УДК 621. 3

 

Электрические сети и системы.

Методы расчета, нормирование и

мероприятия по снижению потерь электроэнергии.

Учебное пособие/ К.К. Тохтибакиев.

АИЭС, Алматы 2004.-

 

 

 

 

 

   В учебном пособии рассматриваются вопросы анализа технологического расхода электроэнергии ( потерь) при ее передаче по электрическим сетям, структура потерь, методы расчета и нормирования потерь, учета и контроля  технических и коммерческих потерь. Предназначена  для студентов электроэнергетических специальностей при выполнении курсовых и дипломных  работ.

 

 

 

 

 

 

 Таблиц   5,Ил.   6 ,Библиогр-7 назв.

 

 

 

 

 

 

Рецензент : доктор технических наук, профессор    Кангожин Б.Р.,Казахская Академия транспорта  и коммуникации. кафедра «Электроснабжения »

 

 

 

 

 

 

Печатается по плану издания Алматинского институт энергетики

 и связи на 2003

 

Алматинский институт энергетики и связи ,2004.

 

 

Содержание

 

Введение. 4

1.Термины.. 3

2 Технологический расход электроэнергии на передачу по электрическим сетям. 4

2.1 Основные понятия, виды и структура потерь электроэнергии. 4

2.2     Технические потери электроэнергии. 5

2.3     Потери электроэнергии холостого хода. 8

2.4 Коммерческие потери электроэнергии. 11

2.5 Оценка потерь электроэнергии на корону. 12

2.6 Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. 14

3.Методы расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях . 17

3.1 Методы расчета потерь в электрических сетях 35-500 кВ. 17

3.2 Методы расчета потерь в электрических сетях 10-35 кВ. 22

3.3 Методы расчета потерь в распределительных сетях 0,38 кВ. 23

4. Методика расчета допустимого небаланса электроэнергии в  электрических сетях. 27

4.1 Оценка нормируемой погрешности измерительных комплексов. 27

4.3 Расчет допустимого небаланса электроэнергии в электрических сетях. 34

5 Учет потерь электроэнергии в условиях розничного рынка электроэнергии. 36

5.1 Разделение нормативных потерь на транспортную и распределительную составляющие. 36

5.3 Принципы организации инструментального определения потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях. 37

5.4 Обоснование границы участка сети (контура) при инструментальном определении потерь в сети. 37

5.5 Технические средства измерения и учета потерь электроэнергии. 42

5.6 Достоверизация учета потерь и локализация очагов коммерческих потерь. 43

6.Нормативные характеристики электрических сетей по потерям электроэнергии (НХПЭ) 46

7 .Мероприятия по снижению потерь энергии в электрических сетях. 49

7.1 Технические мероприятия по снижению потерь электроэнергии. 50

7.2 Оптимизационные  режимные мероприятия по снижению потерь электроэнергии  51

7.3 Мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии. 51

7.4 Оценка эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии. 52

Приложение 1. 55

Приложение 2. 67

Приложение 3. 71

Cписок использованной литературы.. 79

 

 

 

Введение.

         В учебное пособие включены материалы по современным методам расчета и анализа потерь электроэнергии, нормированию и мероприятиям по их снижению в региональных  электрических сетях Правильный расчет потерь при транспортировке является одним из ключевых вопросов при организации розничного рынка электрической энергии и услуг. Отчетные потери электроэнергии, состоящие из технических и коммерческих потерь, за последние годы имеют тенденцию к увеличению. В основном это связано с увеличением их коммерческой составляющей. В тоже время для уточнения и обоснования тарифов на электроэнергию, а также выбора мероприятий по экономии электроэнергии необходимо устанавливать объективные (достоверные) соотношения между коммерческой и технологической составляющими потерь электроэнергии.

         Так как наиболее существенно выросли отчетные потери электроэнергии в электрических сетях 6-10 кВ, то актуальным является проведение исследований по совершенствованию методик расчета фактических технологических потерь в сетях данных классов напряжений и обоснование нормативных характеристик потерь электроэнергии (НХПЭ).

         Согласно расчетам технологические потери в сетях 6-10 кВ имеют сезонные колебания: минимум потерь (7-8%) приходится на зимние месяцы, максимум (10-11%) - на летние. Существенно меняется и структура потерь, в которой доля постоянной составляющей колеблется от 50 до 80%.

         В приведенных  методиках расчета технологических потерь в распределительных сетях 6-10 кВ отражены следующие основные факторы, приводящие к погрешностям результатов расчета НХПЭ [2]:

·               Формулы расчета потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах не учитывают изменение графиков нагрузок в течение каждого расчетного периода.

·          Потери электроэнергии в элементах сети рассчитываются при условии постоянства напряжения во всех точках схемы; в тоже время известно, что из-за большой протяженности сетей 10 кВ в сельской местности имеют место достаточно большие потери напряжения.

·          Составляющая потерь электроэнергии от протекания реактивной мощности учитывается введением постоянных значений коэффициента мощности tg φ нагрузки, т.е. без учета графиков нагрузки потребителей по реактивной мощности.

·          Не учитывается влияние на величину годовых потерь изменений схемы при авариях и преднамеренных отключениях элементов сетей, когда возможно увеличение потерь при питании потребителей от резервных источников.

·          При однофазных замыканиях на землю в сетях с изолированной нейтралью, при которых сети могут работать некоторое время, появляется несимметрия, что также ведет к увеличению потерь электроэнергии.

 Учебное пособие может быть использовано при выполнении курсовых и дипломных работ студентами электроэнергетических специальностей.

 

 

 


 

1.Термины

 

 Отчетные (фактические) потери – это разница электроэнергии, поступившей в сеть и электроэнергии отпущенной из сети, определяемая  по показаниям приборов учета установленных на входе в распределительную сеть (РЭК, РЭС) и на выходе из сети (у потребителя) при ее отпуске.

Технические потери – потери, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче и распределении электроэнергии по электрическим сетям. Величина технических потерь зависит от режима и параметров сети, величины тока нагрузки и его равномерного распределения по фазам. Технические потери определяются расчетным путем. 

Потери электроэнергии на собственные нужды – это расход электроэнергии для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала.

Коммерческие потери – это потери, обусловленные  хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков при оплате за электроэнергию и другими причинами в сфере организации контроля над потреблением электроэнергии.

Метрологические потери – это потери, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения.

Нормативная величина потерь – эта оптимально обоснованная величина потерь электроэнергии при ее передачи и распределении в электрической сети. Она определяется аналитически-расчетными, статистическо-вероятностными  и экспериментальными методами.

Относительная величина нормативных потерь определяется отношением суммарной величины технологических потерь к величине пропуска электроэнергии в сеть. Нормы потерь по принятым в РК правилам утверждения нормативных потерь принимаются на определенные периоды времени: на год, квартал, полугодие

В настоящее время норму потерь электроэнергии составляют технические потери: условно-постоянные, переменные или нагрузочные потери, и потери на собственные нужды подстанций.

Сверхнормативные потери – это разница между отчетными и нормативными потерями. В настоящее время сверхнормативные потери составляют технические, коммерческие и метрологические потери.  Сверхнормативные технические потери возникают  вследствие  отличия фактических параметров сетей от нормативных расчетных параметров или же обусловлены погрешностями при расчете нормативного уровня потерь в электрической сети.

 

 

 

 

   

 

 

 

          2 Технологический расход электроэнергии на передачу по электрическим сетям

2.1 Основные понятия, виды и структура потерь электроэнергии.

                                      

              Электроэнергия является единственным видом продукции, транспортировка которой осуществляется за счет расхода определенной части самой продукции, задача состоит лишь в определение их оптимального уровня и поддержание фактических потерь на этом уровне. Наиболее правильно использовать термин «технологический расход электроэнергии на передачу по электрическим сетям», но для краткости при расчетах применяют более привычный термин «потери электроэнергии»

Уровень технологического расхода на передачу электроэнергии по электрическим сетям энергосистем  в первую очередь определяется объемом капиталовложений в развитие  электрический сети  и постоянно изменяется с изменением схемы энергосистемы и ее режимов.

                Для удобства анализа  потери энергии в электрических сетях подразделяют на :

·        технологически необходимый расход энергии при передаче ее в условиях оптимального режима работы энергосистемы

·        оптимальные технологические потери

·        дополнительные технологические потери пи отклонение режима от оптимального.

Количественный анализ потерь энергии выполняются при представление их в зависимости от основных  влияющих факторов:

·        загрузка линий электропередачи

·        обменный поток мощности

·        степень компенсации потоков реактивной мощности

·        степень приближения режима к оптимальному

·        уровень автоматизации ведения режима сети

 

               Фактические (отчетные) потери определяют как разницу между электроэнергии, отпущенной в сеть с шин электростанции W o.c, и суммой электроэнергии, оплаченной потребителям Wп.о. и израсходованной на производственные нужды энергосистемы  Wп.н.[2]

DW= W o.c -( Wп.о.+ Wп.н.  )         (2.1)

               Из этого следует, что величина  DW включает в себя не только технические потери  ΔWт характеризующие техническое состояние сетей и режимы их работы, но и ту часть разницы, которая обусловлено неточностью определения их составляющих. Для обозначения этой части потерь используют термин « коммерческие потери».

               Фактическое значение технических потерь ΔWт  может быть установлено только расчетом. При известных технических потерях фактическое значение коммерческих потерь определяют по формуле:

DW k= DW - DW т           (2.2)

 

              Экономически обоснованные (оптимальные) технические потери DW т.о. есть разница между их фактическим значением DW т и снижением потерь  dWo, которое может быть достигнуто за счет внедрения всех мероприятий, затраты на которые окупаются менее чем за 8,3 года

DW т.о= DW т  -dWo      (2.3)

              Оптимальные потери DW т.о не являются постоянной величиной, которую можно определить один раз и использовать в качестве цели. Поэтому оптимальные потери могут быть представлены в виде ряда значений, каждое из которых соответствует своему расчетному периоду. Этот ряд должен корректироваться по мере уточнение данных о нагрузках  и схемах на перспективу.

               Потери энергии принято подразделять на постоянные и переменные.

                К постоянным потерям относят потери, которое незначительно изменяются при изменение  нагрузки элемента сети и этим изменением можно пренебречь.

                Переменные потери- это часть потерь, которая зависит от нагрузки элемента. При этом потери распределяются по уровням напряжении:

 

 Ступени напряжения, кВ

Переменные потери,\

Постоянные потери,%

Суммарные потери,%

1150-500

40-50

50-60

2-3

220-110

50-70

30-40

3-4

Всего:

40-50

50-60

6-7

 

              Конечной целью анализа потерь энергии является выявления конкретных элементов с повышенными техническими потерями и конкретных мест недоучета электроэнергии. Проведение анализа потерь необходимо организовывать таким образом, чтобы при наименьших трудозатратах выявить места с наиболее высокими потерями.

Это возможно при проведении расчетов всех составляющих технических потерь и оценки интервалов их возможных значений, учитывающих неточности исходной информации и методов расчета.

Анализ потерь энергии предполагают сравнение фактической динамики изменения различных показателей с закономерной динамики.

Задача анализа потерь энергии облегчается при наличии зависимости потерь от межсистемных перетоков.

Основной формой анализа является составление балансов энергии по каждой электростанции, району и энергосистеме в целом.

Чем более полная информация и более точные методы расчета используется, тем с большей достоверностью могут быть разделены технические и коммерческие потери, правильнее определены направления работ и подразделения, ответственные за различные их участки.

 

2.2  Технические потери электроэнергии

                . Структура технических потерь имеет следующие составляющие[1,6]:

·        нагрузочные потери в линиях, силовых трансформаторах и автотрансформаторах  DW н

·        потери холостого хода в трансформаторах и автотрансформаторах  DW х.х.

·        потери на корону в воздушных линиях DW кор

·        расход электроэнергии на собственные нужды станций DW с.н.

·        расход электроэнергии в компенсирующих устройствах - батарея статических конденсаторов ( БСК), синхронных компенсаторах (СК),генераторах, работающих в режиме СК, статических тиристорных компенсаторах (СТК)  DW с.к.

·        потери в реакторах подстанции  DW р

·        потери в измерительных трансформаторах тока и напряжения и их вторичных цепях, включая счетчики электроэнергии DW и.т.

 

 

                                 технические потери

 

нагрузочные

 

 

 

холостого

хода

 

климатические

 

расходы на собственные

нужды

 

В линиях,

 

транс-

форматорах,

 

 реакторах,

 

 ИК,

 

 ВЧЗ

 

 

 

На оборудова-ниях подстанций

 

На корону,

от  токов

утечки,по изоляторам.

 
В транс-форматорах,

 

компенси-

рующих устройствах,

 

ИК,

 

изоляции

Кабельных

линий

 

 

                                      Рисунок  1.1                  Структура технических потерь

 

В соответствии со структурой потерь (см. рис. 1.1) к нагрузочным потерям, кроме потерь в линиях и силовых трансформаторах, относятся потери в измерительных трансформаторах тока, высокочастотных заградителях (ВЗ) ВЧ-связи и токоограничивающих реакторах. Все эти элементы включаются в «рассечку» линии, т.е. последовательно, поэтому потери в них зависят от протекающей через них мощности. Потери в этих элементах составляют небольшую часть общих потерь, однако простота их расчета не дает оснований игнорировать их учет в суммарном значении потерь.

Потери в трансформаторах тока.* Потери активной мощности в ТТ и его вторичной цепи определяют суммой трех составляющих: потерь в первичной DР1 и вторичной DР2 обмотках и потерь в нагрузке вторичной цепи DРн2.[6]

При номинальном токе потери активной мощности в первичной обмотке одного ТT напряжением 6-35 кВ в среднем составляют 40 Вт, а ТТ напряжением 110 кВ и выше - 100 Вт.

