Железко Ю.С. Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций - файл n1.doc

приобрести
Железко Ю.С. Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций
скачать (578 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc578kb.23.08.2012 21:22скачать

n1.doc

  1   2   3

Российское акционерное общество энергетики и электрификации

«ЕЭС России»


(РАО «ЕЭС России»)
Открытое акционерное общество

«Научно-исследовательский институт электроэнергетики»

(ОАО ВНИИЭ)

ИНСТРУКЦИЯ


ПО НОРМИРОВАНИЮ, АНАЛИЗУ И СНИЖЕНИЮ

ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ

Инструкция разработана по договору с РАО «ЕЭС России»

№ 02.036 от 14.08.2001 г.


Автор проекта инструкции –

гл. научный сотрудник ОАО ВНИИЭ, докт. техн. наук Ю.С.Железко)
(редакция 08.01.2002)


Уважаемые коллеги!

Просим обсудить предлагаемый проект со всеми заинтересованными специалистами Вашей организации и высказать рабочие замечания (не официальные). Положения, приводимые в данном проекте Инструкции, не являются общепринятыми и некоторыми специалистами оспариваются. Поэтому Ваше отношение к ним, а также предложения по совершенствованию Инструкции помогут составить тот официальный текст, который будет отправлен на официальный отзыв на имя Вашего руководства.


Москва

2002г

Пояснительная записка

к первой редакции "Инструкции по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций".
Исходной точкой данного проекта Инструкции является убеждение, что в проблеме потерь электроэнергии нужно не некоторое улучшение старых вариантов документов, а коренной их пересмотр. В частности:

1. Способы и формулы для расчета допустимых небалансов электроэнергии на объектах, установленные «Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101.94)», ставят физически не выполнимые для электрических сетей задачи (для подстанций формулы, хотя и тоже ошибочны, но в меньшей степени), так как не учитывают ряд объективных факторов, а именно:

а) реальные погрешности элементов системы учета электроэнергии даже при полном соответствии ее характеристик требованиям ПУЭ приводят к недоучету электроэнергии, а не к симметричной погрешности «плюс-минус», как это определяет РД;

б) погрешности, объективно присущие расчету технических потерь электроэнергии на объекте и не учитываемые РД, на самом деле расширяют диапазон допустимого небаланса в несколько раз больше, чем учитываемые РД погрешности приборов;

в) формулы РД не учитывают допустимости определенной величины коммерческих потерь, под которыми везде далее имеются в виду именно хищения, а не погрешности приборов учета.

2. Классификация потерь должна предусматривать не две составляющие (технические и коммерческие потери), а четыре (технические потери, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, потери, обусловленные погрешностями учета электроэнергии, и коммерческие потери), так как объединение под техническими потерями первых двух и под коммерческими вторых двух смешивает составляющие совершенно различной природы и затрудняет анализ путей снижения потерь.

3. Основной целью нормативной документации в области потерь электроэнергии должно быть обеспечение перелома сложившейся тенденции увеличения отчетных потерь и достижение хотя бы небольшого, но уверенного тренда на их снижение. Ставить задачу разработки документа, обосновывающего постоянный рост потерь, аморально.

4. В тариф на электроэнергию в разумной мере должны включаться все составляющие потерь, в том числе коммерческие потери, так как все четыре составляющие, имея различную природу, одинаково объективны. Поэтому правильная, на взгляд автора, тарифная политика – это включение в тариф фактических или близких к ним значений всех составляющих потерь в первый год работы на основе описываемых принципов с постепенным, но объективным их ужесточением в последующие годы. В частности, в приведенном в Инструкции примере отчетные потери составляют 12,56%, а технические, включая расход на собственные нужды подстанций, - 8,13%. Если следовать концепции, что норматив потерь – это технические потери, то 8,13% и будут установлены как норматив.

Если же рассматривать возможности снижения каждой из четырех структурных составляющих потерь, то оказывается, что их сумма не может быть снижена ниже 10,3%. Эта величина и является перспективным нормативом (стратегической целью). Действия энергоснабжающей организации по снижению потерь с 12,56% до 10,3% должны стимулироваться постепенным из года в год снижением норматива потерь, включаемых в тариф. В Инструкции приведена рекомендуемая методика расчета текущего норматива (на предстоящий год), которая для данного примера дает текущий норматив 12,26%.

