- •Глава 5. Методы и приборы учета расхода электроэнергии
- •5.1. Общие положения [12]
- •5.2. Методы измерений потребления энергоресурсов [12]
- •2. Оценка энергопотребления электроприводами
- •5.3. Баланс электроэнергии
- •Глава 6. Внутренний энергоаудит эЛеКтротехнического оборудования предприятий
- •6.1. Внутренний энергоаудит: роль и функции
- •6.2. Уменьшение потребления электричества
- •Система подачи электроэнергии
- •6.3. Увеличьте коэффициент мощности!
- •6.4. Увеличьте коэффициент нагрузки!
- •6.5. Проверяйте счета за электричество!
- •6.6. Пользуйтесь наилучшими тарифами!
- •Глава 7. Возобновляемые источники энергии
- •7.1. Энергетические ресурсы
- •7.2. Гидроаккумулирующие электростанции
- •7.3. Биологические источники энергии
- •7.3.1. Биоэнергетика
- •7.3.2. Древесина как энергоресурс
- •Список литературы
- •Управление электропотреблением. Практика энергоаудита
- •Литература к приложению 1
- •Перечень мероприятий
- •По снижению потерь электроэнергии
- •(Подготовлено по материалам образовательных программ
- •В угту-упи)
- •Мероприятия по снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 - 110 кВ распределительных сетевых компаний
- •Мероприятия по совершенствованию энергосбытовой деятельности и снижению коммерческих потерь. Человеческий фактор
- •Энергетическое обследование
Глава 5. Методы и приборы учета расхода электроэнергии
5.1. Общие положения [12]
Достоверность информации об энергопотреблении зависит от точности определения фактического расхода топливно-энергетического ресурсов, которое осуществляется, в общем случае, комбинацией измерения, оценки и расчета.
Требования к методам и точности учета устанавливаются правилами учета топлива и энергии. Стандартная погрешность систем учета при определении расхода энергоресурсов не должна превышать 2,5 %, тепловой энергии – 4 % и электрической энергии – 2 % (для расходов, соответствующих номинальным характеристикам измерительных устройств).
Чтобы оценить надежность применяемых на предприятии методов учета необходимо определить погрешность каждой стадии учетного процесса, выявить действие факторов, способных привести к искажениям в учете.
К основным составляющим погрешностей измерений энергоносителя относятся:
погрешность измерений в нормальных условиях работы измерительного комплекса, определяемые классами точности приборов;
дополнительные погрешности измерений в реальных условиях эксплуатации измерительного комплекса;
систематические погрешности, обусловленные сверхнормативными сроками службы измерительного комплекса;
погрешности, связанные с неправильными схемами подключения или неправильной конструкцией измерительного комплекса;
погрешности, обусловленные неисправными приборами учета;
погрешности снятия показаний со счетчиком энергии вследствие:
ошибок или умышленных искажений записей показаний;
неодновременности или невыполнения установленных сроков снятия показаний счетчиков, нарушения графиков обхода счетчиков;
ошибок в определении коэффициентов пересчета показаний счетчиков.
Опыт проверок показывает, что состояние с системами учета энергоресурсов, как правило, весьма далеко от благополучного. Это особенно очевидно на примере учета электроэнергии – наиболее развитой области учета.
Основная проблема – недоукомплектованность энергообъектов средствами учета – современными измерительными трансформаторами тока и напряжения (ТТ и ТН), а также счетчиками электроэнергии.
Вторая по важности проблема – существенное влияние систематических погрешностей средств учета, входящих в состав измерительных комплексов, в том числе измерительных каналов АСКУЭ (ТТ, ТН, счетчики).
По данным Ростехнадзора 95 % счетчиков электроэнергии работают без замены по 20-30 лет. Более 80 % электросчетчиков от общего числа поверенных подлежат замене и не соответствуют ГОСТ 6570-96 по погрешности измерений. При этом 51 % электросчетчиков имеют в среднем отрицательную погрешность минус 13 %.
Систематические погрешности со знаком «минус» могут возникать в следующих случаях:
из-за физического износа;
из-за перегрузки вторичных цепей ТТ и ТН;
из-за смещения рабочей точки ТТ и счетчиком в область малых токов;
из-за потери напряжения в линиях соединения счетчиков с ТН;
из-за неравномерности нагрузки ТТ и ТН по фазам;
из-за температурной погрешности счетчиков;
из-за влияния на счетчики постоянного или переменного магнитных и высокочастотного электромагнитных полей
К систематическим погрешностям со знаком «плюс» может приводить недогрузка ТН.
В общем случае при анализе систем энергетического учета и расчетов за поставленные ТЭР могут быть вскрыты шесть составляющих экономического резерва:
договорная составляющая, связанная с расчетами за энергоресурсы не по фактическим значениям потребления, а по договорным, как правило, завышенным;
тарифная составляющая, связанная с расчетами за энергоресурсы не по самому выгодному тарифу;
режимно-тарифная составляющая, связанная с возможностью изменениям режимов работы оборудования по времени;
проектно-техническая составляющая, связанная с нарушением метрологических характеристик узлов учета из-за ошибок в проекте или его исполнении;
эксплуатационно-техническая составляющая, связанная с нарушением метрологических характеристик узлов учета по техническим причинам в процессе эксплуатации;
субъективная составляющая, связанная с искажением порядка и показателей учета из-за «человеческого» фактора.
Учет энергоресурсов обычно разделяют на два вида:
Коммерческий (расчетный) учет энергоресурсов, применяемый в расчетах по договорам энергоснабжения и охватывающий, как правило, все энергетические потоки объекта, связанные с договорными отношениями;
Технический учет энергоресурсов, применяемый при внутреннем контроле энергопотребления отдельных объектов для составления энергобаланса и расчета удельных энергозатрат на единицу продукции.
Изучение системы учета энергоресурсов целесообразно начать с ознакомления со схемами энергоснабжения и распределения энергоносителей. На этих схемам необходимо отметить места расположения узлов (точек) учета и выяснить, существуют ли энергетические потоки, неохваченные системой учета.
Далее анализируются:
топология (неизменные признаки) каждой системы учета;
схемы и технические характеристики каждого узла учета;
применяемые средства обработки и передачи учетной информации;
распределение присоединенной мощности по точкам учета;
список абонентов, согласованные нагрузки и системы расчетов за энергоресурсы с каждым из них;
ежемесячные показания счетчиков энергоресурсов за год.
Необходимо оценить состояние и организацию работ по расчету, анализу показателей энергопотребления, выявлению перерасходов ТЭР и своевременному их устранению. Здесь же оценивается степень применения средств автоматизации коммерческого и технического учета, а также расчетных методов (компьютерных программ, устройств обработки диаграмм регистрирующих приборов).
Правила организации коммерческого учета утверждаются уполномоченными органами государственной власти.
Все средства измерения, применяемые в системе учета и контроля энергопотоков, должны иметь действующие свидетельства госповерки. Их технические характеристики должны соответствовать паспорту на соответствующий узел учета.
Необходимо удостовериться в надлежащем уровне технического обслуживания КИП и порядке учета погрешностей измерений, а также наличии подготовленного персонала, методик и инструкций.
Кроме того, следует обратить внимание на правильность применения расчетных моментов, с помощью которых определяются энергетические потери и расходы ТЭР, в случаях отсутствия, неработоспособности или функциональной неполноты приборов учета.