Потери активной мощности во вторичной обмотке ТТ любого напряжения при номинальном токе составляют около 6 Вт. В каждом ТТ напряжением 6-35 кВ находятся две вторичные обмотки, а в ТТ напряжением 110 кВ и выше - четыре.

Нормированное значение нагрузки вторичной цепи большинства ТТ напряжением 10 кВ и номинальным током менее 2000 А, составля­ющих основную часть всех ТТ, эксплуатируемых в сетях (первая группа ТТ), составляет 10 В-А при классе точности ТТ КТТ = 0,5 и 15 В-А при КТТ= 1,0. Для ТТ напряжением 10 кВ и номинальным током 2000 А и более и для ТТ напряжением 35 кВ (вторая группа ТТ) эти значения в два раза больше, а для ТТ напряжением 110 кВ и выше (третья группа ТТ)- в три раза больше. Эти данные хорошо аппроксимируются выражением, где NГР -номер группы.

Активная составляющая нагрузки вторичной цепи зависит от коэффициента мощности нагрузки. Типовое значении cos j2 = 0,5.

В сетях 6-35 кВ (сети с неэффективно заземленной нейтралью) устанавливают по два ТТ на одно присоединение, а в сетях 110 кВ и выше (сети с глухо заземленной нейтралью) - по три ТТ.

Суммируя изложенное, можно записать общую формулу для потерь электроэнергии в ТТ одного присоединения, тыс. кВт-ч, за расчетный период продолжительностью Д, дней [2]:

                                                   (2.4)

где  - коэффициент эквивалентной токовой загрузки ТТ;

а и b - коэффициенты зависимости удельных потерь мощности в ТТ и в его вторичной цепи DpTT, имеющей вид:

для ТТ первой группы -

для ТТ второй группы -

для ТТ третьей группы -

Пример 2.1. Рассчитать потери электроэнергии за январь (Д = 31) в ТТ напряжением 10 кВ с номинальным током 1000 A (NГР = 1) и в ТТ напряжением 110 кВ (NГР = 3) при КТТ = 0,5 и bТТ экв = 0,5.

Решение. По формуле (2.19) определяем:

для ТТ напряжением 10 кВ

для ТТ напряжением 110 кВ

2.3     Потери электроэнергии холостого хода

Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе определяют на основе известных из паспортных данных потерь мощности холостого хода DРх, кВт по формуле, тыс. кВт ч [1]:

                                                                      (2.5)

Потери в компенсирующих устройствах (КУ) зависят от типа устройства. Потери в шунтирующих реакторах определяют по формуле (2.5) на основе известных потерь мощности в реакторах. В паспортных данных они не называются потерями холостого хода, а просто потерями в реакторе, однако имеют ту же природу, что и потери DРх в трансформаторах.

Потери в батареях конденсаторов определяют на основе известных удельных потерь мощности Dрбк, кВт/квар:

                                                                       (2.6)

где WQБКреактивная энергия, выработанная батареей конденсаторов за расчетный период. Обычно DрБК = 0,003.

Потери в статических тиристорных компенсаторах определяют по такой же формуле. Тиристорные компенсаторы, как правило, имеют индивидуальную конструкцию, поэтому удельные потери в конкретном компенсаторе определяют на основе его паспортных данных.

Потери в синхронных компенсаторах (СК) теоретически нельзя полностью отнести к потерям холостого хода, так как потери в любой электрической машине имеют и нагрузочную составляющую (как и в трансформаторе). Однако, так как эта составляющая потерь зависит не от нагрузки сети, а от нагрузки самого СК, а последняя не имеет прямой связи с нагрузкой сети, потери в СК в целом относят к условно постоянным потерям.

Формула для их расчета имеет вид:

                                      (2.7)

где DРном - потери в СК при номинальной загрузке;

Тск - время работы СК в расчетном периоде (оно может быть меньше, чем 24 Д);

kmax = Qmax /Qном - коэффициент максимальной загрузки СК;

dх - доля потерь холостого хода в значении DРном.

Значение dх для используемых СК находится в диапазоне 0,3-0,5. В расчетах может быть использовано среднее значение 0,4.

Коэффициент заполнения графика реактивной нагрузки СК определяют по выработанной СК реактивной энергии WQck за время Тск.

                                                                              (2.8)

При этом WQck определяют как сумму потребленной и отданной в сеть реактивной энергии.

Значения DРном для типовых мощностей CK-SCKприведены ниже:

SCK, МВ*А           5        7,5     10      15      30      50      100    160    320

DРном, МВт           0,15   0,2     0,25   0,36   0,58   0,8     1,35   1,75   3,8

DР ном, %              3        2,7     2,5     2,4     1,9     1,6     1,4     1,1     1,2

В качестве СК иногда используются генераторы старых неэкономичных станций, выведенных из работы (турбогенератор без турбины), или генераторы действующих станций, не используемых в какой-то период по основному назначению. Потери в последних существенно зависят от режима работы турбины. не от нагрузки сети, а от нагрузки самого СК, а последняя не

Ниже приведены коэффициенты увеличения потерь для различных режимов работы генераторов, переведенных в режим СК, по сравнению с потерями в СК такой же мощности:

Турбогенератор:

без трубины                                                                  1,8

с трубиной, вентилируемой паром                              3,9

с турбиной на холостом ходу                                                                                               10,7

Гидрогенератор:

с турбиной при закрытом направляющем аппарате    2,9

с трубиной на холостом ходу                                      10,7

Потери в трансформаторах напряжения, счетчиках прямого включения и устройствах присоединения ВЧ-связи. Трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к холостому ходу. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом ТН и в его вторичной нагрузке DРТН = DР1ТН + DР2ТН

Потери в самом ТН DР1ТН состоят в основном из потерь в стальном магнитопроводе трансформатора. Они растут с ростом номинального напряжениям для одной фазы при номинальном напряжении численно примерно равны номинальному напряжению сети. Для ТТ напряжением 10 кВ они составляют около 10 Вт, 110 кВ -около 110 Вт.

Нормированная нагрузка вторичной цепи ТН Sн2 также зависит от номинального напряжения ТТ и его класса точности КТН.

Для ТН напряжением 20 кВ и ниже зависимость от класса точности имеет линейный характер:

где sн2 - нормированная нагрузка ТН класса 1,0,

а для ТН более высоких напряжений

Значение cosj зависит от параметров устройств релейной защиты и счетчиков электрической энергии. В случаях применения электромеханических реле и индукционных счетчиков среднее значении cosj2 = 0,5 и активная мощность, потребляемая устройствами, присоединенными к ТН при его номинальной нагрузке, рн2 = 0,5 sн2. Значения pн2 для ТН различных напряжений приведены ниже:

Uтг, кВ                6-10   20-35 110    220    330    500

DР2ТН, Вт      40        60 300    300    225    225

На практике вторичные цепи ТН часто перегружаются, поэтому указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной цепи ТН b2ТН.

С учетом изложенного суммарные потери электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВт-ч:

для ТН напряжением 20 кВ и ниже

                                              (2.9)

для ТН напряжением более 20 кВ

.                                          (2.10)

Пример 2.4. Рассчитать потери электроэнергии за январь в ТН, установленных в одной фазе сетей напряжением 10 и110 кВ при Kтн = 0,5 и bтн = 1,5.

Решение. По формулам (2.30) и (2.31) определяем:

DWTH 10 = (10 +1,5 * 40 * 0,5) 24 * 31 * 10-6 = 0,03 тыс. кВт * ч;

DWTH 10 = (110 + 1,5*300*Ö0.5) 24*31*10-6 =0,32 тыс. кВт*ч.

Устройства присоединения ВЧ-связи работают в режиме практически постоянного потребления, поэтому потери в них можно определять по средним потерям мощности. Их значения для устройств различного напряжения приведены в п. 2.2 при расчете потерь в ВЗ.

Трехфазные счетчики, работающие через измерительные трансформаторы (ИТ), являются элементами их вторичных цепей, поэтому потери в них учтены при расчете потерь в ИТ. Потери мощности в счетчиках прямого включения (как индукционных, так и электронных) составляют в среднем 3 Вт на цепь напряжения. У однофазных счетчиков одна цепь напряжения. У трехфазных счетчиков число цепей определяется схемой присоединения. При использовании, например, схемы Арона, таких цепей две. Особенно большое количество однофазных счетчиков установлено у бытовых абонентов. Учитывая простоту расчета, эти потери также стоит учитывать в балансе.

Потери в изоляции кабельных линий определяют по формуле(2.11), тыс. кВтч [2]:

(2.11)

где bc - емкостная проводимость кабеля, Сим/км;

U - напряжение, кВ;

Lкаб - длина кабеля, км;

tgj - тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по формуле:

(2.12)

где Т - число лет эксплуатации кабеля.

Значения коэффициентов в формуле (2.12) получены следующим образом. Для кабелей, изготавливаемых в начале 60-х годов XX века, тангенс угла диэлектрических потерь составлял в среднем 0,011. Современные кабели имеют этот показатель равным 0,003. Предполагая линейную зависимость постепенного улучшения качества изоляционных материалов в связи с совершенствованием технологии в течение 40 лет, можно считать, что снижение за этот срок тангенса угла диэлектрических потерь на 0,008 соответствует тренду 0,0002 ед./год. Величина в первой скобке отражает тот факт, что чем больше срок службы кабеля, тем с худшими характеристиками изоляции он был изготовлен. Кроме того, в течение эксплуатации происходит старение изоляции. Происходящее при этом увеличение тангенса угла диэлектрических потерь отражается второй скобкой. В соответствии с имеющимися данными коэффициент старения ат = 0,05.

Значения емкостных проводимостей кабелей различных сечений и напряжений приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 - Емкостные проводимости кабелей, Сим/км-10-6

Сечение, мм

Номинальное напряжение, кВ

6

10

20

35

10

16

25

35

50

70

95

120

150

185

240

56,51

66,01

103,7

116,2

131,9

166,5

219,9

238,8

263,9

295,0

392,9

47,1

53,4

78,5

97,4

106,8

122,5

141,4

153,9

166,5

182,2

238,8

-

-

56,5

62,8

72,3

81,7

91,1

97,4

106,8

116,2

-

-

-

-

-

-

62,8

69,1

72,3

81,7

84,8

-

Пример 2.5. Рассчитать потери за январь в изоляции кабельных линий напряжением 10 кВ, сечением 70 мм2, суммарной длиной 10 км, прослуживших 10 лет.

Решение. Определяем тангенс угла диэлектрических потерь по формуле (2.33):

tgd = (0.003+0.0002*10)(1+0.05*10) = 0.0075/

Подставляя все данные в формулу (2.32), получаем

DWкаб = 24*31*122,5*10-6*102*0,0075*10 = 0,68 тыс.кВт*ч.

 

2.4 Коммерческие потери электроэнергии

Коммерческие потери обусловлены двумя основными причинами: хищениями электроэнергии потребителями и недостатками в организации контроля за ее потреблением и оплатой. Эти потери представляют собой плохо формализуемую часть общих потерь, так как определяются в основном социальными и организационными факторами.

 Необходимо выделить три основные фактора, определяющие величину коммерческих потерь. Влияние на коммерческие потери способов определения полезного отпуска состоит в определении некоторой его части не по показаниям счетчиков, а расчетным путем, неодновременным снятием показаний счетчиков, ошибками в банковских операциях и другими причинами. Неодновременное снятие показаний счетчиков может существенно исказить помесячные значения потерь, но в годовом их значении практически компенсируется. Поэтому при определении месячных нормативных потерь, устанавливаемых в качестве плановых заданий персоналу, приходится корректировать их значения, объясняемые физическими причинами, на величину сложившейся динамики переноса части потерь между месяцами. При этом сумма месячных корректировок по году должна быть равна нулю.

Уровень коммерческих потерь зависит и от качества организации контроля за потреблением:

·        Осуществления «привязки» всех абонентов к конкретным подстанциям с помощью идентификационных кодов в платежных документах;

·        наличия сметчиков технического учета головных участках радиальных линий всех напряжения (вплоть до 0,4 кВ, если имеются возможности обеспечить соответствия электроэнергии, от пущенной в данную сеть и оплаченной присоединенными к ней потребителями и на основе этого выявлять конкретные участки сети с повышенным уровнем коммерческих потерь;

·        оснащенности инспекторов специальным приборами, позволяющими выявлять несоответветствие между токовой нагрузкой присоединения и оплатой за электроэнергию;

·        численности и организации работы инспекторов.

Существенным фактором является уровень покупательной способности и менталитете населения в регионе. Известно, что уровень коммерческих потерь выше в тех странах, где уровень жизни невысок. Например, в Индии суммарные потери электроэнергии превышают 26%. В одной из аргентинских энергетических компаний, снабжающих электроэнергией северные кварталы г. Буэнос-Айреса, потери электроэнергии в 1992 г. превышали 30% [6]. Французские специалисты, проводившие анализ ситуации и разработку рекомендаций по снижению потерь после последовавшей в 1992 г. приватизации компании, отмечали, что в бедных кварталах имеет место коллективный тип поведения, при котором хищения электроэнергии не считаются зазорными. Более того, в таких кварталах появились консультанты которые за деньги обучали жителей способам хищений. Выявились и случаи соучастия в мошенничестве работников самой энергоснабжающей организации, в том числе и из руководящих кадров.

Для борьбы с мошенничеством было привлечено более 1000 работников (при штате фирмы 3512 чел.!). за пять было проинспектировано около 1 млн счетчиков. Более 300 тыс. Бедных клиентов переведено на принудительную выписку счетов. Принято решение прекращать электроснабжение абонента после неоплаты им одного счета. Уволено более 60 работников энергоснабжающей организации, замешанных в мошенничестве. Все эти меры позволили в течение пяти лет снизить потери до 11,7%.