5. Структура потерь должна быть открыта для общества и эта открытость полезна энергоснабжающей организации. В связи с этим одинаково прискорбны любые действия и позиции, заставляющие скрывать фактические данные, в частности:

- позиция некоторых региональных энергетических комиссий, состоящая в непризнании коммерческих потерь (хищений) такой же объективной составляющей общих потерь, как и технических. И те, и другие объективно есть, и те, и другие надо снижать;

- позиция некоторых энергоснабжающих организаций (в значительной степени являющаяся ответом на позицию РЭК), состоящая в неоправданном завышении технических потерь с целью сокрытия коммерческих.

6. Открытость данных о потерях электроэнергии предполагает обоснование норматива потерь в форме, понятной для любого человека, имеющего образование 8 классов общеобразовательной школы и даже с трудом вспоминающего, кто такие Ом и Кирхгофф – и это легко сделать. В связи с этим представляется неприемлемой позиция некоторых специалистов, базирующаяся на представлении, что понять обоснованность уровня потерь могут только специалисты (которые понимают, как их считать!). На самом деле удовлетворить требованию открытости можно, используя нормативную характеристику потерь, отражающую их простой алгебраической формулой. Рассчитать ее должны специалисты, рассмотреть эксперты, утвердить контролирующие органы, а уметь использовать – даже школьники. Нормативная характеристика должна быть приоритетным способом обоснования норматива потерь, а там, где она еще не получена, временно могут допускаться так называемые «прямые расчеты потерь» - поле для разговоров умных режимщиков с умными рэковцами. Автор скептически относится к играм с «прямыми расчетами потерь», однако в проекте инструкции допускает их использование.

Расчеты показывают: сети не такие уж безобразные и технические потери в них более-менее приемлемы. А коммерческие потери высоки. Но их тоже надо включать в тариф и разрабатывать способы их последовательного снижения, а не рассматривать как нечто изначально неприличное.

7. Предложение устанавливать норматив коммерческих потерь многими воспринимается неправильно: вроде одобрения небольшой части воровства. Как норма на безбилетный проезд: два раза в месяц – это нормально, а больше – это плохо.

Такие нормы устанавливают не для безбилетников – и единичный случай безбилетного проезда не нормален. И ни один кВт·ч воровать не полагается. Норму устанавливают для предприятия, терпящего ущерб не из-за собственной халатности, а по объективным причинам. Устанавливают для того, чтобы не нарушать экономику общественно полезного технологического процесса. В любой стране, где плохо живут, воруют больше, чем там, где живут хорошо. Считать, что справляться с низким уровнем жизни населения – дело только энергоснабжающих организаций, по меньшей мере, не умно.

Известно, что все коммерческие организации отчисляют в фонд страхования от несчастных случаев определенный процент (норму) от фонда зарплаты. Это не значит, что одобряется какой-то процент несчастных случаев. Но, к сожалению, они будут. Между тем, эти отчисления ложатся на себестоимость продукции и она становится чуть дороже.

Хищения энергии, к сожалению, тоже будут. Даже при блестящей работе энергосбыта. И их надо в разумной мере включать в тариф и делать это открыто. И тариф из-за этого тоже будет чуть больше.

Известно, например, что в США и Франции хищения, не превышающие 1-1,5% потребления энергии физическими лицами, включаются в тариф. Считается экономически нецелесообразным искать конкретные места хищений в таких объемах, так как затраты на их поиск оказываются больше стоимости найденной электроэнергии. Тариф будет ниже, если включить в него разумную часть коммерческих потерь, чем затраты на их искоренение. Законопослушная часть потребителей (не только население, а все потребители, поэтому на население будет относится лишь небольшая часть) фактически оплачивает хищения и, хотя это представляется несправедливым, справедливый путь оказывается «себе дороже». Здравый смысл подсказывает, что в странах с более низким уровнем жизни населения, чем в США и Франции, в тариф необходимо включать более высокую величину коммерческих потерь, так как в процесс хищений вовлечен гораздо больший круг лиц. И чем ниже уровень жизни в регионе, тем в большей степени определенная часть хищений (рассматриваемая как объективная) должна включаться в тариф. Именно такой подход облечен в Инструкции в конкретные формулы.

