Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Развитие методического и программного обеспечения для расчета балансов электрической энергии в распределительных сетях

Заслонов С.В.

Конкурентные оптовый и розничный рынки электроэнергии и мощности предъявляют к сетевым организациям высокие требования к достоверности определения объемов электроэнергии, поступившей в электрическую сеть и отпущенной из сети, а также к достоверному определению фактических потерь электроэнергии.

В соответствии с: баланс электроэнергия сеть

1) Федеральным Законом «Об электроэнергетике» №35-ФЗ;

2) Постановлением Правительства РФ №861 от 27.12.2004 «Об утверждении правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг»;

3) Проектом постановления Правительства РФ «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики»

сетевые организации обязаны компенсировать фактические потери электрической энергии, возникшие в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства, за вычетом потерь, включенных в цену на электрическую энергию, путем приобретения ее на оптовом или розничном рынках электроэнергии.

В настоящее время, несмотря на наметившиеся незначительные тенденции к снижению потерь электрической энергии в некоторых сетевых организациях, в большинстве энергосистем продолжается рост отчетных потерь электроэнергии в электрических сетях.

В свете всего выше сказанного, анализ причин возникновения небалансов электроэнергии, а в первую очередь корректность и точность самого составления баланса электрической энергии по сетям, продолжают оставаться одними из наиболее значимых задач, от которых зависит финансовый доход сетевой организации.

Как показывает многолетняя практика целого ряда специалистов, величина коммерческих потерь электрической энергии сосредоточена в распределительных сетях, наиболее близких к потребителю электрической энергии. Для локализации коммерческих потерь необходим расчет и анализ причин возникновения небалансов электрической энергии в электрических сетях 6(10)-0,38 кВ.

Для определения величины небаланса электрической энергии по сетям необходимы следующие исходные данные:

ь схема электрической сети 6(10)-0,38 кВ;

ь паспортные данные участков сети и распределительных трансформаторов;

ь классы точности приборов измерительных комплексов и показания счетчиков электроэнергии, установленных:

- на головных участках линий 6(10) кВ;

- на стороне 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6(10)/0,4 кВ (если такой учет есть);

- на головных участках линий 0,38 кВ (если такой учет есть);

- у абонентов, подключенных к сети 6(10) и 0,38 кВ.

Так как большая часть потребителей электроэнергии присоединены к электрической сети 0,38 кВ, балансы электрической энергии необходимо рассчитывать в сети данной ступени напряжения. Но чаще всего информации об отпуске электроэнергии в сеть 0,38 кВ нет из-за отсутствия учета на стороне 0,4 кВ распределительных трансформаторов.

В зависимости от наличия или отсутствия измерительных комплексов, фиксирующих отпуск электроэнергии в сеть 0,38 кВ, авторами статьи предлагается два варианта расчета небалансов и количества неучтенной электроэнергии. Следует отметить, что и в первом и во втором вариантах для расчетов используются схемы электрических сетей 0,38 кВ, т.к. опыт проведения сравнительных расчетов показал высокую погрешность оценочных методов, при их использовании для определения потерь электроэнергии на 1_4-х линиях.

Вариант 1

Порядок расчета небаланса электрической энергии по сети 0,38 кВ при известном отпуске электроэнергии в сеть 0,38 кВ следующий:

1. Выполняется привязка абонентов к узлам схемы электрической сети 0,38 кВ.

2. Выполняется поэлементный расчет технических потерь в участках линии 0,38 кВ с учетом несимметричности режимных параметров и неполнофазности участков.

3. Определяется рассчитанное потребление электроэнергии по каждому присоединенному абоненту к сети.

4. Рассчитывается фактический небаланс электрической энергии, равный разности между рассчитанным и фактическим потреблением абонентов.

5. Определяется допустимый небаланс электрической энергии по методике [1] в соответствии с классами точности приборов, фактической загрузкой ТТ и электроэнергией, учтенной каждым отдельным измерительным комплексом.

6. Определяется количество неучтенной электроэнергии (коммерческие потери) равное разности фактического и допустимого небаланса.

Такой вариант расчета самый простой, но на сегодняшний день в виду отсутствия счетчиков электроэнергии по отпуску в сеть 0,38 кВ, практически не используемый. Более сложный, но при этом наиболее вероятный и актуальный для определения коммерческих потерь - вариант совместного расчета коммерческих потерь в электрической сети 6 (10) и 0,38 кВ.

Вариант 2

Порядок расчета небаланса электрической энергии в электрической сети 6(10)-0,38 кВ при неизвестном отпуске электроэнергии в сеть 0,38 кВ следующий:

1. Выполняется привязка абонентов к узлам схемы электрической сети 0,38 кВ.

2. Выполняется поэлементный расчет технических потерь в элементах (линиях, кабелях, трансформаторах) фидера 6(10) кВ. Если известна информация о нагрузках распределительных трансформаторов (коэффициент загрузки, измеренные мощность или ток), то расчет выполняется с учетом заданных нагрузок. Если такой информации нет, то принимается, что все трансформаторы загружены равномерно.

3. Определяется расчетный отпуск электроэнергии в сеть 0,38 кВ по каждому трансформатору.

4. Выполняется поэлементный расчет технических потерь с учетом несимметричности режимных параметров и неполнофазности в участках всех линий 0,38 кВ, отходящих от каждого распределительного трансформатора по рассчитанному отпуску в сеть.