Уровень жизни населения РК не позволяет считать, что отмеченные причины коммерческих потерь у нас отсутствуют. Значение этих потерь можно оценить на основе сопоставления динамики изменения отпуска электроэнергии в сеть и отчетных потерь за многолетний период.

В течение 20 лет (1971-1990 гг.) отчетные потери в сетях Минэнерго СССР находились на уровне 9% от отпуска электроэнергии в сеть, из которых 2,25% составляли постоянные потери, а 6, 75% нагрузочные [6]. Можно считать, что доля коммерческих потерь, в отчетных потерях была пренебрежимо мала, так как в в то время не существовало социальных условий для массовых хищении энергии бытовыми абонентами, а хищения промышленными предприятиями вообще были лишены смысла, поскольку средства на оплату электроэнергии планировались централизованно.

Потребление энергии в 2001 г. составило около 75% уровня 1990 г., т. е. уменьшилось в 1,34 раза. Абсолютное значение нагрузочных потерь при этом снизилось в 1,342 = 1,8 раза. Абсолютное значение постоянных потерь не изменилось. Если учесть повышение напряжений в сетях, вызванное падением нагрузок (в среднем на 5,0%), то нагрузочные потери снизились еще в 1,1 раза (всего в 1,8*1,1 = 2. раза), а постоянные потери возросли в 1,1 раза. В процентном отношении купавшим в 1,34 раза нагрузкам нагрузочные потери снизились в 2/1,34 = 1,5 раза и стали равными 6 75/1,5 =3,3%. Суммарные технические потери в этих условиях составят 4,5 + 3,3 = 7,8%. Снижение отчетных потерь при падении потребления электроэнергии наблюдалось в первые годы перестройки, например, в 1991 г. отчетные потери упали с 9 до 8,5 %, так как их динамика определялась в основном описанными выше физическими факторами, а объем хищений в эти годы был еще традиционно мал.

В соответствии с отчетностью 89 % суммарных потерь приходятся на сети РЭК а 11 % - на сети ОАО «КЕГОС». Таким образом отчетные потери в сетях РЭК составляют 13,1 * 0,89 = 11,66 % Очевидно, что коммерческие потери следует отнести к сетям РЭК,где их доля в структуре составит 5,3/11,66 = 45,5 %, т е почти половину отчетных потерь. Несколько «скрасить» эти данные может то обстоятельство, что по сравнению с доперестроечным периодом существенно возросло потребление в низковольтных сетях за счет развития малого бизнеса и, как следствие, увеличились технические потери в них. Однако низковольтные сети в большинстве своем находятся на балансе оптовых покупателей-перепродавцов (сети коммунальных предприятий) и потери в них не включаются в отчетные потери РЭК. Кроме того, это обстоятельство в гораздо большей степени повлияло на уровень коммерческих, а не технических потерь в этих сетях [5].

 

 

      

 

 

 

           2.5 Оценка потерь электроэнергии на корону

Величина удельных потерь на корону для каждой линии, ежемесячно, определяется на основании:

- «инструкции по расчету и анализу технологического расхода электрической    энергии…» «И 34-70-030-87»;

 -  анализа потерь на корону, определенного на основании полных потерь,  рассчитанных по разности показаний счетчиков на концах линий;

         -    ретроспективного анализа потерь на корону  предыдущего года.

По инструкции «И 34-70-030-87» потери на корону на линиях 220 кВ и выше определяется по удельным потерям DРк (кВт/км) в зависимости от номинального напряжения и погодных условий.

                      DWкор=SDRki*li*ti;                                                 (2.3.1)

где i- индекс погодных условий;

       li- длина линий; ti- продолжительность i-го вида погоды.

Инструкция «И 34-70-030-87» допускает использование удельных потерь мощности на корону для линий различных классов напряжения для четырех видов погоды, приведенных  в таблице этой инструкции. Применение  в расчетах табличных значений удельной короны не всегда обеспечивает достаточно точное определение потерь на корону по следующим причинам:

1        В таблице приведены удельные потери для 4-х, четко выраженных видов погоды, в то время как реальные погодные условия имеют гораздо больший спектр.

2        При сложившейся ситуации с метеослужбами в республике, получить достоверную информацию о погоде в регионах и  ее продолжительности - затруднительно. Метеорологические  наблюдения по трассам протяженных линий 220 - 500 кВ, зачастую проходящих по различным климатическим зонам, как правило, отсутствуют.

3        Изменения погодных условий происходят постепенно, не одновременно по всей длине линии, что не позволяет достаточно точно определить корону простым перемножением удельных потерь на длину линии и время данного вида погоды.

Приведенные в таблице удельные потери на корону в сети 220 кВ практически не отличаются от удельных потерь в сети 500 кВ. Расчеты, выполненные по методике «Руководящих указаний…» показывают, что удельные потери на корону в сети 220 кВ в 5-7 крат ниже аналогичных потерь в сети 500кВ.

Для дополнительной оценки удельных потерь на корону, в течение 1999 г. службами ОАО «KEGOC» производился их расчет по фактическим потерям в линиях 500 кВ.

Фактические полные потери в каждой линии 500 кВ ежемесячно определяются  по разности показаний счетчиков обоих концов линий. Информация о показаниях счетчиков обоих концов линий берется из ежемесячных балансов электроэнергии по подстанциям, которые представляются в ПТД всеми МЭСами. Из фактической величины потерь каждой линии вычитается расчетная величина нагрузочных потерь и потерь в реакторах, если они включены в линию. Нагрузочные потери включены по параметрам   линии и по пропущенной электроэнергии зафиксированной счетчиками за месяц. Полученная разность является потерями на корону. Поделив полученную величину на длину линии, получаем величину удельных потерь на корону по каждой линии.

Величина нагрузочных потерь в отдельной линии (2-5%), как правило, соизмерима с погрешностью (1-1,5%) систем учета электроэнергии (счетчиков) по концам линии. Поэтому, для сведения к минимуму (минимизации) погрешности прогнозной величины удельных потерь на корону, которая используется в расчете потерь в сети, она определяется как средняя величина для всех линий региона, за ряд месяцев одного сезона (зима - январь-март, лето - апрель-октябрь). Так как погрешности измерения  разных линий имеют разную величину и разные знаки, погрешность средней величины  удельных потерь, очевидно, тем меньше, чем больше линий учтено при ее определении.

До июля 1999 г. при расчете удельной короны, в качестве директивной, использовалась инструкция «И 34-70-030-87», утвержденная главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 17.04.87г. По этой инструкции потери в сетях 220кВ и 500 кВ отличаются максимум в 1,5 раза (при изморози), а при остальных погодных условиях практически одинаковы.

Из выполненных по второму кварталу 1999г. расчетов по методике «Руководящих указаний  потерь на корону…» следует, что удельные потери на корону, при одинаковых  (например - номинальных) напряжениях, при одинаковых погодных условиях, в сети 220 кВ в 5-7 раз ниже, чем в сети 500 кВ. Близкие по величине соотношения удельной короны приводятся в [2]. Величины удельных потерь на корону, принятые  в различных источниках информации  показывают, что удельные потери на корону  в инструкции «И 34-70-030-87», в сети 220 кВ в 2,5-4 раза завышены, а в сети 500 кВ в 1,5-2 раза занижены относительно других источников информации.

 

2.6 Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций

 

 

Норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций это – плановый показатель данного электропотребления.

Целью нормирования расхода электроэнергии на  [7]

собственные нужды подстанций является упорядочения системы его учета, контроля и планирования, а также осуществления режима экономии и рационального расходования электроэнергии токоприемниками собственных нужд.

 

Состав электроприемников собственных нужд подстанции

К категории собственных нужд подстанции относятся потребление электроэнергии токоприемниками, обеспечивающими необходимые условия функционирования оборудования подстанции в технологическом процессе преобразования и распределения электрической энергии.

       В номенклатуру собственных нужд подстанции входит потребление электроэнергии на следующие цели:

-         охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов;

-         обогрев, освещение и вентиляция помещении (ОПУ, ЗРУ, ОВБ, аккумулятор-ной, компрессорной, насосной пожаротушения, здания вспомогательных устройств синхронных компенсаторов, проходной);

-         освещение территории;

-         зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

-         оперативные цепи и цепи управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

-         обогрев ячеек КРУН (с аппаратурой РЗ и автоматики, счетчиками или выключателями) и релейных шкафов наружной установки;

-         обогрев приводов и баков масляных выключателей;

-         обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;

-         обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств РПН;

-         обогрев электродвигательных приводов разъединителей;

-         обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;

-         обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;

-         электродвигатели компрессоров;

-         обогрев воздухосборников;

-         вспомогательные устройства синхронных компенсаторов (маслонасосы, циркуляционные насосы, дренажные насосы, задвижки, автоматика);

-         прочие: дренажные насосы, устройства РПН, дистилляторы, мелкие станки и приспособления и т.п.

К собственным нуждам подстанции относятся также электроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования подстанции: кондиционирование помещения щита управления (жаркая климатическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой части подстанции (в районах с обильными снегопадами) и т.п.

В состав электроприемников собственных нужд подстанции не должны включатся потребители, относящиеся к собственным нуждам энергосистем. При внесении дополнений в перечень электроприемников собственных нужд подстанции руководствоваться письмом Минэнерго СССР № Б-6082 от 29.04.80 г. «О номенклатуре потребления электроэнергии на хозяйственные нужды энергосистем».

 

Порядок расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции

.1. Расчет годовой нормы расхода электроэнергии на собственные нужды    подстанции производится суммированием годовых норм расхода электроэнергии  отдельными токоприемниками.

Нормы расхода электроэнергии отдельными токоприемниками представлены

 в[7]

 2. Представленные в настоящей инструкции нормы, если это не оговорено в   таблицах, даны для умеренно теплого климатического района. Для других климатических районов с учетом принадлежности к ним территории энергосистем. Районирование и характеристики климатических параметров для промышленных изделии», см.вклейку), вводится корректировка расхода электроэнергии на обогрев оборудования и помещении в соответствии с температурными коэффициентами

Для месячного и квартального нормирования в таблице 3.9 дается ориентировочное распределение расхода электроэнергии на собственные нужды в процентах от годового.

   В приложении представлены примеры расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды ряда подстанции с различным составом оборудования. Нормы расхода по каждой позиции определялись по выражению:

 

                                              W = W0 Kед Kt  ,

Где    W0 – норма расхода электроэнергии на единицу (группу) оборудования или в целом по подстанции (табл.3.1-3.7);

           Кед – количество единиц оборудования;

           Кt – температурный коэффициент (табл.3.8).

Нормирование расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции производится электросетевыми предприятиями и контролируется соответствующими подразделениями РЭУ.

Корректирование расчетной величины нормы расхода в соответствии с конкретными условиями эксплуатации оборудования подстанции допускается по согласованию с руководством РЭУ при представлении необходимого обоснования.   

 

Пример расчета норм расхода электроэнергии

на собственные нужды подстанции

 

        Подстанция 35 кВ. Климатический район – умеренно холодный.

               Оборудование:

        Трансформаторы 2хТМ-3200

        Выключатели 4хВТ-35

        КРУН – 6 ячеек 

Расчет:

Обогрев ОПУ                         12,6х1,25 –  15,75

Вентиляция и освещение ОПУ                          1,7

Наружное освещение                                 0,4

Зарядно-подзарядные устройства             3,3

Вентиляция аккумуляторной                    1,5

Обогрев КРУН                          1,2х6 -       7,2

Обогрев выключателей 35 кВ  0,5х4 -      2,0

Аппаратура телемеханики и связи           1,9

Прочие                                                         2,2

                                                       ____________________

                                                     Итого…. 35,95 млн.квтч


 

3.Методы расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях .

Расчеты потерь подразделяют на 3 вида[1]:

Ретроспективные расчеты, выполняемые для определения структуры потерь энергии по группам элементов электрической сети; оценки коммерческих потерь энергии; выявления элементов с повышенными потерями энергии и разработки мероприятий по их снижению;

составления балансов электроэнергии по энергосистеме и подразделениям; определение техника - экономических показателей энергосистемы; проведение финансовых расчетов с потребителями за потери энергии, не учитываемые счетчиками.

Оперативные расчеты выполняются для : контроля за текущими значениями потерь энергии и их изменением во времени; оперативной корректировки режимов и схемы электрической сети; составление балансов мощности по энергосистеме и по подразделениям; формирования базы данных, используемых при прогнозировании потерь энергии.

Перспективные расчеты выполняют для: определения ожидаемых потерь энергии на следующий период;  оценки ожидаемой эффективности планируемых мероприятий по снижению потерь энергии; сравнение вариантов реконструкции электрической сетей.

В зависимости от особенностей схем, режимов электрических сетей и информационной обеспеченности расчет потерь энергии проводят различными методами.

 

3.1 Методы расчета потерь в электрических сетях 35-500 кВ

Потери мощности. Нагрузочные потери активной мощности в элементе сети сопротивлением R при напряжении U определяют по формуле[1,2:

                                                                          (3.1)

где P и Q – активная и реактивная мощности, передаваемые по элементу.

В большинстве случаев значения P и Q на элементах сети изначально неизвестны. Как правило, известны нагрузки в узлах сети (на подстанциях). Целью электрического расчета (расчета установившегося режима – УР) в любой сети является определение значений P и Q в каждой ветви сети поданным их значений в узлах. После этого определение суммарных потерь мощности в сети представляет собой простую задачу суммирования значений, определенных по формуле (3.1).

Объем и характер исходных данных о схемах и нагрузках существенно различаются для сетей различных классов напряжения.

