Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методика и программный комплекс расчета небалансов электроэнергии в распределительных сетях 6(10) кВ

В настоящее время в свете продолжающегося увеличения отчетных потерь электроэнергии в электрических сетях целого ряда энергосистем задача анализа причин возникновения небалансов электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,38-10 кВ становится все более актуальной. Объясняется интерес к этой задаче структурой отчетных потерь электроэнергии. В энергосистемах, где отчетные потери составляют 20 % и выше, около половины этих потерь составляет коммерческая составляющая, сосредоточенная в распределительных сетях, наиболее близких к потребителю электрической энергии. Для локализации коммерческих потерь и необходим расчет небалансов электрической энергии.

Сравнение допустимого и фактического небалансов позволяет:

- выявить места их наибольшего значения - "высокопотерьные" фидера;

- проанализировать причины наличия этих небалансов и наметить пути их уменьшения;

- вести целенаправленную работу персонала Энергосбыта по выявлению фактов неоплаты и хищений электроэнергии, а, следовательно, снизить трудозатраты и повысить экономическую эффективность этой работы;

- расставить приоритеты по установке (замене) систем учета на проблемных фидерах, ТП 6(10)/0,4 кВ, у абонентов.

Расчет допустимых и фактических небалансов электроэнергии в электрических сетях должен выполняться в соответствии с Типовой инструкцией [1].

Фактический небаланс электроэнергии определяется по формуле:

, тыс. кВт.ч, (1)

гдеW_ОС - отпуск электроэнергии в сеть 6-10 кВ, тыс. кВт.ч;

ДW_ТС - расчетные технические потери в сети, тыс. кВт.ч;

W_ПО - полезный отпуск электроэнергии, тыс. кВт.ч.

Расчет технических потерь в электрических сетях 0,38_10 кВ при определении фактического небаланса электроэнергии должен выполняться ежемесячно в соответствии с [2]:

,(2)

где U_СР - среднее за рассчитываемый период Т напряжение в центре питания,

k_фг - коэффициент формы графика,

R_Э - эквивалентное сопротивление линий и трансформаторов,

Р_ХХ - потери мощности на холостой ход трансформаторов (паспортные данные),

U_Вном, U_Врасч - номинальное и рассчитанное напряжения на стороне высшего напряжения трансформатора;

n - количество трансформаторов, установленных в электрической сети, кроме абонентских.

Допустимый небаланс электроэнергии в электрической сети - это допустимые нетехнические потери электроэнергии, которые могут быть объяснены допускаемыми погрешностями средств учета электроэнергии. Согласно [1] допустимый небаланс электроэнергии определяется по предельным допускаемым погрешностям измерительных комплексов (ИК), учитывающим поступившую и отпущенную через ИК электроэнергию:

, %,(3)

гдед_пi(д_оi) - суммарная относительная погрешность i-го измерительного комплекса, состоящего из трансформатора напряжения (ТН), трансформатора тока (ТТ) и счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию, %;

d_пi (d_оi) - 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:

, о.е.,(4)

где W_i - количество электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом за отчетный период, тыс. кВт.ч;

W_П(О) - суммарное количество электроэнергии, поступившей (отпущенной) в сеть, тыс. кВт.ч.

Количество неучтенной электроэнергии в электрической сети 0,38-10 кВ определяется как разница между абсолютными значениями допустимого и фактического небалансов и равно:

, тыс. кВт.ч.(5)

Методика расчета допустимых и фактических небалансов электроэнергии реализована в разработанном комплексе программ РТП 3 на базе известного комплекса РТП 3.1 [3]. Комплекс программ РТП 3 позволяет решать следующие задачи:

- расчет допустимых и фактических небалансов электроэнергии в сети 6 (10) кВ с привязкой абонентов к трансформаторным подстанциям 6-10/0,4 кВ;

- расчет технических потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 0,38_110 кВ по ступеням напряжения;

- расчет установившихся режимов в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35 и 110 кВ по ступеням напряжения;

- одновременный расчет установившихся режимов в электрической сети нескольких номинальных напряжений;

- совместный расчет технических потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38 и 6 (10) кВ;

- оценка последствий оперативных переключений в ремонтных и послеаварийных режимах;

- расчет двухфазных и трехфазных токов короткого замыкания.

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 [3-5].

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.

Все расчеты выполняются с использованием расчетной схемы, ввод которой осуществляется на основе нормальной оперативной схемы фидера 6(10) кВ.

На первом этапе, в действующем варианте программе, когда расчеты технических потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ выполняются по потере напряжения до электрически наиболее удаленного узла, без кодирования схем сетей 0,38 кВ, должна быть указана принадлежность точек учета потребителей к ТП 6(10)/0,4 кВ (рисунки 1-2).

На втором этапе, в модернизированном варианте программы, когда расчеты технических потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ будут выполняться по развернутым схемам электрических сетей 0,38 кВ, должна быть указана принадлежность точек учета потребителей к узлам (опорам) сети 0,38 кВ.

Рисунок 1 Экранная форма ввода информации по абонентам и их привязки к ТП

Рисунок 2 Экранные формы ввода информации по точкам учета

Имеется также возможность стыковки баз данных по потребителям и потреблению электроэнергии.

При расчете небалансов электроэнергии по фидеру 6 (10) кВ используются: активный отпуск электроэнергии на головном участке за рассчитываемый период, среднее напряжение за этот период на шинах 6-10 кВ питающей подстанции, коэффициент мощности головного участка, отпуск электроэнергии за рассчитываемый период для всех точек учета абонентов, получающих питание от данного фидера.

Перед расчетом происходит автоматическое формирование нагрузки на распределительных трансформаторных подстанциях 6 (10) кВ (суммируется потребленная электроэнергия по всем привязанным к этой ТП точкам учета).

Нагрузка абонентских трансформаторов учитывается в расчетах, а потери электроэнергии в них обнуляются.

Результаты расчета по данной методике с помощью комплекса программ РТП 3 с использованием данных одного филиала электрических сетей для конкретного фидера 6 кВ представлены в таблице.

Таблица Результаты расчета допустимого, фактического небалансов, количества неучтенной электроэнергии по фидеру 6 кВ

Выполненные по программе расчеты, в том числе и пример, представленный в таблице, подтверждают актуальность задачи расчета балансов электроэнергии по распределительным сетям.

Результаты расчетов балансов хранятся в таблице (рисунок 3), с помощью которой можно оценить фактический и допустимый небаланс в распределительной сети: по всем сетям 6 (10) кВ, центрам питания, районам, предприятиям и АО-энерго в целом.

Рисунок 3. Экранная форма сводных результатов расчета балансов электроэнергии по фидерам

Программный комплекс РТП 3 постоянно развивается в направлениях, которые определяются пользователями. Сейчас практически закончена работа по его модернизации в части:

- обеспечения возможности ввода схем электрической сети 0,38 кВ;

- 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.

Список литературы

небаланс электроэнергия сеть потеря

1. РД 34.09.101_94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. - М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

2. И 34-7-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электроэнергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

3. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А. Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6_10 кВ // Электрические станции, 1999. - №8. С.38-42.

4. 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.

5. В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях // Учебно-методическое пособие. - М., ИПКгосслужбы, 2000. - 61 с.

Размещено на Allbest.ru