Опыт применения и перспективы развития комплекса фактических небалансов и количества неучтенной

1
Опыт применения и перспективы развития комплекса
программ РТП 3 по определению допустимых,
фактических небалансов и количества неучтенной
электроэнергии в распределительных электрических
сетях
Воротницкий В.Э., заведующий отделом, д.т.н., профессор
Заслонов С.В., ведущий инженер
Калинкина М.А., ст.н.с., к.т.н.
ОАО ''ВНИИЭ''
115201, РФ, г. Москва, Каширское шоссе, д. 22, к. 3.
Тел.: (095) 113 08 27, 113 19 11
Факс: (095) 113 08 27
E-mail: [email protected]
Апряткин В.Н., директор
МУП "Клинские электрические сети"
141600, РФ, Московская обл., г. Клин, ул. Карла Маркса, д.20
Тел./факс: (09624) 58 024
E-mail:[email protected]
Очевидно, что практически повсеместно наблюдаемый рост коммерческой
составляющей потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,3810 кВ, требует смены в подходах к используемым методикам расчетов потерь
электроэнергии, анализу этих потерь и разработке рекомендаций по их снижению. В
частности, недостаточен простой расчет технических потерь, требуется выполнять
расчеты допустимых и фактических небалансов электроэнергии в этих сетях. Кроме
того, недостаточно рассчитывать технические потери в сетях 0,38-10 кВ раз в год,
следует считать их ежемесячно. Повышаются требования и к точности расчетов как
технических, так и коммерческих потерь электроэнергии.
Поскольку потери электроэнергии в электрических сетях – это прямые
финансовые убытки энергоснабжающих организаций, а в связи с ростом тарифов на
электроэнергию рост потерь в ближайшем будущем, видимо, сохранится, то
программное
обеспечение,
используемое
в
электрических
сетях,
должно
соответствовать сложившейся ситуации и требованиям, которые сейчас предъявляются
персоналом электрических сетей.
Эффективным средством для решения перечисленных задач может служить
комплекс программ РТП 3, который предназначен для расчета режимов, определения и
2
нормирования технических потерь электроэнергии, расчета допустимых, фактических
небалансов
и
количества
неучтенной
электроэнергии
в
распределительных
электрических сетях 0,4-110 кВ. Этот комплекс уже используется для указанных целей
в ряде АО-энерго, предприятиях электрических сетей, районах электрических сетей,
муниципальных и городских электрических сетях, региональных энергетических
комиссиях, Энергонадзорах и Энергосбытах [1-3].
Методики расчета и комплекс программ прошли экспертизу РАО ''ЕЭС России''
на соответствие отраслевым нормативным требованиям и допущены к использованию
в электроэнергетике, в том числе в АО-энерго для расчетов потокораспределения,
потерь мощности и электроэнергии, отклонений напряжения в узлах, токов короткого
замыкания,
оценки
последствий
оперативных
переключений
в
разомкнутых
электрических сетях в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах.
На комплекс программ получен
сертификат
соответствия требованиям
нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU.СП12.С0005.
Комплекс программ рекомендован Госстроем России для практического
применения в коммунальных электрических сетях.
Проводимый нами энергоаудит электрических сетей [4] показал что, отчетные
потери по отдельным фидерам 6(10) кВ могут достигать 40-60 %. Из них только 5-8 % это технические потери, 1,5-4 % - потери электроэнергии, обусловленные нормируемой
погрешностью системы учета (допустимый небаланс), а остальная часть – неучтенное
количество электроэнергии, т.е. коммерческие потери. Для выделения последней части
потерь электроэнергии необходимо по каждому фидеру 6(10) кВ выполнить расчеты
технических потерь с привязкой абонентов и их точек учета к трансформаторным
пунктам 6(10)/0,4 кВ.
Такая работа была выполнена с помощью комплекса программ РТП 3 при
обследовании одного из филиалов ОАО "Мосэнерго". Ежемесячно проводились
расчеты технических потерь электроэнергии, допустимого и фактического небалансов,
количества неучтенной электроэнергии на подстанции ПС-353 напряжением 35/6 кВ.