8. Методика, заложенная в нормативы ФЭК (пост. № 14/10 от 17.03.2000), не может быть признана обоснованной. Особенно вызывают удивление нормативы нагрузочных потерь в сетях СН и ВН. Сопоставительные расчеты, проведенные нами для ряда энергосистем, показывают существенные несовпадения (см. статью автора "Принципы нормирования потерь электроэнергии и программное обеспечение расчетов", Электрические станции, 2001, № 9).

Не более обоснованы и 6 тыс. квт·ч/км в год для сетей 0,4 кВ, установленные нормативом ФЭК. Сопоставительные расчеты по сетям 0,4 кВ (см. статью автора "Методы расчета технических потерь электроэнергии в сетях 380/220 В", Электрические станции, 2002, № 1) показывают, что реально эта величина может колебаться от 1,5 до 9 тыс. квт·ч/км в год.

Упомянутые статьи в составе 6 статей, публикуемых в журнале «Электрические станции» с №8 за 2001 г по №2 за 2002 г., направлены Вам в файле metod.zip. Если что-то не дошло, просьба сообщить.

9. Типовой перечень мероприятий, приведенный в разработанной нами в 1987 г. "Инструкции по снижению технологического расхода....", излишне перегружен, отчетность по нему в значительной степени формальна и практически бесцельна.

Какой смысл может быть в "Количестве подстанций, на которых снижен расход на собственные нужды"? Ну, например, 10 п/ст по 1 тыс. кВт·ч снижения на каждой. А если 1 п/ст, но 40 тыс. кВт·ч – это хуже или лучше? Таких МСП и пояснений к ним в действующем перечне много.

10. Внедрение программ и проведение расчетов не являются мероприятиями по снижению потерь (МСП). Мероприятием является реализация того, что приводит к снижению потерь, а не расчеты по выбору мероприятий. Такие расчеты Инструкция относит к организационным аспектам МСП, но не к самим МСП.

11. Перечень МСП в Инструкции должен быть, по мнению автора, просто перечнем наименований с пояснениями физики воздействия на потери и способов расчета физического эффекта в тыс. кВт·ч, без отчетности по штукам, километрам и т.п. Определение экономической эффективности МСП не является прерогативой данной Инструкции, так как экономическая эффективность любых инвестиций определяется другими нормативными документами.
Для облегчения понимания ряда положений пояснения даны прямо в тексте Инструкции. Они набраны курсивом и в дальнейшем – в следующей редакции - будут исключены.

Содержание


1. Общие положения 7

2. Термины и определения 7

3. Допустимые и нормативные небалансы электроэнергии 11

4. Нормирование потерь электроэнергии 14

5. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии 18

6. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии 22

7. Анализ потерь электроэнергии 28

8. Рекомендации по стимулированию персонала 39

9. Требования к программному обеспечению расчетов потерь

электроэнергии и их нормативных характеристик 40

Приложение. Примеры расчета 41

Список литературы 53

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------

ИНСТРУКЦИЯ ПО НОРМИРОВАНИЮ,

АНАЛИЗУ И СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РД 34-70-*** -02

СЕТЯХ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИХ

ОРГАНИЗАЦИЙ
1. Общие положения

1.1. Инструкция предназначена для персонала энергоснабжающих организаций и региональных энергетических комиссий.

1.2. Инструкция устанавливает методы анализа и нормирования потерь электроэнергии, определения допустимых и нормативных небалансов электроэнергии на объектах и выбора мероприятий по снижению потерь. В Инструкции приведены также рекомендации по стимулированию персонала к внедрению указанных мероприятий и требования к программам расчета потерь электроэнергии и их нормативных характеристик.

1.3. С вводом в действие настоящей Инструкции утрачивает силу "Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений" И 34-70-028-86 –(М.: СПО Союзтехэнерго,1987)

2. Термины и определения

2.1. Отчетные потери электроэнергии – разность между электроэнергией, поступившей в сеть (по показаниям счетчиков поступления электроэнергии) и электроэнергией, отпущенной потребителям (по показаниям счетчиков отпуска электроэнергии).

2.2. Технические потери электроэнергии - потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии от мест ее производства до точек продажи потребителям.

Примечание. Технические потери определяют расчетным путем на основании законов электротехники.

2.3. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций – расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков.

