который не будет оплачен, к тому же это экономически нецелесообразно;

выполнить данные измерения в рамках энергоаудита на всех трансформаторах какого-либо АО-энерго физически не представляется возможным. Кроме того, для их производства необходимо отключать трансформаторы (выполнять работы со снятым напряжением), что в масштабах всего АО-энерго приведёт к существенным убыткам от недоотпуска электроэнергии потребителям.

Каков же выход из данной ситуации? Как в процессе обследования сетей получить реальное значение технических потерь в трансформаторах с учётом их технического состояния? Предлагается метод, основанный на сборе статистических данных по результатам измерений с течением времени. Источником этих данных могут служить измерения в трансформаторах и автотрансформаторах 220 кВ и выше, проводимые Феде­ральной сетевой компанией (ФСК). В сетях ФСК такая процедура осуществляется в обязательном порядке.

Если собрать статистику выполненных измерений за продолжительный период времени по значительному числу трансформаторов, то можно построить усреднённую зависимость из­менения параметров трансформаторов с течением времени, на основе которой затем оценивать уровень технических потерь электроэнергии в трансформаторах с учётом их физического износа. Этот метод весьма приблизительный, но его можно будет применять с учётом различных уточняющих коэффициентов — температурных и других влияющих факторов.

Другой способ — выполнение данных измерений силами эксплуатационного персонала распределительных сетевых компаний в периоды проведения капитальных ремонтов трансформаторов. Этот путь долгий, но самый правильный, поскольку позволяет наиболее точно оценивать влияние технического состояния трансформаторов на показатели энергоэффективности. На сегодняшний день подобная задача перед эксплуатационным персоналом АО-энерго не ставится.

Рассмотрим другой пример. Известно, что в существующей методике расчёта технических потерь электроэнергии не учитываются потери в контактных соединениях (КС) электрических сетей (особенно важно для сетей 0,4 кВ) [2]. Данную составляющую необходимо оценивать при обследовании сетей, но узаконенной методики пока не существует. Поэтому энергоаудиторам приходится пользоваться различными авторскими разработками.

В одной из таких методик предлагается выполнять расчёты потерь в контактах низковольтной коммутационной аппаратуры на стороне 0,4 кВ трансформаторов на основе справочных данных переходных сопротивлений их контактов [3]. Данный способ, конечно же, позволит уточнить значение и структуру технических потерь электроэнергии в распределительных сетях, но существуют и серьёзные проблемы:

при обследовании сетей выполнять такие детальные расчёты для коммутационных аппаратов всех трансформаторных подстанций (ТП) 10/0,4 кВ не представляется возможным, поскольку потребуется множество исходных данных, большинство из которых отсутствуют;

ограниченное финансирование работ по энергоаудиту;

не учитывается реальное техническое состояние коммутационных аппаратов ТП.

Для достоверной и точной оценки потерь в КС с учётом реального технического состояния распределительных сетей необходимо выполнять детальные измерения переходных сопротивлений контактов специальными приборами (контактомерами). Однако данный способ в процессе проведения энергоаудита применить невозможно, поскольку это физически не выполнимый объём работ (огромное число КС). Кроме того, для производства таких измерений необходимо выводить оборудование из работы, что приведёт к недоотпуску электроэнергии потребителям.

Опыт обследований показал, что во время проведения энергоаудита целесообразно выявлять сами факты локальных перегревов КС (приводящих к повышенным тепловым потерям), нежели определять объёмы этих потерь. Один из самых простых, но эффективных способов — тепловизионный контроль. На основе его результатов можно оценить примерное значение потерь электроэнергии (которые являются тепловыми) в проблемных КС.

При обследовании ПЭС было выяснено, что существует прямая зависимость между значением повышенных потерь в КС коммутационных аппаратов распределительных сетей и сроком эксплуатации электрооборудования. Чем значительней износ распределительных сетей, тем большее число дефектов обнаруживается в КС при тепловизионном обследовании. В практике обследований встречались случаи, когда температура дефектных контактов превышала 250 °С. Оценка потерь электроэнергии в дефектных контактах показывала, что излишние потери зачастую превышали допустимые (обусловленные нормальными переходными сопротивлениями) в сотни и даже тысячи раз.