Для сетей 35кВ и выше обычно известны значения P и Q в узлах нагрузки. В результате расчета УР выявляются потоки P и Q в каждом элементе.

Для сетей 6-20 кВ известен, как правило, лишь отпуск электроэнергии через головной участок фидера, т.е. фактически суммарная нагрузка всех ТП 6-20/0,4 кВ, включая потери и фидере. По отпуску энергии могут быть определены средние значения P и Q на головном участке фидера. Для расчета значений P и Q в каждом, элементе необходимо принять какое – либо допущение о распределении суммарной нагрузки между ТП. Обычно принимают единственно возможное в этом случае допущение о распределении нагрузки пропорционально установленным мощностям ТП. Затем с помощью итерационного расчета снизу вверх и сверху вниз корректируют эти нагрузки так, чтобы добиться равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети заданной нагрузке головного участка. Таким образом, искусственно восстанавливаются отсутствующие данные об узловых нагрузках, и задача сводится к первому случаю.

В описанных задачах схема и параметры элементов сети предположительно известны. Отличием расчетов является то, что в первой задаче узловые нагрузки считаются исходными, а суммарная нагрузка получается в результате расчета, во второй - известна суммарная нагрузка, а узловые нагрузки получают в результате расчета.

При расчете потерь в сетях 0,4 кВ при известных схемах этих сетей теоретически можно использовать тот же алгоритм, что и для сетей 6-20 кВ. Однако большое количество линий 0,4 кВ, сложность введения в программы информации по поопорным (постолбовым) схемам, отсутствие достоверных данных об узловых нагрузках (нагрузках зданий) делает такой расчет исключительно трудным, и, главное, неясно, достигается ли при этом желаемое уточнение результатов. Вместе с тем, как будет показано далее, минимальный объем данных об обобщенных параметрах этих сетей (суммарная длина, количество линий и сечения головных участков) позволяет оценить потери в них с неменьшей точностью, чем при скрупулезном поэлементном расчете на основе сомнительных данных об узловых нагрузках.

Потери электроэнергии. При наличии информации о нагрузках ветвей, поступающей в вычислительный центр от системы телеизмерений, задача расчета потерь электроэнергии сводится к суммированию потерь мощности в каждом из рассчитанных режимов и, по сути, никакой задачей не является.

Известно, что средствами телеизмерений в настоящее время оснащены далеко не все, даже основные, сети энергосистем. Тем более нет оснований ожидать оснащения ими в ближайшем будущем радиальных сетей 35 кВ и ниже. Поэтому возникает задача расчета потерь электроэнергии за период Г на основе расчета потерь мощности в ограниченном числе режимов. В этом случае потери мощности умножают на определенные тем или иным способом интегрирующие множители, численные значения которых рассчитывают на основе данных о графиках нагрузки.

Расчеты по данным телеизмерений обычно называют оперативными расчетами, расчеты с использованием интегрирующих множителей - аналитическими, а проводимые на основе обобщенных данных о схемах сетей - оценочными (рис. 3.1). Аналитические расчеты получили свое название в связи с тем, что они позволяют осуществлять анализ влияния на потери предполагаемых изменений схем, нагрузок и режимов, в отличие от оперативных расчетов, дающих точное значение потерь в состоявшихся режимах, но не позволяющих осуществлять такой анализ.

В дальнейшем рассматриваются только аналитические и оценочные методы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Рис. 3.1. - Классификация методов расчета нагрузочных потерь

Характеристики графиков нагрузки. Обычным допущением при расчете интегрирующих множителей является допущение о чисто квадратичной зависимости нагрузочных потерь от нагрузки, что непосредственно следует из формулы (3.1). Неточность этого допущения обуславливается тем, что при изменении нагрузки изменяется и напряжение, стоящее в знаменателе формулы (3.1). Однако сравнительно небольшой диапазон его изменения (несколько процентов) по сравнению с диапазоном изменения Р и Q в периоде Т (в 2-3 раза) и использование в формулах расчета потерь электроэнергии среднего рабочего напряжения позволяют принять данное допущение в практических расчетах. В этом случае интегрирующий множитель для определения потерь электроэнергии по потерям мощности, рассчитанным в любом режиме, может быть определен по формуле [4]:

                                                                        (3.2)

где Рiнагрузка на i-й ступени почасового графика нагрузки;

Рр - нагрузка на ступени, для которой рассчитаны потери мощности DРр;

Т- число ступеней графика.

Значение М выражается в тех же единицах, что и Г и физически представляет собой продолжительность расчетного режима, в течение которой потери мощности DРр приведут к тем же потерям энергии, что и при ее потреблении по реальному графику. Очевидно, что если DРр рассчитано для режима малой нагрузки, то М будет больше Т. Для удобства дальнейших выводов будем использовать значения интегрирующих множителей в относительных единицах:

                                                                        (3.3)

В практике в качестве расчетных режимов используют либо режим максимальной нагрузки сети, либо средней (определяемой на основе показаний счетчиков). В первом случае интегрирующий множитель 1 получил название числа часов наибольших потерь:

                                                                        (3.4)

где Рmах - максимальная нагрузка, а метод. - метода наибольших потерь.

Во втором случае интегрирующий множитель является произведением Т на коэффициент формы графика в квадрате, определяемый по формуле:

                                                                        (3.5)

где Рср - средняя нагрузка.

Этот метод получил название метода средних нагрузок. Величины (3.4) и (3.5) связаны между собой соотношением

                                                                                    (3.6)

где kз - коэффициент заполнения графика, представляющий собой относительное число часов максимальной нагрузки: t = Тmах/Т.

Значение т всегда меньше единицы, - больше единицы, для графика с постоянной нагрузкой t =  =1 . В расчетах потерь электроэнергии всегда используется значение квадрата коэффициента формы графика. Сам коэффициент формы графика путем извлечения корня обычно не определяют. В связи с этим в дальнейших разделах книги для краткости используется термин «коэффициент формы графика», под которым понимается его квадрат.

Расчетные формулы для нагрузочных потерь электроэнергии двумя описанными методами имеют вид:

                                                                              (3.7)

                                                                            (3.8)

Оба метода технологически мало отличаются друг от друга. Оба исходят из расчета потерь мощности только в одном режиме - в первом случае это режим максимальных, а во втором средних нагрузок. В дальнейшем, для краткости, они называются, соответственно, метод 1 и метод 2.

При расчетах потерь за месяц и за год следует задавать коэффициенты заполнения графика нагрузки kз = W/(Pmax Т) = Тmax /Т, соответствующие этим периодам. Для каждого периода значение k определяется своими значениями энергии W и максимальной нагрузки Рmax. В летние месяцы график может быть достаточно плотным и иметь значение kз выше, чем к зимние. Однако его значение для годового периода kзг будет даже меньше, чем для зимнего месяца kзз, так как потребление в летние месяцы будет соотноситься с зимним максимумом нагрузки. Соотношение годового и месячного (зимнего месяца) значений kзг отражается формулой kзг = kззWср/Wз, где Wср - среднее потребление энергии за месяц, a Wз потребление за зимний месяц. Потребление за зимний месяц, как правило, больше средне - месячного, поэтому для годового периода kз и t меньше, а больше для месяца.

При выборе способа определения t и  следует иметь в виду, что при использовании эмпирических формул применяют значение kз, соответствующее расчетному интервалу в целом (месяц, год), а когда хотят уточнить расчет, используя реальный график нагрузки, обычно имеется в виду известный суточный график рабочего дня. При сопоставлении характеристик суточного и месячного графиков действуют те же соотношения, что и при сопоставлении месячного и годового. Поэтому если говорить о сопоставлении точности расчета описанных характеристик по эмпирическим формулам и непосредственно по графику, то это должен быть график всех значений n на периоде Т. В противном случае к точному значению t или  определенному по суточному графику, должен применяться коэффициент (понижающий для t и повышающий для ), значение которого определяют из сопоставления среднесуточного потребления энергии ее потребления в рабочие сутки.

Для расчета t и  по формулам (2.4) и (2.5) необходим график нагрузки. При расчете потерь в основной сети энергосистемы такая информация имеется - ее суммарная нагрузка постоянно регистрируется на диспетчерском пункте. Для радиальных сетей 35-110 кВ, а тем более 6-20 кВ, такие данные обычно отсутствуют. В этих случаях значения t и  определяют по эмпирическим формулам в зависимости от коэффициента заполнения графика. Иногда в таких формулах дополнительно используется значение kmin = Рmin / Pmax.

Авторами [2] исследованы погрешности всех найденных ими в литературе эмпирических формул (см. приложение 1). Там же приведены полученные авторами новые, наиболее приемлемые для практических расчетов формулы, связывающие величины t и  с коэффициентом заполнения графика (относительным числом использования максимальной нагрузки):

                                                                               (3.9)

                                                                               (3.10)

 

Из формул (2.9) и (2.10) вытекает непосредственная связь t и :

                                                                       (3.11)

Для линий с реверсивными перетоками энергии и неизвестном графике перетока приходится принимать предположение о равномерном законе распределения нагрузки на интервале от максимального значения потока в одну сторону до максимального значения потока в другую сторону. В этом случае график потока в каждую сторону имеет треугольный вид, для которого kз = 0,5. Для такого графика t = 1/3, а  = 4/3.

Погрешности определения значений t и  по эмпирическим формулам одинаковы, так как эти величины функционально связаны формулой (3.6). Тем не менее, метод расчета потерь электроэнергии по средним нагрузкам дает гораздо более точные результаты, чем метод т. Это объясняется тем, что средние нагрузки определяют по показаниям счетчиков, т.е. практически точно, а максимальные нагрузки - по контрольным замерам, выполняемым эпизодически и не всегда попадающим в действительный максимум.

Оба описанных метода, как следует из изложенного, используют одну и ту же величину - коэффициент заполнения графика. Очевидно, что при расчете суммарных потерь мощности в сети их умножение может быть произведено на интегрирующий множитель, определенный по какому-то одному графику - обычно графику суммарной нагрузки. Вместе с тем все элементы сети имеют свои собственные графики, учесть индивидуальные характеристики которых данными методами невозможно.

Дальнейшее уточнение расчетов возможно при использовании информации о графиках узловых нагрузок, получаемых в дни контрольных замеров, обычно проводимых в энергосистемах в один из рабочих дней июня и декабря. В этом случае расчет потерь электроэнергии проводят за средние сутки месяца, рассчитывая потери мощности на каждой ступени графика (в пределе за каждый час суток). График нагрузки каждого узла получают на основе известного значения энергии, потребленной в узле за месяц, и конфигурации, соответствующей графику контрольного замера. В этом случае объединяются преимущества метода средних нагрузок (точное значение средней нагрузки, полученное на основе показания счетчика) с учетом индивидуальных конфигураций графиков нагрузки ветвей. Этот метод получил название метода расчетных суток (метод 3). При его использовании проводится расчет уже не одного, а 24 режимов, а интегрирующий множитель имеет размерность не часов, а суток.

Конфигурация графиков нагрузки узлов изменяется от сезона к сезону, поэтому учет конфигурации только в дни контрольных замеров не снимает проблему полностью. Например, при расчете потерь электроэнергии за январь или февраль логично пользоваться конфигурацией графиков контрольных замеров за декабрь прошлого года. При расчете потерь за март или апрель уже встает вопрос о том, конфигурация графика какого замера (прошлого декабря или прошлого июня) ближе? Тем не менее, учет межузловой (внутрисуточной) неодинаковости графиков существенно уточняет расчет, так как неодинаковость графиков нагрузки различных узлов, обусловленная различием в технологических процессах потребителей, имеет гораздо более сильный характер, чем изменение конфигурации графика нагрузки конкретного потребителя по сезонам.

Представляется, что использовать преимущества этого метода целесообразно, применяя типовые графики, построенные на основе анализа графиков контрольных замеров, не вводя в расчет каждый раз конкретные графики.

 

3.2 Методы расчета потерь в электрических сетях 10-35 кВ

Наименьшей погрешностью расчета потерь обладают схемотехнические методы. Расчет потерь электроэнергии в разомкнутых распределительных сетях 35/6-10 кВ в основном определяется формулой [3,4]:

                   (3.12)

где  Wpг , Wqr – активная и реактивная энергия, пропущенная через головной участок (ГУ) сети за  расчетный период Т;

        Кфг – коэффициент формы графика нагрузки ГУ;

        Uэк – взвешенное по нагрузке напряжение ГУ;

        Rэк – эквивалентное сопротивление линий и трансформаторов распределительной сети.

         Погрешность расчета потерь по формуле (3.12) зависит от погрешностей входящих в нее величин. Для  распределительной сети 0,4-10-35 кВ обычно известна пропущенная через головной участок сети активная энергия за расчетный период; остальные величины определяются расчетом. Погрешность расчета эквивалентных режимных характеристик распределительной сети, входящих в формулу (1), в первую очередь зависит от объема эквивалентируемой сети, а также от продолжительности принимаемого к расчетам периода времени и качества проведения замеров и их одновременности. В тех работах, где выполняется оценка погрешности расчета потерь при эквивалентировании распределительной сети большого объема. При этом приходится учитывать неоднородность множества различных по характеру  нагрузок сети. Расчет эквивалентных характеристик сети должен выполняться для каждого фидера распределительной сети и учитывать все его характеристики (протяженность, сечение провода, количество различных соединений и т.д.). Фидером (распределительной линией) является фрагмент распределительной сети одной ступени напряжения, получающий электроэнергию от центра питания (ЦП) через отдельную линию (головной участок). При таком эквивалентировании расчет потерь выполняется по каждому фидеру отдельно с использованием пропусков электроэнергии по ГУ фидеров. Результатом расчета потерь служит развернутая картина распределения потерь электроэнергии по всем фидерам распределительной сети 6-10 кВ и выше. Так как отчетность по балансам  энергии ведется ежемесячно, то и расчет потерь следует выполнять за каждый месяц. При этом сезонная составляющая нагрузок учитывается непосредственно путем использования помесячных пропусков энергии в формуле (1). В этом случае коэффициент формы может быть рассчитан по суточному графику нагрузки.