2.4. Система учета электроэнергии – комплекс технических средств, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объект. Включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и электросчетчики.

2.5. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения – недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы системы учета электроэнергии на объекте.

Примечание. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями измерения электроэнергии, определяют расчетным путем на основании законов вероятностного сложения погрешностей.

2.6. Коммерческие потери – потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Примечание. Коммерческие потери определяют как разность отчетных потерь и суммы их составляющих, описанных в п.п. 2.2, 2.3 и 2.5.

2.7. Укрупненная структура отчетных потерь электроэнергии – представление отчетных потерь в виде четырех составляющих, описанных в п.п. 2.2, 2.3, 2.5 и 2.6.

2.8. Детализированная структура потерь электроэнергии – представление отчетных потерь и (или) их укрупненных структурных составляющих в виде составляющих, объединенных общим признаком: одинаковым номинальным напряжением, типом оборудования, характером изменения во времени (переменные, условно-постоянные), обусловленности (нагрузочные, холостого хода), административным подразделением и т.п.

2.9. Допустимая инструментальная погрешность системы учета электроэнергии - инструментальная погрешность системы учета электроэнергии на объекте, соответствующая фактическим характеристикам и режимам работы входящих в нее измерительных устройств.

2.10. Нормативная инструментальная погрешность системы учета электроэнергии - инструментальная погрешность системы учета электроэнергии, соответствующая нормативным (установленным ПУЭ и другими документами) характеристикам и режимам работы входящих в нее измерительных устройств.

Пояснение. Эксплуатируемые в настоящий момент элементы системы учета электроэнергии работают в ненормативных условиях. В частности, ТТ существенно недогружены, что приводит к недоучету электроэнергии. Это произошло в связи с общим обвалом производства, а не по вине энергоснабжающих организаций. Поэтому эти погрешности рассматриваются как допустимые. Вместе с тем, если даже идеально подобрать ТТ, он будет загружен на 80-100% только в режиме максимальной нагрузки (80% из-за дискретности шкалы номинальных токов). В остальное время суток ТТ будет загружен меньше (в соответствии с графиком нагрузки), что будет приводить к недоучету электроэнергии. Эта погрешность в тексте Инструкции названа нормативной. Более подробно о фактических погрешностях см. в статье [1].

2.11. Фактический небаланс электроэнергии на объекте (ФНЭ) - отличие электроэнергии, поступившей на объект, от суммы трех составляющих: электроэнергии, отпущенной с объекта, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и технических потерь в сетях и оборудовании объекта.

Примечание. Фактический небаланс электроэнергии по существу включает в себя инструментальные погрешности системы учета электроэнергии на объекте, погрешности расчета технических потерь и коммерческие потери.

2.12. Допустимый небаланс электроэнергии на объекте (ДНЭ) – допустимое отличие электроэнергии, поступившей на объект, от суммы трех составляющих: электроэнергии, отпущенной с объекта, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и технических потерь в сетях и оборудовании объекта, определяемое диапазоном допустимой инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на объекте, диапазоном погрешности метода расчета технических потерь, допустимого к применению на данном объекте, и допустимым уровнем коммерческих потерь.

Примечание. Допустимый небаланс выражают в виде диапазона допустимых значений.

Пояснение. Методы расчета технических потерь, допустимые к применению на различных объектах, будут установлены «Инструкцией по расчету технических потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций», разработка которой запланирована на 2002 г. Скорее всего, обе инструкции будут выпущены в свет одновременно.

2.13. Нормативный небаланс электроэнергии на объекте (ННЭ) – допустимое значение параметра, описанного в п.2.12, определяемое в отличие от п.2.12 диапазоном нормативной инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на объекте.

Примечание. Нормативный небаланс выражают также в виде диапазона допустимых значений.

2.14. Расчет потерь электроэнергии - определение численных значений потерь с получением в результате расчета:

- суммарных потерь для рассматриваемой сети за рассматриваемый период времени;

- структуры суммарных потерь;

- интервалов достоверности суммарных потерь и их структурных составляющих.

2.15. Анализ потерь электроэнергии – оценка приемлемости уровня потерь с технической и экономической точек зрения, выявление причин превышения допустимых небалансов электроэнергии на объекте в целом и его частях, выявление территориальных зон, групп элементов и отдельных элементов с повышенными потерями (очагов потерь), определение количественного влияния на отчетные потери и их структурные составляющие параметров, характеризующих режимы передачи электроэнергии.