От данной подстанции получают питание четыре фидера Ф-35318, Ф-35316, Ф-35322,
Ф-35331 номинальным напряжением 6 кВ. На рисунке 1 представлена расчетная схема
фидера Ф-35318.
3
Рисунок 1 Расчетная схема фидера №35318 ПС-353
Была заполнена база данных по абонентам 0,4 кВ в соответствии с таблицей 1
(рисунки 2-3) по данным, предоставленным отделением Энергосбыта, а также
выполнена привязка точек учета абонентов к ТП 6/0,4 кВ рассматриваемого фидера.
Таблица 1
Необходимые исходные данные по точкам учета абонентов,
питающихся от фидера №35318
Номер
договора
87203105
30006705
…
Наименование
абонента
Администрация
Шипулинского
с/округа
Колхоз Маяк
Номер точки
учета
Наименование точки
учета
Принадлежность к
ТП 10/0,4
1
библиотека Троицкое
ТП-196(2)
2
медпункт
ТП-196(2)
…
…
…
1
склад запчастей
ТП-387(1)
…
…
…
Деревня Макшеево
1
…
…
ТП-387(1)
…
…
4
Продолжение таблицы 1
Номер
договора
Наименование
абонента
87203105
Администрация
Шипулинского
с/округа
30006705
Колхоз Маяк
Потребление электроэнергии,
тыс.кВт.ч за январь 2002
0,075
0,050
…
…
0,5
0,5
2,0
0,5
0,5
2,0
…
22,400
…
Деревня Макшеево
…
Классы точности приборов учета
ТТ
ТН
счетчика
…
0,5
…
0,5
…
22,272
…
…
2,0
…
2,5
…
…
Всего по фидеру №35318 за январь 2002 г. отпуск электроэнергии составил
765,526 тыс.кВт.ч, суммарное потребление - 249,430 тыс.кВт.ч, количество абонентов –
6 шт., точек учета – 24 шт. Протяженность фидера составляет 16,08 км (из них на
балансе сетей – 13,58 км), установленная мощность трансформаторов – 3260 кВ.А (из
них на балансе сетей – 2350 кВ.А), общее количество трансформаторов – 10 шт. (из них
на балансе сетей – 8 шт.).
Рисунок 2 Экранная форма ввода информации по абонентам
5
Рисунок 3 Экранные формы ввода информации по точкам учета
Расчет допустимых и фактических небалансов электроэнергии в электрических
сетях выполняется в соответствии с Типовой инструкцией [5], а расчет технических
потерь в электрических сетях 0,38-10 кВ при определении фактического небаланса
электроэнергии - в соответствии с [6] .
Количество неучтенной электроэнергии в электрической сети 0,38-10 кВ
определяется по формуле:
WНУ  НБФ  НБ Д   WOC 100 , тыс.кВт.ч,
(1)
где НБФ – фактический небаланс электроэнергии, тыс.кВт.ч;
НБД – допустимый небаланс электроэнергии, тыс.кВт.ч;
WОС – отпуск электроэнергии в сеть 6(10) кВ, тыс.кВт.ч*.
Фактический небаланс электроэнергии вычисляется по формуле:
НБ Ф 
где
WOC  WTC  WПО
 100
WOC
, %,
(2)
ΔWТС – расчетные технические потери в сети, тыс.кВт.ч;
WПО
– полезный отпуск электроэнергии, тыс.кВт.ч.
Допустимый небаланс определяется по формуле:
НБ Д  
m
n
i 1
i 1
  пi2  d пi2    oi2  d oi2
, %,
для разомкнутой электрической сети 6(10) кВ отпуск электроэнергии равен поступлению
электроэнергии в сеть
*
(3)
6
где
δпi(δоi) – суммарная относительная погрешность i-го измерительного
комплекса, состоящего из трансформатора напряжения (ТН), трансформатора тока (ТТ)
и счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию, %;
dнi (dоi) – доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i-й
измерительный комплекс, о.е.;
m – количество
измерительных
комплексов,
учитывающих
электроэнергию, поступившую в сеть;
n – количество измерительных комплексов, учитывающих отпущенную
электроэнергию.