Эквивалентное сопротивление линий 0,4-10-35 кВ при неизвестных нагрузках элементов определяют исходя из допущения одинаковой относительной загрузки трансформаторов. В этом случае расчетная формула имеет вид:

              (3.13)

где  STi – суммарная номинальная мощность распределительных трансформаторов (РТ), получающих питание по i-му участку линий сопротивлением RЛi;

        m – число РТ;

        SТ.Г. – суммарная мощность РТ, присоединенных к рассматриваемой линий.

Погрешность расчета эквивалентных сопротивлений линий и трансформаторов зависит от полноты учета основных параметров режима работы распределительной сети. Определение эквивалентных сопротивлений следует выполнять по результатам расчета одного или нескольких установившихся режимов сети в зависимости от имеющейся информации по нагрузкам в узлах сети, а, следовательно, и на потери. В частности, для слабо загруженных протяженных воздушных линий 35-110 кВ характерна ситуация, когда поток реактивной мощности на ГУ направлен к ЦП сети и по величине сопоставим с потоком активной мощности на участке. В этом случае потери мощности и энергии в линиях существенно занижаются, если зарядная мощность линий не учитывается.

Взвешенное по нагрузке эквивалентное напряжение на ГУ может быть как больше, так и меньше среднего уровня напряжения за расчетный период. При наличии в ЦП средств автоматического регулирования напряжения, осуществляющих встречное регулирование напряжения, эквивалентное напряжение в ЦП будет выше среднего напряжения, при отсутствии средств регулирования – как правило, ниже среднего напряжения.

По результатам расчета потерь энергии в распределительной сети 6-10 кВ определяется отпуск энергии в низковольтную сеть 0,38 кВ. При большом количестве низковольтных линий 0,38 кВ следует выполнять выборочный расчет потерь. Потери электроэнергии рассчитываются в выборке отобранных низковольтных линий. Расчетная выборка линий формируется из различных по конфигурации, протяженности и плотности нагрузки линий. Количество линий в выборке должно составлять не менее 20 % от общего количества низковольтных линий.

3.3 Методы расчета потерь в распределительных сетях 0,38 кВ.

 

Применение схемно-технических методов расчетов потерь в сети 0,38 кВ невозможно в виду отсутствия необходимой информации о схеме и режимах сети 0,38 кВ.

В сетях 0,38 кВ в лучшем случае известны лишь напряжения и токовые нагрузки на головных участках.

В связи с этим, для расчета потерь электроэнергии используется косвенный метод определения относительных потерь, основанный на измерениях фазных токов и напряжений на головном концевых точках сети [2,3].

Суть метода расчета потерь электроэнергии по наибольшим относительным напряжениям заключается в имеющейся связи между потерями мощности и потерями напряжения в распределительных сетях.

Если пренебречь расхождениями между эквивалентным напряжением сети Uэкв и номинальным напряжением Uном, то в первом приближении для определения величины потерь мощности можно получить следующую формулу:

DРå = DUå = DUå,  Кн/м                              (3.13)                                                    

где tg j = Qн / Рн – соотношение между реактивной и активной мощностью потребления в узлах нагрузки;

Кн/м – коэффициент связи между DU % и  DР %;

x = Х/R  – отношение индуктивного и активного сопротивлений линий;

DUå - наибольшая потеря напряжения между головным и наиболее удаленным участком сети.

Выражение (3) позволяет оценивать потери мощности по результату измерения потерь напряжения.

Погрешность вычислений потерь мощности обусловлена пренебрежением разности в значениях Uэкв и Uном, а также не одновременностью замеров на шинах ТП и в точке подключения самого удаленного потребителя.

Значение коэффициента Кн/м зависит от множества факторов, основным из которых является соотношение между X/R, для кабельных линий X/R = 0, для воздушных линий X/R = 1,25(F/100), при Xо = 0.4  Ом/км.

Для сетей 0.38 кВ, при наличии кабельных и воздушных линий Кн/м находится в пределах 0.6 - 0.9. Для сетей с преобладанием ВЛ Кн/м принимается равным 0.7.

В сетях 0,38 кВ несимметрия нагрузки по фазам может быть учтена и определена по формуле:

 

             Кнер. =                                                      (3.14)

  где IА, I В, IС  - соответственно токи в фазах А, В, С.

         Среднее значение тока определится как:

Iср = - их среднее значение                (3.15)

         Величина тока в нейтрали в сетях с глухозаземленной нейтралью определяется через значение тока нулевой последовательности Io по формуле:

IN= 3*I0                                                                                     (3.16)

         При соответствующих преобразованиях выражение квадрата тока в нейтрале определяется по формуле:

I2N = 1.5(I2A+ I2B+ I2C) – 4.5 I2ср                    (3.17)     

В результате суммарные потери мощности в сети с заземленной нейтралью при несимметрии фазных токов определяются по формуле:

∆Рнс=              (3.18)

где    RN, RФ – сопротивление нулевого и фазного проводов.

         При равенстве фазных токов IА= IВ=IС= Iср, суммарные потери мощности определятся как:

∆Рс=                                                    (3.19)

В результате выполненных преобразований получим для коэффициента неравномерности КН получим следующее выражение:

Кнер = ∆Рнсс=         (3.20)

         Для перехода от потерь мощности к потерям электроэнергии используется коэффициент Кτ= τ / Тм.

Кτ= τ / Тм                                                                                                                                   (3.21)

где    τ – время наибольших потерь электроэнергии;

         Тм – число часов использования максимума нагрузки.

Потери электроэнергии в линии напряжением 0,38 кВ определяют по формуле:

                              W0.38= Км/н * Кнер*∆Uτ                                      (3.22)

 При отсутствии графиков нагрузки головных участков Тм определяется по выражению:

Тм= W/Pм                                                                            (3.23)

где    W – годовое количество электроэнергии, отпущенное по фидерам 6-10 кВ.

Pм = 1,73 UмIм * сosφ                                                   (3.24)

где    Iм ,Uм – максимальный ток и напряжение по суточным замерам

         сosφ – коэффициент мощности.

Относительные потери  электроэнергии в «k» линии определяется по формуле:

                                                                    (3.25)

где    Wi0,38 – относительные потери электроэнергии в i-й линии.

         Ii – среднее значение нагрузки трех фаз линий 0,38 кВ, замеренное одновременно с уровнем напряжения на шинах 0,38 кВ.


4. Методика расчета допустимого небаланса электроэнергии в
электрических сетях

 

4.1 Оценка нормируемой погрешности измерительных комплексов.

 Предел допустимого значения относительной погрешности измерительного комплекса должен соответствовать значению, определяемому по формуле[3]

 

(4.1)

 

 

где dI,  dU — определения — см. формулу (3.4), значения величин по паспортам на ТТ и ТН;

       dQ — предел допустимого значения составляющей суммарной погрешности изме­рения электроэнергии, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН, %;

       dд.с.j — предел допустимой дополнительной погрешности счетчика от ј-го влия­ющего фактора, %;

       Ј— число влияющих факторов.

Каждый элемент системы учета должен быть аттестован, а система в целом должна быть принята в эксплуатацию в установленном порядке.

Система учета электроэнергии должна иметь выходы на общий для элек­троустановки или индивидуальный независимый регистратор событий, фиксирующий все отклонения от нормального режима работы, возникающие в ее первич­ной цепи, во вторичных цепях тока и напряжения и каналах связи.

Система учета электроэнергии должна выполнять заданные функции при нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы электрической сети. При этом должна обеспечиваться работа входящих в нее элементов с погрешностями, не превышающими предельные, установленные заводскими техническими условиями (ТУ) на указанные элементы.

Система учета электроэнергии должна быть защищена от воздействия (сверх установленных ТУ на элементы) электромагнитных полей, механических повреж­дений и от несанкционированного доступа.

Цепи напряжения приборов учета электроэнергии должны подключаться, как правило, к измерительным трансформаторам напряжения электромагнитного типа. Допускается использование для этих целей емкостных ТН (типа НДЕ) в электрических сетях 500 кВ, а также в послеаварийных режимах в электрических сетях 110 кВ и выше, до восстановления питания цепей напряжения от электромагнитного трансформатора напряжения.

При присоединении линии через два или более выключателей и наличии трансформатора тока в линии токовые цепи приборов учета должны присоединяться к этому трансформатору тока. При отсутствии трансформатора тока в линии допус­кается включение приборов учета электроэнергии на сумму токов присоединения.

Подключение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам транс­форматоров тока следует выполнять, как правило, отдельно от цепей релейной защиты с электроизмерительными приборами. Если раздельное их присоединение требует установки дополнительных трансформаторов тока, допус­кается совместное присоединение токовых цепей, если это не приведет к снижению класса точности учета электрической энергии.

Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов напряжения, на которые включаются счетчики, и ее соѕ φ не должны превышать номинальных значений. Они должны соответствовать указанным в технических условиях на трансформаторы напряжения.

Подключение приборов учета к трансформаторам напряжения следует осуществлять отдельными кабелями.

Схемы коммутации элементов измерительного комплекса и устройство учета электроэнергии, передаваемой через обходные и шиносоединительные выключатели распределительных устройств 35-110-220 кВ, должны соответствовать требованиям ПУЭ.

Для передачи информации должны использоваться коммутируемые или выделенные каналы связи:

·        кабельные  и проводные телефонные каналы;

·        каналы высокочастотной связи по высоковольтным линиям;

·        выделенные узкополосные (телемеханические каналы);

·        радиоканалы на базе УКВ радиостанций.

Требования к каналам передачи информации различны на разных уровнях управления и в основном определяются объемами и периодичностью передаваемой информации.

 

4.2 Оценка систематической погрешности.

 

Расчет технически объяснимого небаланса электроэнергии.

1.     Точки учета, фиксирующие поступление электроэнергии на объект.

1.1 По формулам таблицы [6 ]определяем для ТТ, %:

Dтт=(-1,06+1,56*0,51)0,5=-0,133

dтт=±(0,81-0,31*1,51)0,5=±0,326

1.2   По формулам определяем для ТН, %:

Dтн= (0,5-1,0)0,5= -0,25

dтн=±0,5*0,5=±0,25

1.3   Данные о потере напряжения во вторичной цепи ТН отсутствуют, поэтому принимаем их в соответствии с требованиями ПУЭ к расчетному учету DUтн= 0,5 Ктн=0,25 %.

1.4   Для электронных счетчиков Dсч=0 и dсч =0,5%.

1.5   Суммарные погрешности по каждой точке учета поступления электроэнергии в соответствии с формулами составляют, %:

Dj= -2.09*0.133-1.72*0.25+0-0.25=-0,96

Точки учета, фиксирующие отпуск электроэнергии с объекта.

2.1 и 2.2 Аналогично п.1.1 и 1.2 определяем, %:

Dтт=(-1,06+1,56*0,35)1,0=-0,52

dтт=±(0,84-0,31*1,35)1,0=±0,70

Dтн= (0,5-1,0)1,0= -0, 5

dтн=±0,5*1,0=±0,5

2.3 Допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН составляет DUтн= 0,5 %.

2.4 Для индукционных счетчиков по формуле:

Dсч=-0,2*1,0=-0,8 %, dсч =1,0 %.

2.5 Суммарные погрешности по каждой точке учета отпуска электроэнергии в соответствии с формулами составляют, %:

Dj= -2.09*0,52-1.72*0,5+0,8-0,5=-3,25

3. Определяем систематическую и случайную составляющие технически объяснимого небаланса электроэнергии по объекту в целом.

3.1 По формулам (1.5) и (1.6):

Систематическая погрешность (Δтт Δu) трансформатора тока и  трансформатора напряжения, обусловлена характеристиками измерительных приборов в реальных условиях приводит к снижению измеряемой электроэнергии, т.о. к недоучету.

         Зависимость токовой  погрешности  ТТ от коэффициента токовой загрузки и класса точности, представленных в таблице 1.4.1.Формула для систематической погрешности  Δ тн  имеет вид:

                   Δ тн = (0,5 – В2 тj) Ктн.                                                (4.2)

         Расчетное выражение для систематической и случайной составляющих погрешность ИК имеют  вид:

                     (4.3)

где  Δтт – определяется по таблице

       Δтн – по формуле

       ΔUтн -  потери напряжения во вторичной цепи  ТН %

1.     Расчет систематической погрешности  для ИК по ПС -62

ИК на присоединении Л-131(Таблица 4.1)

а)                           

   

 

б) недоучет в мВт

2.     ИК на ПС 104

   

Недоучет

           


Таблица 4.1 -Расчет систематической погрешности ИК, установленных на ПС- 110 кВ

 

ПС

 

Приложение

 

Ктт

 

Ктн

 

Р

 

Q

 

S

 

Втт

 

tqj

 

Dтт

 

Dтн

 

DU

 

D

 

DWнб

Прием (+)

отпуск (-)

 

DW  åнб

62

Л-213

200

2200

11.6

 

14.01

3%

0.52

- 0.9

- 0.25

- 0.25

- 2.35

-0.327

+

 

62

Л-62

200

2200

11.3

 

13.96

3%

0.52

- 0.9

- 0.25

- 0.25

- 2.35

-0.327

+

 

62

Л-128

60

1100

-11.3

 

13.3

30%

0.52

- 0.3

- 0.25

- 0.25

- 1.25

-0.131

-

 

62

Л-131

40

1100

-1.53

10,6

10.7

29%

5.6

- 0.3

- 0.25

- 0.25

-5.36

-0.082

-

- 0.42

62

Л-125

40

1100

-2.37

 

2.7

30%

0.52

- 0.3

- 0.25

- 0.25

- 1.22

-0.033

-

 

62

АТ-1 (10)

200

100

-2.7

 

3.17

36%

0.52

- 0.26

- 0.25

- 0.25

- 1.12

-0.03

-

 

62

АТ-2 (10)

200

100

-4.32

 

5.05

36%

0.52

- 0.26

- 0.25

- 0.25

- 1.12

-0.048

-

 

62

 

 

 

0.7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

- 0.42

 

 


4.3 Расчет допустимого небаланса электроэнергии в электрических сетях

При решении задач расчета, анализа, нормирования и снижения потерь электроэнергии в электрических сетях применяют следующие основные понятия:

1) отчетные абсолютные потери электроэнергии DWотч, определяемые как разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть Woc, и полезно отпущенной потребителям Wпo:

DWoтч = Woс - Wпo.                       (4.4)

Электроэнергия Woс определяется по разнице показаний счетчиков, учитывающих электроэнергию, поступившую в электрическую сеть энергосистемы от электростанций и смежных систем, и счетчиков, учитывающих электроэнергию, переданную в электрические сети смежных энергосистем.