5. Определяется рассчитанное потребление электроэнергии по каждому абоненту.

6. Рассчитывается фактический небаланс электрической энергии, равный разности между рассчитанным и фактическим потреблением абонентов.

7. Определяется допустимый небаланс электрической энергии по методике [1] в соответствии с классами точности приборов, фактической загрузкой ТТ и электроэнергией, учтенной каждым отдельным измерительным комплексом.

8. Определяется количество неучтенной электроэнергии (коммерческие потери) равное разности фактического и допустимого небаланса.

Оба варианта расчета реализованы в сертифицированном и широко распространенном программном комплексе РТП 3, одними из разработчиков которого являются авторы данного доклада. О его возможностях неоднократно публиковалось в статьях и докладывалось на семинарах [2-7].

При реализации описанных выше алгоритмов расчета разработчики комплекса программ РТП 3 столкнулись с необходимостью использования довольно объемного пакета исходной информации из баз данных множества других программных комплексов, уже установленных и успешно используемых персоналом сетевых и сбытовых компаний для решения своих специализированных задач. Чтобы исключить дублирование ведения баз данных, необходимо предусмотреть в работе комплекса программ РТП 3 возможность получения данных, необходимых для определения величины небалансов и коммерческих потерь электроэнергии.

На рисунке представлена схема передачи соответствующей информации для расчета технических потерь, небалансов и количества неучтенной электроэнергии. Такой вариант стыковки программных продуктов позволит:

АСКУЭ РТП 3

- автоматизировать передачу информации о показаниях счетчиков электроэнергии за любой расчетный период и таким образом исключить ошибки персонала при снятии показаний счетчиков и вводе этих показаний в базу данных РТП 3;

выполнить расчеты небалансов за любой исследуемый период меньше месяца и таким образом учесть коммутирование распределительных трансформаторов с одного центра питания на другой;

На рисунке:

РТП 3.1 - расчет установившегося режима, потерь мощности и электроэнергии, токов коротких замыканий в разомкнутых электрических сетях 6-220 кВ;

РТП 3.2 - расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ (с учетом схемы электрической сети или без учета схемы);

РТП 3.3 - расчет допустимых, фактических небалансов, количества неучтенной электроэнергии в электрических сетях 0,38 -220 кВ.

ГИС и системы отображения информации РТП 3

- использовать ранее введенную схему электрической сети и таким образом сократить затраты труда персонала на повторное кодирование электрических схем;

- исключить ошибки персонала при вводе схем в базу данных РТП 3 при условии, что в ГИС или системе отображения информации схема введена верно;

- выводить на схему в ГИС или систему отображения информации результаты расчетов режимов, потерь мощности и потерь электроэнергии;

Энергосбытовые задачи РТП 3

- использовать данные о значении потребления электроэнергии и информации о присоединении к электрической сети абонентов и таким образом значительно сократить затраты труда персонала на повторный ввод полезного отпуска, так число абонентов измеряется от десятков до сотен тысяч в зависимости от величины сетевой компании;

- исключить ошибки персонала при ежемесячном вводе потребления электроэнергии абонентом в базу данных РТП 3;

- передавать в базу данных энергосбытовой компании результаты расчетов потерь электроэнергии для формирования внутренних балансов электрической энергии;

Системы ведения баз данных по оборудованию и его паспортизации РТП 3

- использовать данные о перечне используемого оборудования (центры питания, трансформаторные подстанции, воздушные и кабельные линии, трансформаторы тока и напряжения, счетчики)

- исключить ошибки персонала при вводе классов точности приборов учета (трансформаторов тока и напряжения, счетчиков).

Сегодня выполнена стыковка базы данных РТП 3 с: энергосбытовыми задачами ”Этап” и ”Радуга” (г. Казань), информационно графической системой ”Азимут” (г. Гродно Республика Белорусь), ”PRAO” (Франция). Ведутся работы по передаче данных из программных комплексов ”Модус” (г. Москва), Техносбыт (г. Екатеринбург), Альфа-Технологии (г. Набережные Челны).

Список литературы

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

2. 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.

3. 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.

4. В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях // Учебно-методическое пособие. - М., ИПКгосслужбы, 2001. - 61 с.

5. Кузьмин В.В., Чугунов А.А., Воротницкий В.Э., Макоклюев Б.И., Заслонов С.В., Калинкина М.А., Набиев Р.Ф. Многоуровневый интегрированный комплекс программ РТП для расчетов и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях ОАО «Мосэнерго» // Электрические станции, 2004.- №6. С.35-45.

6. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А. Методика и программный комплекс расчета небалансов электроэнергии в распределительных сетях 6(10) кВ // Сборник докладов второго специализированного научно-технического семинара 24-28 мая 2004 г. "Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии". - М. Изд-во "НЦ ЭНАС", 2004 г.

7. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А. Новые возможности комплекса программ РТП 3 по расчету и нормированию потерь электроэнергии, анализу режимных параметров в распределительных сетях 0,38-110 кВ // Сборник докладов международного научно-технического семинара 15-19 ноября 2004 г. "Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях-2004''. - М. Изд-во "НЦ ЭНАС", 2004 г.

Размещено на Allbest.ru