2.16. Мероприятие по снижению потерь электроэнергии (МСП) – мероприятие, проведение которого экономически оправдано за счет получаемой экономии электроэнергии.

2.17. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии – разработка перечня конкретных мероприятий по снижению потерь электроэнергии с соответствующими каждому мероприятию показателями требуемых затрат, получаемой экономии электроэнергии, срока окупаемости затрат или других показателей экономической эффективности и т.п.

2.18. Резервы снижения потерь электроэнергии - экономия электроэнергии, которая может быть получена при внедрении экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

2.19. Нормирование потерь электроэнергии - установление для рассматриваемого периода времени приемлемого (нормального) по техническим и экономическим критериям уровня потерь электроэнергии (норматива потерь).

Примечание. Приемлемый уровень потерь определяют на основе рассчитанной структуры потерь и анализа резервов снижения ее составляющих.

2.20. Прогнозное значение норматива потерь - значение норматива, определенное по прогнозируемым нагрузкам и режимам работы сетей и оборудования объекта.

Примечание. Прогнозное значение норматива определяют для планируемого периода.

2.21. Фактическое значение норматива потерь - значение норматива, определенное по фактическим нагрузкам и режимам работы сетей и оборудования объекта.

Примечание. Фактическое значение норматива определяют для отчетного периода после его завершения.

2.22. Перспективный норматив потерь электроэнергии – значение потерь электроэнергии, соответствующее реализации экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь в полном объеме.

Примечание. Перспективный норматив рассматривается как целевая установка на многолетний период, определенная по прогнозным данным на конец этого периода. Может определяться и при существующих схемах и нагрузках для оценки уровня потерь, которого можно было бы достичь сейчас, если бы одномоментно внедрить все возможные МСП.

2.23. Текущий норматив потерь электроэнергии - значение потерь электроэнергии, соответствующее реализации в планируемом периоде экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь в объеме, согласованном с контролирующей организацией.

Примечание. Текущий норматив рассматривается как целевая установка на предстоящий год, определенная по прогнозным данным на конец этого периода.

2.24. Характеристика потерь электроэнергии – зависимость потерь электроэнергии при существующих схемах и режимах работы электрических сетей от факторов, отражаемых в официальной отчетности.

2.25. Нормативная характеристика потерь электроэнергии – зависимость приемлемого уровня потерь электроэнергии (учитывающего эффект от МСП, проведение которых согласовано с организацией, утверждающей норматив потерь) от факторов, отражаемых в официальной отчетности.

2.26. Официальная отчетность - формы отчетности, установленные Госкомстатом РФ или вышестоящими организациями.

Примечание: К официальной отчетности, используемой при расчете норматива потерь электроэнергии, относятся:

- форма 46-ЭС «Полезный отпуск электрической и тепловой энергии»;

- форма 5-энерго «Основные технико-экономические показатели»;

- форма 7-энерго «Структура баланса электроэнергии по АО-энерго»;

- форма 20-энерго «Распределение мощности электрооборудования»;

- сводный акт получения и отпуска электроэнергии на ФОРЭМ по точкам учета АСКУЭ.

3. Допустимые и нормативные небалансы электроэнергии.

3.1. В соответствии с определениями ДНЭ и ННЭ (п.п. 2.12 и 2.13) их значения определяются соответственно допустимыми и нормативными инструментальными погрешностями системы учета электроэнергии на объекте, погрешностью метода расчета технических потерь, допустимого для данного объекта, и допустимым уровнем коммерческих потерь.

При определении ДНЭ (ННЭ) должны учитываться систематические и случайные составляющие перечисленных погрешностей.

3.2. Систематическую составляющую ДНЭ (ННЭ) в абсолютных единицах определяют по формуле [1,2]

, (3.1)

где ?i и ?j – допустимые (нормативные) систематические погрешности, %, измерительных комплексов (инструментальные погрешности), фиксирующих соответственно отпуск Wi и поступление Wj энергии, взятые с обратным знаком (допустимая отрицательная инструментальная погрешность соответствует положительному допустимому небалансу); m – число точек учета отпуска энергии; n – то же, поступления энергии; Wд.ком – допустимые для данного объекта коммерческие потери.