Электроэнергия Wпo для промышленных, строительных и приравненных к ним потребителей, бюджетных и других организаций, кроме бытовых потребителей (население), также определяется по показаниям счетчиков. Для бытовых потребителей значение Wпo   определяется по платежам ПБ через сберкассы и средневзвешенному расчетному тарифу ТБ на электроэнергию:

Wпо = ПБ / ТБ ;                           (4.5)

2) отчетные относительные потери электроэнергии:

DW*ОТЧ = (DW*ОТЧ/ DWОС)*100%;                (4.6)

3) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии. определяются расчетным путем в соответствии с нормативными документами DWТ

4) коммерческие потери электроэнергии:

DWК = DWОТЧ - DWТ = WОС - WПО - DWТ;               (4.7)

5) фактический небаланс электроэнергии в электрической сети:

НБФ=                        (4.8)

Фактический небаланс электроэнергии по определению   равен коммерческим потерям, отнесенным к отпуску электроэнергии в сеть;

6) допустимый небаланс электроэнергии в электрической сети:

НБД                           (4.9)

где δоinj) — суммарная относительная погрешность io (j-го) измерительного комплекса, состоящего из трансформатора напряжения, трансформатора тока и счетчика, измеряющего отпущенную в сеть (потребленную) электроэнергию:

doi,(dnj) — доля электроэнергии, отпущенной (потребленной) через i-й (j-й) измерительный комплекс;

no — число измерительных комплексов, учитывающих электроэнергию, отпущенную в электрическую сеть;

np — число измерительных комплексов, учитывающих потребленную (полезный отпуск) электроэнергию.

Допустимый небаланс является технически обусловленной составляющей фактического небаланса.

Фактический небаланс электроэнергии в электрических сетях не должен превышать его допустимого значения, т.е. должно выполняться соотношение:

Ф < НБД;                                               (4.9)

7) нормативные абсолютные потери электроэнергии в электрической сети — это сумма расчетных технических потерь и допустимого небаланса, обусловленного нормированной погрешностью измерений электроэнергии:

DWНОРМ = DWТ + НБД*WОС;                     (4.10)

8) нормативные относительные потери электроэнергии:

DWНОРМ* = (DWТ / WОС + НБД) 100%.              (4.11)

Нормативные абсолютные и относительные потери электроэнергии в электрических сетях  определяются по нормативным характеристикам, представляющим  собой реальные паспортные   данные   оборудования электрических сетей, их схемы и режимы работы, фактические отпуски электроэнергии в сеть;

9) допустимые коммерческие потерн электроэнергии.

DWКДОП = НБД*WОС              (4.12)

Из приведенных выше понятий, определений и формул следует, что одним из основных направлений дальнейшего совершенствования работ по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях является переход от простого расчета и нормирования  технических потерь к расчетам фактических и допустимых небалансов электроэнергии с учетом технических потерь. Сравнение этих небалансов позволяет:

• выявить места их наибольшей величины;

• проанализировать причины наличия этих небалансов;

• наметить пути их уменьшения.

В наибольшей степени сказанное относится к локализации и снижению коммерческой составляющей потерь.

 

5 Учет потерь электроэнергии в условиях розничного рынка электроэнергии.

 

Методика учета потерь электроэнергии в электрически сетях РЭК и РЭС основана на балансовом методе. Точность учета потерь обуславливается точностью получения баланса электроэнергии. Для получения баланса электроэнергии используется автоматизированные системы по учету и контролю электроэнергии.

Использование технических средств при определении потерь на основе балансового метода или инструментальное измерение потерь существенно повышает оперативность и объективность в определении фактических потерь в электрических сетях региональных и распределительных компаний

5.1 Разделение нормативных потерь на транспортную и распределительную составляющие

 

В соответствии с концепцией РРЭЭУ Региональные энергокомпании (РЭК) осуществляют транспортировку электроэнергии, распределительные электросетевые предприятия (РЭС) осуществляют транспортировку ,покупку  и продажу электроэнергии, что  требуют адекватного изменения к подходам по учету и компенсации потерь в РЭК и РЭС.

По существующему подходу компенсация нормативных потерь в РЭК осуществляется покупкой электроэнергии и включением затрат на покупку в затратную часть при расчете средне отпускного тарифа  на потребленную электроэнергию.

Указанный подход компенсации потерь  предполагает отнесение потерь собственным потребителям по величине потребленной электроэнергии независимо от пути прохождения электроэнергии к  потребителю. Для прямых потребителей потери определяются по конкретному маршруту доставки электроэнергии. Однако в существующих правилах утверждения нормативных потерь отсутствуют методика определения нормативных уровней потерь для прямых или транзитных потребителей. Нормативный уровень потерь в электрических  сетях РЭК в большинстве случаев определяется по суммарному пропуску электроэнергии собственных и транзитных потребителей, что не всегда правильно отражает реальное разделение потерь между собственными и транзитными потребителями. Устранение данного недостатка методики расчета нормативных потерь достигается разделением его на транспортную и распределительную составляющие.

         Наиболее предпочтительным подходом компенсации потерь является, когда за потери электроэнергии отвечает транспортная компания при оказании услуг по передаче электроэнергии.

Затраты связанные с компенсацией потерь включаются в тарифную смету как нормативные расходы компании.

Таким образом,  в предлагаемой модели функционирования розничного рынка электроэнергии необходимо устанавливать транспортную и распределительную составляющие норм потерь. Разделение на указанные составляющие проводится по классам напряжения сети и по функциональному назначению электросетевой компании.

Транспортная составляющая нормативных потерь определяется величиной технологических потерь и допустимым небалансом электроэнергии, обусловленного инструментальными погрешностями измерительных комплексов в транспортной или питающей сети  220-110-35-10-6 кВ.

Распределительная составляющая нормативных потерь определяется величиной технологических потерь, метрологических потерь, которые обусловлены недоучетом электроэнергии приборами учета в бытовом секторе, в сети 10-0,4кВ., временно допустимыми коммерческими потерями, обусловленные несвоевременностью оплаты за потребленную электроэнергию.

 

5.3 Принципы организации инструментального определения потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях.

 

Инструментальное измерение и учет потерь на любом участке (элементе) сети или в целом в сети структурного подразделения энергокомпании заключается в формировании баланса мощности и энергии по показаниям приборов учета фиксируемых одновременно в точках приема и отпуска рассматриваемой сети.

Баланс мощности и электроэнергии определяется выражением.

WпрWотпDWтWНБд = 0

PпрPотпDPтPНБд = 0

где    Wпр-объем электроэнергии, принятый в сеть,

          Wотп-объем электроэнергии отпущенный из сети,

          DWт-технические потери электроэнергии в сети,

            WНБд-допустимый небаланс электроэнергии, обусловленный нормативными погрешностями измерительных комплексов.

          Pпр- мощность, принятая в сеть,

          Pотп- мощность отпущенная из сети,

          DPт- технические потери мощности в сети,

            PНБд - допустимый небаланс мощности электроэнергии, обусловленный нормативными погрешностями измерительных комплексов.

 

Величины DWт , DPт определяются расчетным путем по методике (приложение 1) и инструкции И-34.09.101-94 для электрических сетей 10-220 кВ и распределительных сетей 10-6/0,4 кВ.

Величины DWнб, DPнб определяется по методике (приложение 2)

В распределительных электрических сетях в структуре общих потерь имеется величина коммерческих и сверхнормативных потерь.

Баланс мощности и электроэнергии в распределительных электрических сетях определяется следующим выражением;

WпрWотпDWтDWк –НБд = 0

где DWк- коммерческие потери в сети.

 

5.4 Обоснование границы участка сети (контура) при инструментальном определении потерь в сети.

 

Измерение потерь мощности и энергии на любом участке сети как указано выше  определяется разницей принятой и отпущенной из сети объемов мощности или электроэнергии. При определении суммарных потерь электроэнергии в сети используется метод поэлементных расчетов потерь, а суммарные потери определяются расчетом потерь в каждом элементе сети и последующем определении их сумм.

При инструментальном учете потерь на участке сети метод поэлементного учета в принципе не может быть использован, т.к.  в данном случае метрологические потери или потери при измерении на отдельном элементе внесут в суммарные потери  дополнительные или несуществующие потери. Эти потери должны быть учтены только в точках приема и отпуска электроэнергии. При инструментальном учете потерь в питающих или транспортных сетях, необходимо выделить границы транспортной сети или “контур” участка.

ПС 131

 
“Контур” участка определяется коммерческими точками учета на приеме в сеть и отпуска из сети. На рисунке 1 определен один из участков ВЛ-110 кВ  РЭК от ТЭЦ до ПС 131.

Рисунок 5.1. Участок ВЛ-110 кВ ТЭЦ – ПС 131


 


Внешний “контур” определяется точками коммерческого учета на приеме электроэнергии в сеть.

Внутренний контур  определяется точками коммерческого учета при отпуске электроэнергии из сети собственным и транзитным потребителям.

На примере рисунка 5.1, инструментальный учет потерь в транспортной сети может быть осуществлен при установке приборов учета на всех присоединениях от ТЭЦ до ПС 131 и одновременном снятии показании приборов учета с помощью устройств сбора и передачи данных (УСПД), с последующей обработкой данных в центре сбора информации (ЦС).

Для распределительной сети 6-10 кВ инструментальный учет по «контуру» сети может быть выполнен 2-мя путями:

a)     аналогично как в транспортной сети контур фидера определяется между головным учетом в начале фидера  и конечных точках коммерческого учета, где установлены приборы учета потребителей.

b)    Использование метода расчета по «головному» учету, когда отсутствует коммерческий учет у потребителей или же невозможность одновременного снятия показаний приборов учета установленных у потребителей. В данном случае технические потери определяются расчетным путем, по формуле 1 (приложение1). Пропуск электроэнергии «головного учета» определяется по показаниям прибора учета установленного на «голове» фидера.

 

Для распределительной сети инструментальный учет по «контуру» фидера 0,38 кВ. также может быть определен двумя путями.

a)     Контур фидера определяется между точкой на «голове» фидера и всеми точками, где установлены приборы учета потребителей (рисунок 5.2).

b)    Косвенным методом по замерам фазных значений токов и напряжений на «голове» и наиболее удаленной точкой коммерческого учета (Рисунок 5.3).


 


Рисунок 5.2        Схема сбора и передачи данных с использованием КТС "АИЭС – Энергия +”



Рисунок 5.3        Структурная схема метода расчета потерь электроэнергии в линии 0,380 кВ по фазным значениям тока и напряжения
 на базе КТС «АИЭС-ЭНЕРГИЯ+»

 



5.5 Технические средства измерения и учета потерь электроэнергии

 

Для реализации инструментального учета потерь электроэнергии необходимо использование комплекса технических средств имеющих сертификат Госстандарта РК.

В состав технических средств измерения и учета электроэнергии входят:

­       Приборы и измерительные преобразователи (датчики) учета электроэнергии, обеспечивающие измерение с необходимой точностью, отображение и преобразование измеренных параметров в электроэнергии  импульсы или цифровые сигналы.

­       устройства сбора  передачи данных, обеспечивающих сбор данных от приборов учета, первичную отработку и передачу информации в специализированный вычислительный комплекс (центр обработки данных).

­       каналы (средства) передачи информации от УСПД в центры обработки данных.

­       специализированный вычислительный комплекс для центра обработки информации на базе IBM, совместимого компьютера с платой ввода (адаптер).

Программное обеспечение (ПО) - состоит из системных, функционального и технологического. 

В качестве системного программного обеспечения приняты операционная система Microsoft Windows 2000 Server и система управления базой данных  Microsoft SQL Server.

В качестве специализированного программного обеспечения применяется лицензированное базовое программное обеспечение, позволяющее отображать, обрабатывать и хранить и прообразовывать информацию для протокольной передачи данных на соответствующий уровень.

 

 Требования к системе учета электроэнергии

Учет электроэнергии должен обеспечить:

·        требуемую точность измерения электрических параметров;

·        отображение информации;

·        защиту информации от несанкционированного доступа;

·        расчет потерь в электрооборудовании.

Система учета должна с учетом требований, предъявлением к участникам конкурентного розничного рынка, уметь определять объем электроэнергии:

·        выработанной генерирующими установками;

·        потребленной на собственные и хозяйственные нужды (раздельно) генерирующих станций и трансформаторных подстанций;

·        потребленной на собственные и хозяйственные нужды (раздельно) генерирующих станций и трансформаторных подстанций;

·        потребленной на производственные нужды энергосистемы;

·        отпущенной потребителями по линиям, отходящим от шин генерирующих станции непосредственно потребителю;

·        переданной в другие энергосистемы или полученной от них;

·        отпущенной потребителю из электрической сети;

·        поступившей в электрические сети различных классов напряжения;

·        переданной по транзитным линиям (отдельно в каждом направлении);

·        переданной на экспорт или на импорт.