Доля электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом, вычисляется по
формуле:
d i  Wi WП( О) , о.е.,
где
Wi – количество
(4)
электроэнергии,
учтенной
i-м
измерительным
комплексом за отчетный период, тыс. кВт.ч;
WП(О) – суммарное
количество
электроэнергии,
поступившей
(отпущенной) в сеть, тыс. кВт.ч.
Допустимые относительные погрешности i-го измерительного комплекса
определяются по формуле:
2
2
2
i  1,1  TT
  TН
  СЧ
  2Л , %,
где
(5)
δТТ, δТН , δСЧ – классы точности трансформатора тока, трансформатора
напряжения и счетчика соответственно;
δЛ – допустимое значение потери напряжения в линии присоединения
счетчика к ТН, равное 0,25 %.
Результаты расчета по данной методике с помощью комплекса программ РТП 3
за один месяц 2001 г. представлены в таблице 2.
7
Таблица 2
Результаты расчета допустимого, фактического небалансов, количества
неучтенной электроэнергии фидера №35318
Аналогичные результаты получены и за другие месяцы, что подтверждает
важность оценки балансов электроэнергии в динамике, т.к. такая оценка позволяет:
 выявить "высокопотерьные" фидера;
 вести целенаправленную работу персонала Энергосбыта по выявлению
фактов неоплаты и хищений электроэнергии, а, следовательно, снизить трудозатраты и
повысить экономическую эффективность по поиску неплательщиков и бесхозных
потребителей;
 расставить приоритеты по установке (замене) систем учета на проблемных
фидерах, ТП 6(10)/0,4 кВ, у абонентов.
В настоящее время совместными усилиями специалистов ОАО "ВНИИЭ",
электрических сетей и отделения Энергосбыта разрабатывается программа по
снижению коммерческих потерь.
Программный комплекс РТП 3 постоянно развивается в направлениях, которые
определяются пользователями. Сейчас идет работа по его модернизации в части:
 обеспечения возможности ввода схем электрической сети 0,38 кВ;
8
 расчета режима с учетом тока в нулевом проводе, с определением уровней
напряжения в узлах, токов в фазах участков, потоков мощности в ветвях;
 привязки абонентов и их точек учета к узлам сети 0,38 кВ;
 задания нагрузок в узлах электрических сетей 0,38 кВ в виде: установленной
мощности, потребленной электроэнергии, измеренных значений токов и т.п.;
 расчета потерь электроэнергии по месяцам, кварталам и за год с учетом
несимметричной загрузки фаз, достоверности схемы 0,38 кВ на момент расчета;
 расчета балансов электроэнергии по сетям 6(10)-0,38 кВ и, следовательно,
выявление линий 0,38 кВ с высокими коммерческими потерями.
Разработчики
комплекса
программ
РТП 3
готовы
к
сотрудничеству с
разработчиками АСКУЭ и программных комплексов по расчету за электроэнергию с
абонентами, что позволит существенно повысить точность и оперативность расчета
небалансов
и
количества
неучтенной
электроэнергии
в
распределительных
электрических сетях 0,38-10 кВ.
Список литературы
1
В.Э. Воротницкий, С.В. Заслонов, М.А. Калинкина. Программа расчета
технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6-10 кВ //
Электрические станции, 1999. – №8 – С. 38-42.
2
С.В. Заслонов, М.А. Калинкина. Расчет технических потерь мощности и
электроэнергии в распределительных сетях 0,38-10 кВ. // Энергетик, 2002, №7, С.21-22.
3
В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. Расчет, нормирование и снижение
потерь электроэнергии в электрических сетях // Учебно-методическое пособие. – М.,
ИПКгосслужбы, 2000. – 61 с.
4
В.Э. Воротницкий,
Я.Т. Загорский,
М.А. Калинкина,
Е.В. Комкова,
В.Н. Апряткин. Энергоаудит, как эффективный способ анализа технических и
коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. Доклад в настоящем
сборнике.
5
РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее
производстве, передаче и распределении. – М.: СПО ОРГРЭС, 1995.
6
И 34-7-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода
электроэнергии
на
передачу
по
электрическим
энергообъединений. – М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.
сетям
энергосистем
и