Примечание 1. Для объектов, не производящих отпуск электроэнергии из сетей 0,4 кВ, допустимые коммерческие потери принимают равными нулю. Рекомендуемый способ определения допустимых коммерческих потерь для объектов, производящих отпуск электроэнергии из сетей 0,4 кВ, изложен в п. 4.4.

Примечание 2. Выражение (3.1) без последнего слагаемого представляет собой систематическую составляющую инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на объекте (среднее значение недоучета).

Пояснение 1. В практике расчетов технических потерь систематическую погрешность метода расчета технических потерь обычно учитывают в виде поправочных коэффициентов непосредственно в формулах расчета потерь (см. статью [2]), поэтому в формуле (3.1) она не фигурирует.

Пояснение 2. Расчет небалансов проще и нагляднее делать в абсолютных единицах – нет необходимости вначале определять доли электроэнергии, отпущенной по каждой точке учета, от суммарного отпуска, а затем подставлять их в формулу для расчета небаланса в процентах, как это принимается по традиции в нормативных документах . Отнести впоследствии абсолютные единицы к любой величине для расчета процента не представляет сложности.

3.3 Случайную составляющую ДНЭ (ННЭ) в абсолютных единицах определяют по формуле

(3.2)

где ?i - допустимая (нормативная) случайная погрешность i-го измерительного комплекса, %; ?т -случайная погрешность метода расчета технических потерь, %, соответствующая уровню доверительной вероятности 0,95; WТ – расчетное значение технических потерь.

Примечание. Первое слагаемое под корнем формулы (3.2) представляет собой случайную составляющую инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на объекте.

Пояснение1. В отличие от формулы (3.1) в формуле (3.2) присутствует погрешность расчета технических потерь (которая плюс-минус), но отсутствует составляющая, связанная с допустимыми коммерческими потерями, так как последние выражаются одним числом.

Пояснение 2. В метрологии считается, что распределение фактических погрешностей измерительных приборов одного и того же типа подчиняется закону равномерной плотности, а не нормальному закону. В связи с этим доверительной вероятности 0,95 соответствуют значения, отстоящие от границ интервала распределения на 2,5 % с обеих сторон, что соответствует коэффициенту 0,975. Коэффициент 0,95 в (3.2) представляет собой квадрат значения 0,975, а не значение доверительной вероятности 0,95.

3.4. Допустимую (нормативную) систематическую составляющую инструментальной погрешности измерительного комплекса определяют по формуле [1], %,

? = 2,1 ?ТТ + 1,7 ?ТН + ?сч - 0,5 ?UТН , (3.3)

где ?ТТ – допустимая (нормативная) систематическая составляющая погрешности, вносимой измерительным трансформатором тока (ТТ), %; ?ТН – то же, трансформатором напряжения (ТН), %; ?сч – то же, прибором учета, %; ?UТН – допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН, %.

Пояснение. Коэффициенты 2,1 и 1,7 учитывают увеличение погрешности измерения активных составляющих тока и напряжения за счет угловых погрешностей ТТ и ТН при типовом значении коэффициента реактивной мощности нагрузки контролируемого присоединения, равном 0,85 [1]. Коэффициент 0,5 перед величиной UТН обусловлен допущением, что при неизвестных значениях потерь напряжения во вторичных цепях ТН в точках учета можно считать, что они распределены равномерно в диапазоне от нуля до допустимого по ПУЭ значения UТН . В этом случае среднее значение потерь напряжения, равное 0,5 UТН представляет собой систематическую погрешность, а случайная погрешность равна 0,5 UТН .

3.5. Допустимую (нормативную) случайную составляющую погрешности измерительного комплекса определяют по формуле, %,

, (3.4)

где - допустимые (нормативные) значения случайных составляющих погрешностей ТТ, ТН, и счетчика, %; 1,1 – коэффициент, учитывающий особенности метрологической поверки приборов с помощью эталонных устройств, имеющих свои погрешности, и другие причины.

Пояснение. Коэффициенты 2,2 и 1,5 учитывают увеличение погрешности измерения активных составляющих тока и напряжения за счет угловых погрешностей ТТ и ТН при типовом значении коэффициента реактивной мощности нагрузки контролируемого присоединения, равном 0,85 [1]. Коэффициент 0,25 перед величиной UТН представляет собой квадрат значения 0,5.