При снятии показаний со средств коммерческого учета электроэнергии, если не применяются прибору учета СКП, то учитываются только коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов. Введение других поправочных коэффициентов не допускается.

Метрологическое обеспечение средств учета электроэнергии должно осуществляться органами Госстандарта и метрологическим службами энергосистем на основе действующей нормативно-технической документации.

Установка приборов коммерческого учета силами специализированных организаций, имеющих лицензию на этот вид деятельности;

Эксплуатация и техническое обслуживание систем коммерческого учета должны осуществляться   персоналом энергоснабжающих и/или энергорапределительных организаций.

Подключение приборов учета к трансформаторам напряжения следует выполнять отдельными кабелями.

Объем и периодичность проверки учета счетчиков электроэнергии должны соответствовать нормативно-технической документации.

При обследовании средств учета электроэнергии должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с действующими Правилами техники безопасности (ПТБ) и эксплуатации электроустановок.

Число расчетных систем (счетчиков) коммерческого учета в электроустановке потребителя должно быть минимальным.

Место установки (расчетного) коммерческого учета определяется границей балансовой принадлежности между всеми участниками конкурентного розничного рынка.

5.6 Достоверизация учета потерь и локализация очагов коммерческих потерь

 

Выявление и локализация коммерческих потерь электроэнергии  становится одной из актуальных задач в условиях рынка электроэнергии. Данная проблема тесно связана с проблемой достоверизации показаний измерительных комплексов (ИК) учета электроэнергии. Для выявления коммерческих потерь электроэнергии необходимо разделить суммарные отчетные потери электроэнергии на техническую и коммерческую составляющие, а затем разнести суммарные коммерческие потери по отдельным участкам электрической сети и соответствующим ИК. На основании таких расчетов можно организовать метрологическую проверку ИК, которые вызывают подозрение.

Математическая постановка задачи таких расчетов может базироваться на хорошо проработанной для электроэнергетических расчетов теории оценивания состояния. Оценивание состояния электроэнергетической системы сводится к расчету ее установившегося режима на основе измерений мгновенных значений токов, напряжений и мощностей. При достоверизации энергораспределения в качестве исходных данных используются измерения энергии, полученные с измерительного комплекса учета электроэнергии. Задача расчетов заключается в определении расчетных потоков энергии Wiрас. на основании измеренных Wiизм. В условиях, когда измерения энергии имеют большие погрешности либо подвержены искажению, достоверность расчетной модели базируется на минимизации взвешенной суммы квадратов ошибок измерений

(5.1)

где    N — общее число рассматриваемых ИК учета ЭЭ,

          аi — весовой коэффициент, определяющий степень доверия к i-му измерению.

Математическая модель распределения потоков энергии в электрической сети обеспечивает соблюдение балансовых соотношений во всех узлах, а учет потерь электроэнергии осуществляется путем расчета продольной и поперечной составляющей потерь на каждом участке электрической сети.

Чем выше точность средств учета электроэнергии, тем меньше будет разность между расчетным Wiрас измеренным Wiизм количеством учтенной электроэнергии. Относительное значение расчетной погрешности характеризует фактическую погрешность i-го измерительного комплекса.

 

dW = ( Wi / Wiизм)100%                                     (5.2)

 

Предлагаемый метод достоверизации учитываемых потоков ЭЭ позволяет производить оценочную метрологическую диагностику ИК.

Из теории оценивания известно, что чем большее число измерений (точек учета электроэнергии) имеется в схеме сети, тем выше избыточность системы наблюдения и тем с большей степенью достоверности можно определить погрешности конкретных измерительных комплексов. ИК в точках коммерческого учета представляют собой минимальный состав ИК, обеспечивающий наблюдаемость (возможность расчета) энергораспределения в сети.

ИК технического учета создают избыточность системы измерения и благодаря им возможна достоверизация показаний для коммерческих измерений. При проведении подобных расчетов важна целостность энергетического баланса рассматриваемой энергосистемы или ее фрагмента.

Повышение точности расчетных значений энергии Wiизм по сравнению с измеренными Wiрас возможно благодаря тому, что в расчетах несколько раз фигурируют измерения одного и того же объема электроэнергии, сначала поступающего в сеть, затем распределяемого в сети и, наконец, отпускаемого потребителям.

Накопление статистики по расчетным погрешностям ИК dW на основании обработки нескольких временных срезов дает возможность получения данных по систематическим (устойчивым во времени) погрешностям учета. Особый интерес представляет выявление систематических погрешностей измерительных комплексов коммерческого учета у потребителей электроэнергии. В ситуации, когда расчетное значение энергии превышает измеренное, в данной точке сети существует вероятность занижения показания отпускаемого объема электроэнергии. Причиной этого может служить либо обычная погрешность учета электроэнергии, либо занижение показаний приборов учета происходит из-за возможных хищений электроэнергии.

Методика позволяет производить расчет энергетических балансов в привязке к схеме электрической сети и параметрам режима контрольного замера, что существенно повышает точность расчета технических потерь.

На основе методики достоверизации энергораспределения в сложной электрической сети разработан программный комплекс «Баланс», позволяющий производить расчеты в схемах размерностью до 600 узлов и 2500 точек учета электроэнергии (Уральский государственный технический университет). Программа «Баланс» позволяет производить расчет фактических и допустимых небалансов электроэнергии, как для отдельных узлов, так и для подрайонов расчетной схемы замещения электрической сети. При проведении серии "расчетов для одной сети с использованием данных учета ЭЭ, относящихся к различным временным периодам, производится накопление статистических данных по расчетным относительным погрешностям dW для всех ИК.

Последующая статистическая обработка этих временных рядов позволяет выявить ИК, у которых погрешность учета ЭЭ носит систематический (устойчивый во времени) характер. С помощью программы «Баланс» удается получить оценки коммерческих потерь ЭЭ для различных потребителей.

На рисунке 5 представлена схема простейшей тестовой электрической сети и результаты расчетов с использованием программы «Баланс». Рядом с условными изображениями трансформаторов тока приведены показания счетчиков электроэнергии и их расчетные аналоги. В числителе представлены показания счетчиков электроэнергии (измерения) Wiизм, а в знаменателе — расчетные потоки.

 

Рисунок 5

 

Расчеты с помощью программы «Баланс» проводились на основе месячных показаний счетчиков электроэнергии. Проведенные расчеты в большинстве случаев показали наличие больших коммерческих потерь электроэнергии для энергоснабжающих организаций.

 

6.Нормативные характеристики электрических сетей по потерям электроэнергии (НХПЭ)

6.1 Методика нормирования потерь электроэнергии.

Нормативной характеристикой электрической сети по потерям электроэнергии  называется зависимость потерь электроэнергии от обобщенных параметров сети и режимов работы. Нормативом потерь электроэнергии называется значение потерь, определенное по НХПЭ при планируемых или фактических значениях ее параметров. В первом случае получаем ожидаемый норматив потерь, во втором- фактический. 

    Зависимость потерь от любого параметра Х  как в перспективной, так и в текущей НХПЭ (в ожидаемом и фактическом виде каждой из них ) может быть выражена квадратичным полиномом [2]:

j (Х)=b0+b1X+b2X2,                     (6.1)

который  содержит как линейный , так и квадратичный члены, что позволяет резко снизить погрешности чисто  квадратичной зависимости Например, зависимость потерь от отпуска электроэнергии в сеть для собственного потребления Wосп  может иметь вид

1Wосп=15,6+0,41 Wосп+0,03W2осп.            (6.2)

       Целью процедуры расчета НХПЭ является получение численных значений коэффициентов, приведенных в этом выражении в качестве примера.

В текущей НХПЭ любой параметр Х представляет собой электроэнергию- либо потребляемую собственными потребителями, либо передаваемую по межсистемным связям.

При учете несколько параметров НХПЭ будет состоят из суммы полиномов типа (2),в которых постоянные члены сложатся в один. Например, при трех параметрах (W1 ,W2 , W3) НХПЭ может иметь вид

1W=112,4+0,41 W1+0,03 W21-0,56 W2+0,07W22+ 2.4W3-0.76W23.    (6.3)

Ввиду того что для периодов времени месяц, квартал и год  используют одну ту же НХПЭ, параметр «время» должен фигурировать в ней непосредственно. Поэтому каждая функция  j (Х) в текущей НХПЭ имеет вид

j (Х)=а0Т+а1W2 /T*W2.                              (6.4)

Все вышеизложенные относится к нагрузочной составляющей НХПЭ, постоянный коэффициент а0  в которой появился в результате аппроксимации реальных данных квадратичным полиномом.  Полная НХПЭ представляет собой сумму функций (4), полученных по каждому параметру, влияющему на нагрузочные потери, сложенную с постоянными потерями за вычетом эффекта от МСП:

1W=Sji )+   1PпостТ-d WМСП.                       ( 6.5)

При подстановке в (6.5) развернутого вида функций  ji) с численными значениями коэффициентов все составляющие а0Т и член  1PпостТ сложатся  в общую величину а0 SТ

И конечный вид НХПЭ будет подобен выражению (6.3) с добавлением к свободному члену сомножителя Т, а квадратичным членам сомножителя 1\Т аналогично (6.4).

Численные значения d WМСП. Будут различными для месяца, квартала и года. Они связаны между собой не только параметром Т. При определение месячного норматива в качестве  d WМСП  необходимо принимать снижение потерь электроэнергии за месяц обеспечиваемое МСП, проведенными с начала года до рассматриваемого месяца. При определение квартального норматива в качестве d WМСП. используют  сумму значении

d WМСП  для месяцев, входящих в квартал. При определение годового норматива в расчет принимается годовой эффект от МСП, проведенных в этом году.

Коэффициенты а01  и а2 по каждому из параметров определяют совместным расчетом по программам статической аппроксимации. Исходными данными для них являются результаты вариантных схема -технических расчетов  потерь электроэнергии в сети при различных сочетаниях параметров  НХПЭ. Количество вариантных  расчетов должно быть не менее числа определяемых коэффициентов НХПЭ, оптимальное число расчетов может быть определено методом планировании эксперимента.

В связи с трудоемкостью вариантных расчетов потерь электроэнергии они могут быть заменены вариантными расчетами потерь мощности. В этом случае коэффициенты а2   в НХПЭ должны быть увеличены по сравнению с коэффициентами  а полученными по результатам статической аппроксимации вариантных расчетов потерь мощности, путем умножения на k2ф  Фактическое значение потерь электроэнергии за зависит не только от параметров электропотребления, которые учтены в (5), но и от сезонных изменения схемы сети (вывод ремонт оборудования, изменение структуры покрытия  графика нагрузки станциями и т.п. )  и объективно существующего временного сдвига в оплате электроэнергии.

Поэтому месячные нормативы потерь могут корректировать путем увеличения потерь  в месяцы 1 и 4 кварталов и уменьшение в месяцы 2 и 3 кварталов. При этом сумма изменений  по всем месяцам года должна быть равна нулю.

Нагрузочные потери в радиальных сетях зависят практически лишь от квадрата электроэнергии, переданной в сеть, поэтому функция (4) может быть представлено лишь последним слагаемым. В этом случае коэффициент а2   может быть определен непосредственно по схеме сети

а2=Rэкв*k2ф(1+tg2j) / U2экв                                   (6.6)

Расчет коэффициента а2  для группы линии независимо от того, являются ли они разрозненными (например 6-20 кВ) или принадлежат одной составной сети (например, радиальные линий разных классов напряжений - 6-20 кВ и 35-110 кВ ), производит по формуле:

а2S =Sа2i *W20 i /W20S ,             (6.7)

где W0i - отпуск электроэнергии в I-ю линию;  W0S - суммарный отпуск во все линии.

Отличии результатов расчета для суммы разрозненных линий и для линий составной сети будет определяться  величиной  W0S  которая в первом случае равна сумме отпусков электроэнергии в каждую линию, а во втором- отпуску электроэнергии в головную радиальную линию.  

 6.2 Правила утверждения нормативных потерь электроэнергии

 Целью расчета НХПЭ является определение норматива потерь, соответствующего фактическим режимам. Оно осуществляется по состоявшимся, отчетным значениям параметров НХПЭ, однако вид и коэффициенты НХПЭ определяются и согласовываются с вышестоящим подразделением заранее.

Нормативные характеристики могут быть перспективными и текущими. По перспективной НХПЭ определяют норматив годовых потерь электроэнергии на конец предстоящего пятилетнего периода и более далекую перспективу. Параметрами перспективной НХПЭ могут быть: Суммарная мощность компенсирующих устройств в сетях энергосистем и потребителей, суммарная протяженность линий, суммарная мощность трансформаторов, отпуск электроэнергии собственным потребителям, обмен электроэнергии между смежными подразделениями, выработка электроэнергии станциями различных типов (ТЭС, ГЭС, АЭС) и другие. Некоторые из перечисленных параметров могут быть представлены и более детально, например, отдельно по уровням напряжения. Перспективная НХПЭ фактически представляет собой зависимость потерь от объемов оборудования, направляемого на развитие сетей, и от изменяющихся режимных факторов.