В такой ситуации целесообразней выявить как можно большее число дефектных контактов, чем потратить время на определение объёмов потерь, в КС. Рекомендуется пользоваться недорогими инфракрасными пирометрами, позволяющими определять проблемные места после ремонтов. Следует отметить, что только из-за наличия человеческого фактора (недопонимания обслуживающего персонала электрических сетей важности данной проблемы) в значительном количестве КС потери завышены в сотни раз.

Необходимо подчеркнуть актуальность рассмотренных проблем в применении к абонентским ТП. Поскольку расчётные счётчики электроэнергии устанавливаются на стороне 0,4 кВ ТП (т.е. не на границе балансового раздела), то при определении потерь в абонентском трансформаторе (значение которых должно быть включено в полезный отпуск) очень важно учитывать влияние технического состояния абонентского электрооборудования на уровень потерь.

В результате это значение повышенных технических потерь в абонентском электрооборудовании (обусловленное, например, неудовлетворительным состоянием коммутационной аппаратуры) в виде коммерческих потерь включается в баланс электросетевой компании (поскольку отсутствуют нормативные документы, позволяющие определять и учитывать эти потери в договоре на электроснабжение).

В связи с тем что уровень технического обслуживания электроустановок потребителей, как правило, ниже, нежели в сетевой компании, то в некоторых случаях неучитываемые потери в абонентской ТП могут в несколько раз превышать значения, получаемые расчётным путём по существующей в данный момент официальной методике.

Изложенные вопросы затрагивают не только аспекты энергоэффективности работы электрооборудования, но и фактор надёжности электроснабжения потребителей. К сожалению, ещё с начала реформирования электроэнергетики были забыты проблемы значительного износа электрооборудования (особенно в распределительных электрических сетях), что напрямую влияет на показатель надёжности. Например, при тепловизионном контроле в сетях одного из АО-энерго большинство обследованных низковольтных коммутационных аппаратов оказались с дефектами КС, которые требовали немедленного устранения.

Эксплуатация электрооборудования при выявленных ненормальных режимах работы согласно нормативно-техническим документам недопустима, поэтому устранение подобных проблем даже нельзя назвать мерами по снижению потерь электроэнергии (здесь речь идет об устранении недопустимых режимов работы электрооборудования). Однако далеко не все руководители ПЭС это понимают. И прежде чем вложить дополнительный «рубль» в устранение подобных проблем, они рассчитывают сроки окупаемости этих вложений и предполагаемую прибыль, не задумываясь о том, что эксплуатация устаревшего оборудования зачастую может привести не только к серьёзным авариям (с недоотпуском электроэнергии потребителям), но и к человеческим жертвам.

В заключение следует особо отметить, что только совместными силами и тесным взаимодействием энергоаудиторов и эксплуатационного персонала электрических сетей можно достаточно качественно решить задачи, обусловленные перечисленными проблемами. При ограниченном финансировании работ по энергоаудиту персонал обследуемых предприятий должен не только содействовать выполнению работы аудиторами, но и самостоятельно (по просьбе аудиторов) проводить различные измерения, которые требуют значительных затрат труда, людских ресурсов и времени. Только тогда появится возможность более объективной оценки (с конкретными детальными расчётами) влияния технического состояния электрооборудования на основной показатель энергоэффективности при передаче электроэнергии по сетям — потери электроэнергии.

 Список литературы

1.  СО  34.45-51.300-97 (РД  34.45-51.300-97). Объём и нормы испытаний электрооборудования. 6-е изд. — М.: НЦ НАС, 2006. — 255 с.

2.  Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчёту и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям. — Минэнерго РФ, 2008.

3.  Овсейчук В. А., Дворников Н. И., Калинкина М. А. Методика учёта расхода электроэнергии на её передачу (потерь) в электрических сетях при тарифном регулировании: Учеб.-метод, пособие / Под общ. ред. Т. П. Кутового. — М.: ИПК госслужбы, 2006. — 168 с.

 

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике.
Источник:  ©  Энергетик, 9/2010.
Материал размещен на www.transform.ru 14.10.2010 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????