3.6. Значения ?ТТ и ?ТТ определяют по табл. 3.1 в зависимости от средней загрузки первичной цепи ТТ – ?ТТ и класса точности ТТ - КТТ . Допустимые значения ?ТТ и ?ТТ определяют при фактическом значении ?ТТ . Нормативные значения ?ТТ и ?ТТ определяют при значении ?ТТ = 0,8 kз , где kз – коэффициент заполнения графика нагрузки контролируемого присоединения за рассматриваемый период времени (относительное число часов использования максимума нагрузки: kз = Tмакс./T).

Пояснение: Наибольшее, теоретически возможное значение коэффициента средней загрузки ТТ - ?ТТ = kз . Коэффициент 0,8 использован для учета допустимой недогрузки ТТ в максимальном режиме в связи с дискретностью шкалы номинальных токов ТТ.
Таблица 3.1. Зависимости токовых погрешностей ТТ от коэффициента загрузки первичной цепи и класса точности ТТ.

Вид

погрешности

Зависимости погрешностей

в диапазоне значений ?ТТ :

0,05 - 0,2

0,2 - 1,0

?ТТ ,%

?ТТ ,%

(-2,0 + 6,25 ?ТТ ) КТТ

±(1,0 – 1,25 ?ТТ ) КТТ

(-1,06 + 1,56 ?ТТ ) КТТ

±(0,81 – 0,31 ?ТТ ) КТТ


3.7. Значения ?ТН и ?ТН определяют по формулам:

; (3.5)

, (3.6)

где КТН – класс точности ТН; ТН – коэффициент загрузки вторичной цепи ТН.

3.8. Значения систематической погрешности ?сч для индукционных счетчиков определяют по формуле

?сч = - 0,2ТповКсч , (3.7)

где Тпов – срок службы счетчика после последней поверки.

Для электронных счетчиков принимают ?сч = 0.

Примечание. При отсутствии данных о фактическом значении Тпов его принимают равным половине нормированного межповерочного интервала.

3.9. Значение случайной погрешности ?сч принимают равным классу точности счетчика.
Пример расчета ДНЭ и ННЭ приведен в Приложении. Инструментальные погрешности учета, а также значения ДНЭ и ННЭ с учетом погрешностей расчета технических потерь и допустимого уровня коммерческих потерь определяет программа РАПУ-95 комплекса РАП-95 – версия 01.2002 (в силу новизны предлагаемой классификации небалансов аналоги данной программы отсутствуют).

4. Нормирование потерь электроэнергии

4.1. Норматив отчетных потерь электроэнергии представляет собой сумму нормативов четырех составляющих укрупненной структуры потерь [4]:

- норматива технических потерь;

- норматива расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;

- норматива потерь, обусловленных погрешностями учета электроэнергии (недоучет);

- норматива коммерческих потерь;

4.2. Норматив технических потерь электроэнергии может определяться на основе:

- результатов прямых расчетов составляющих потерь электроэнергии и резервов их снижения для установленной расчетной схемы сети и данных о режимных параметрах узлов, получаемых от системы телеизмерений, автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии и с помощью контрольных замеров;

- нормативных характеристик потерь электроэнергии, согласованных с контролирующей организацией.

Способ определения норматива технических потерь согласовывается с контролирующей организацией.

4.3. Резервы снижения составляющих потерь электроэнергии определяют:

- технических потерь электроэнергии – на основе расчета оптимальных режимов и схем электрических сетей и анализа соответствия параметров оборудования фактическим и прогнозируемым нагрузкам;

- расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций – на основе сопоставления фактического расхода с нормативами, определяемыми в соответствии с «Инструкцией по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ»;

- потерь, обусловленных инструментальными погрешностями учета электроэнергии – на основе сопоставления недоучета электроэнергии, соответствующего фактическим параметрам измерительного оборудования с его значением, соответствующим нормативным параметрам;

- коммерческих потерь электроэнергии – на основе сопоставления их фактического уровня с нормативом, согласованным с контролирующей организацией.