По текущей НХПЭ определяют нормативы потерь на предстоящие (ожидаемый норматив) или за прошедшие (фактический норматив) месяц, квартал, год. Параметрами текущей НХПЭ являются: отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей, обмен электроэнергией между смежными подразделениями и эффект от технических мероприятий по снижению потерь, осуществляемых в соответствии со схемой развитии энергосистемы. Инициативные МСП режимного характера и технические МСП, осуществляемые хозяйственным способом, при определение НХПЭ учитываться не должны. Эффект  от них является для энергосистемы резервом снижение потерь, необходимым в связи с тем, что НХПЭ при ее согласовании может быть несколько опущена вниз для обеспечения баланса  между суммой годовых потерь, определенных по нормативам энергосистем, и суммарным нормативом для сетей.

Ожидаемые и фактические НХПЭ могут отличаться степенью детальности представления параметров. Например, на стадии планирования перетоки по отдельным линиям не планируются даже сальдовом виде, тем более не планируются  их реверсивные составляющие. Поэтому ожидаемая НХПЭ может выражать зависимость потерь лишь от сальдового значения общего обмена электроэнергией. Фактическая НХПЭ может представлять собой зависимость потерь от перетоков по различным сечениям, группам линий и отдельным линиям с развернутыми обменами в обе стороны и т.д.

Расчету и согласованию с вышестоящим подразделением подлежат обе НХПЭ одновременно. Подстановка в них согласованных данных (например, сумма развернутых перетоков в фактической НХПЭ должна быть равна сальдовому обмену в ожидаемой НХПЭ ) должна приводить к одинаковому результату. По истечению отчетного периода корректировка норматива осуществляется только фактической НХПЭ.

7 .Мероприятия по снижению потерь энергии в электрических сетях

Снижение потерь энергии в сетях является частью общей задачи повышения экономичности работы энергосистемы[1]

Необходимо отметить, что не всякое снижение потерь в сети повышает экономичность работы энергосистемы в целом. Известно, что снизить потери можно и экономически не целесообразными способами. Вместе с тем не каждое повышение экономичности работы энергосистемы сопровождается снижением потерь в сетях.

Все мероприятия по снижению потерь принято делить на три группы [2]:

1.     Без затратные и мало затратные или режимные, которые не требует для внедрения дополнительных капиталовложений. Примером этому может служить повышение рабочего уровня напряжения в сети за счет лучшей настройки регуляторов напряжений на генераторах и трансформаторах или соответствующей перестановки ответвлений на регулируемых под нагрузкой трансформаторах. К этой же группе относятся организационные мероприятия, такие как: сокращение сроков и повышение качества ремонтов оборудование энергосистемы и т.п. Целесообразность широкого внедрения организационных мероприятия очевидна.

2.     Технические ( целевым эффектом ), разработанные специально для снижения потерь(капиталовложения, которые окупаются целиком за счет снижения потерь энергии). К таким мероприятиям относят перевод сети на высшую степень напряжения, замену проводов воздушных линий на провода с большим сечением, замену трансформаторов, установку дополнительных регулирующих и компенсирующих устройств и т.д. Целесообразность таких мероприятий должна обосновываться с помощью соответствующих техника – экономических расчетов.

3.     Технические (с сопутствующим эффектом ), к которым относятся  практически весь ввод электросетевых объектов по схеме развития энергосистемы за счет централизованных капитальных вложений.    

 

7.1 Технические мероприятия по снижению потерь электроэнергии

Технические ( целевым эффектом ), разработанные специально для снижения потерь(капиталовложения, которые окупаются целиком за счет снижения потерь энергии). К таким мероприятиям относят перевод сети на высшую степень напряжения, замену проводов воздушных линий на провода с большим сечением, замену трансформаторов, установку дополнительных регулирующих и компенсирующих устройств и т.д. Целесообразность таких мероприятий должна обосновываться с помощью соответствующих техника – экономических расчетов.

Технические (с сопутствующим эффектом ), к которым относятся  практически весь ввод электросетевых объектов по схеме развития энергосистемы за счет централизованных капитальных вложений.    

               Как показывают результаты расчетов, наиболее эффективными являются мероприятия, специально разработанные для снижения потерь и требующие капиталовложений, т.е. мероприятия с целевым эффектом. В первую очередь к ним  относятся  компенсация реактивной мощности в сетях и замена проводов на перегруженных воздушных линиях.

               По своему назначению все мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях можно подразделить на следующие группы.

Мероприятия по оптимизации развития электрической сети   

          Эта группа эксплуатационных мероприятий выполняется с целью развития и реконструкции сети, повышения ее параметров режима до технически обоснованных на стадии проектирования. Основные из которых повышение номинального напряжения сети и замена проводов на перегруженных ЛЭП.

7.2 Оптимизационные  режимные мероприятия по снижению потерь электроэнергии

    Беззатратные и малозатратные или режимные, которые не требует для внедрения дополнительных капиталовложений. Примером этому может служить повышение рабочего уровня напряжения в сети за счет лучшей настройки регуляторов напряжений на генераторах и трансформаторах или соответствующей перестановки ответвлений на регулируемых под нагрузкой трансформаторах. К этой же группе относятся организационные мероприятия, такие как: сокращение сроков и повышение качества ремонтов оборудование энергосистемы и т.п. Целесообразность широкого внедрения организационных мероприятия очевидна.

Мероприятия по оптимизации режимов работы электрической сети и основного оборудования, т.е. позволяющие вести оптимальный режим работы энергосистемы. В основном они не требуют больших затрат. Наиболее эффективными из них являются: оптимизация мест размыкания сети, оптимизация режима работы системы, задание оптимальных режимов потребления реактивной мощности потребителям.

Мероприятия по автоматизации режима работы сети

Группа мероприятии для обеспечения возможности введения режима системы или отдельных ее элементов в составе АСДУ, включающую в себя автоматизацию регулирования коэффициентов трансформации трансформаторов, автоматическое регулирование реактивной мощности, все ее источников и т.п.

Мероприятия по снижению расхода на холостой ход, и собственные нужды. Эта группа связана заменой работающего оборудования на оборудования с меньшим расходом холостого хода или выбором оптимального состава оборудования, работающего при минимальных нагрузках.

Мероприятия по повышению уровня эксплуатации уровня электрической сети. Задача состоит в том, чтобы обеспечить такую готовность сети нести нагрузку, при которой время нахождения ее элементов в отключенном состоянии для проведение плановых и аварийных ремонтов, а также профилактических работ, было бы минимальным.

 

7.3 Мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии.

Мероприятия по снижению коммерческих потерь.

Коммерческие потери зависят от точности учета потоков энергии по электросчетчикам и своевременной оплаты электроэнергии потребителям. Система учета потерь электроэнергии в энергосистеме должна устанавливать причины фактического уровня сложившихся отчетных потерь и наметить рациональные пути их снижения. Наряду с учетом потерь энергии по электросчетчикам необходимо систематически определить потери энергии сети аналитическим способом, т.е. оценивать технические потери

 

7.4 Оценка эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

    Предложенная ввыше классификация МСП дает возможность подойти к формализации задачи выбора мероприятии по снижению потерь энергии сети. Эта задача должна решаться только в том случае, если потери энергии в сети выше оптимальных и при условии, что энергосистема выполнила все беззатратные организационные и режимные мероприятия. В этом случае в разработке режима энергосистемы и решение задач оптимизации развития системы нужно оценить влияние на величину потерь энергии в сети каждого мероприятия и ранжировать их по величине снижения потерь и по затратам на их осуществление. В качестве критерия можно использовать величину эффекта на тенге затрат

К= Δ. W / 3, кВт.ч./тенге.

 

В процессе развития энергетического хозяйства страны наряду с решениями макрозадач возникает множество энергетических задач, которые целесообразно решать на основе самостоятельных технико-экономических расчетов.

Потери мощности и энергии наряду с другими величинами (потерями напряжении, условиями устойчивости, режимом надежности и т.п.) относятся к показателям, определяющим пропускную способность электрических сетей. При этом снижение потерь энергии следует рассматривать не обособлено, а в совокупности с общей проблемой пропускной способности и рентабельности сети.

При расчете экономического эффекта мероприятия по снижению потерь энергии в электрических сетях необходимо учитывать не только экономический эффект от непосредственного снижению потерь энергии, но и экономический эффект от повышения надежности электроснабжения и т.д. В зависимости от составляющих экономического эффекта(снижения потерь энергии Э1w улучшения качества энергии Эк , повышение пропускной способности сети Эп..с., снижения потерь реактивной мощности Э1Q, повышения надежности электроснабжения Эн ) мероприятия по снижению потерь можно подразделить на несколько групп, представленных в нижеследующей таблице:

 

Оценочная эффективность мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Группа

Мероприятия

Сост. эффекта

1

2

3

Технические

Замена проводов на перегруженных линиях

Экономическое распределение потоков мощностей в неоднородных замкнутых сетях при помощи установки устройств продольно-поперечного регулирования.

Компенсация реактивной мощности при помощи БСК

Компенсация реактивной мощности при СК

Замена трансформаторов с ПБВ на РПН

Применение устройств автоматического режима мощности БСК

Сооружение «разгрузочных» линий

Перестановка трансформаторов в соответствии с их нагрузкой.

Повышения напряжения сети за счет снижения уровня изоляции.

Экономическое распределение потоков мощностей в неоднородных замкнутых сетях путем размыкания их оптимальных точках.   

Э=Э1wкп.с.

 

 

 

 

Э21wкп.с.1Q

 

 

 

 

 

Э31wrп.с.н

Э41w1Q

Э51wкп.с.

Режимные

Перевод генераторов в режим СК

Экономическое распределение потоков мощностей в неоднородных замкнутых сетях путем подбора коэффициентов трансформации на трансформаторах связи.

Повышения степени использования КУ

Систематическое проведение расчетов оптимальных режимов по реактивной мощности с учетом потерь в сетях.

Оптимизация режимов работы трансформаторов в режиме малых нагрузок. 

Э61wкп.с.1Q

 

 

 

 

 

 

 

Э71w1Q

Организационные

Мероприятия по снижению коммерческих потерь и повышения уровня эксплуатации сети.

Э8

 

 

 

 

 

 

 


Приложение 1

________________

|  |

|  |

|  П Р О Г Р А М М А   Р А С Ч Е Т А   П О Т Е Р Ь              |

|                                                                                                                      |

|                 Э Л Е К Т Р О Э Н Е Р Г И И      В   Р А Д И А Л Ь Н Ы Х           |

|                                                                                                                      |

|                 С Е Т Я Х    Э Н Е Р Г О С И С Т Е М   (6-110 КВ)                   |

|                                                                                                                      |

|                                              R P O T - R S                                                  |

|                                                                                                                      |

|                                                                                                                      |

|                    Инструкция по подготовке исходной информации                |

|            (без согласования с разработчиком передаче не подлежит)          |

|           ____________________________________________________________ |

|         |                                                                                                 |           |

|         |   Адрес разработчиков: г.Свердловск, пер.Автоматики  3,   |           |

|         |                                           620219, ГСП-181                            |           |

|         |   Уралтехэнерго, тел. 44-12-10   Комлев Ю.М.,Сарычев О.Г.  |        |

|         |____________________________________________________________| |

|_________________________________________________________________________|

Объем решаемой задачи:

- Максимальное число ветвей одного района устанавливается в зависимости от среднего размера района. На одной стороне ГМД (360 кБ) файл VETV может быть размечен следующим образом:

1200 ветвей при 4 районах,

960 ветвей при 5 районах,

800 ветвей при 6 районах,

680 ветвей при 7 районах,

600 ветвей при 8 районах,

520 ветвей при 9 районах,

480 ветвей при 10 районах,

При больших объемах сетей файл VETV может быть размещен на двух и более ГМД.

- Максимальное число ветвей в схеме замещения фидера 150;

- Максимальное число разрывов в схеме фидера   30;

- Максимальное число фидеров  500;

- Максимальное число систем шин  150.

Общие замечания: | прочтите внимательно все десять замечаний ибо от этого __________________| в большой степени зависит правильность вашей работы

|   в дальнейшем

1) Запись и обработка информации рабочих файлах осуществляется с помощью управляющих директив;

2)  название конкретной директивы всегда располагается в отдельной строке;

3)  служебная информация к директиве располагается в следующих строках;

4)  разделителем между директивами служит символ '*';

5) максимальное количество ветвей в районе задается пользователем с учетом наиболее оптимального размещения информации в файле VETV;

6)  максимальное количество фидеров также задается пользователем ( от

10 до 500 );

7) вся информация вводится без формата, между данными ставится один и более пробелов, данные могут вводиться не с первой позиции;

8)  далее в инструкции знак "_" означает, что в исходных данных ставится

один или несколько пробелов;  параметры,  заключенные в квадратные скобки

[], необязятельны.

9) данные набираются русскими печатными буквами, арабскими цифрами, знаками '.', '-'. Длина одного данного не должна превышать восьми символов.

Д И Р Е К Т И В Ы   З А П И С И   И Н Ф О Р М А Ц И И

*ЗСП - директива записи наименования предприятия электрических сетей

(ПЭС), максимального числа фидеров в ПЭС и максимального числа

ветвей в одном районе.

Эта директива формирует файлы VETV и FIDR.

Порядок записи:

*ЗСП

Наименование ПЭС _ максимальное число фидеров _ максимальное число ветвей в районе.

*

З А М Е Ч А Н И Е: для перезаписи информации по директиве *ЗСП необходимо уничтожить старые файлы с данными VETV и FIDR,

поэтому обычно эту директиву используют один раз

для подготовки наборов VETV и FIDR к работе.

*ЗРГ - директива записи расчетного года и периодичности расчета потерь.

При отработке директивы на экран выводится запрос на расчетный год и на выбор расчетного периода.

Директива *ЗРГ должна отработать перед началом расчетов потерь за текущий год. Повторная отработка директивы *ЗРГ приводит к зануле­нию результатов всех расчетов потерь за предыдущий год. Тем самым выполняется подготовка наборов с данными к выполнению расчетов по­терь за следующий год.

Пор