4.4. Перспективный норматив коммерческих потерь электроэнергии (ПНКП, процент от отпуска электроэнергии населению) рекомендуется определять по формуле:

Wд.ком = 10 / ПС , (4.1)

где ПС – уровень покупательной способности населения в регионе, характеризующий ее отношение к среднероссийскому значению.

Пример. В 2000 г уровень ПС составлял: Москва –5,0; Тюменская обл. –3,5; Самарская обл. –2,0; Московская обл. – 1,2; Республика Бурятия – 0,5.

Рекомендуемые значения ПНКП для этих регионов составят: Москва – 2,0%; Тюменская обл. – 2,9%; Самарская обл. – 5,0%; Московская обл. – 8,3%; Республика Бурятия – 20,0%.

Примечание. Перспективный норматив коммерческих потерь электроэнергии не является величиной постоянной – его значение изменяется при изменении покупательной способности населения.

4.5. При отсутствии обоснования объема резервов снижения потерь, которые могут быть реализованы в планируемом году, рекомендуется применять следующие нормирующие коэффициенты к фактическим значениям составляющих потерь в отчетном году для определения текущего норматива на предстоящий год:

- 0,98 – к расчетному значению технических потерь;

- 0,90 - к разнице между фактическим расходом электроэнергии на собственные нужды подстанций и нормативным расходом, определяемым в соответствии с «Инструкцией по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ»;

- 0,95 - к разнице между допустимым и нормативным значениями систематической составляющей инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на объекте;

- 0,95 - к разнице между фактическим и нормативным значениями коммерческих потерь.

Применение указанных коэффициентов допустимо в течение не более трех лет подряд. За этот период энергоснабжающая организация должна обосновать фактический уровень резервов снижения потерь электроэнергии в сетях и согласовать с контролирующей организацией укрупненный план мероприятий по снижению потерь и динамику их снижения по годам предстоящего периода.

В случае не представления энергоснабжающей организацией указанных документов степень ужесточения нормативов потерь (степень отличия от единицы) на последующие три года удваивается, т.е. указанные выше нормирующие коэффициенты принимаются равными, соответственно 0,96; 0,8; 0,9 и 0,9.

4.6. Значения перспективного норматива коммерческих потерь электроэнергии, рекомендуемое значение которого определяют в соответствии с п.4.4, и понижающих коэффициентов, рекомендуемые значения которых приведены в п.4.5, должны быть согласованы с контролирующей организацией.

4.7. Нормативы потерь, включаемых в тарифы для различных категорий потребителей (в настоящее время при формировании тарифов выделяют три категории промышленных потребителей в зависимости от напряжения питания 0,4 кВ, 6-35 кВ и 110 кВ и выше), определяют с учетом степени использования каждой категорией потребителей сетей различных классов напряжения.

4.8. В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 0,4 кВ, включают:

- технические потери электроэнергии в сетях этого напряжения;

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 110, 6-35 и 0,4 кВ;

- части расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше, определенные аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

4.9. В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 6-35 кВ, включают:

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-20 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную отношению суммарного отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению суммарного отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 110, 6-35 и 0,4 кВ;

- доли расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше, определенные аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

4.10. В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 110 кВ и выше, включают:

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям непосредственно из сетей 110 кВ и выше к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей всех напряжений;

- часть расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 110 кВ и выше, определенную аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

4.11. Коммерческие потери, включаемые в тариф, распределяют равномерно между всеми категориями потребителей.

Пояснение. Коммерческие потери, представляющие собой хищения энергии, являются следствием низкого уровня жизни населения и должны рассматриваться как общая проблема, а не проблема, оплата которой должна возлагаться на тех, кто питается от сетей 0,4 кВ.

4.12. Все составляющие потерь включаются в тариф в объеме, определенном в соответствии с пп. 4.4 и 4.5.

Примеры расчета нормативов потерь и их распределения между различными категориями потребителей приведены в приложении.

5. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии

5.1. Технические потери электроэнергии включают в себя три слагаемых, каждое из которых имеет свою динамику изменения во времени:

- нагрузочные потери - ?Wн , значение которых определяется потоками электроэнергии в сети;

- потери холостого хода - ?Wх , значение которых определяется техническими характеристиками оборудования (силовых трансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов, измерительных трансформаторов и т. п.). Эти потери зависят от рабочего напряжения на вводах оборудования и, в силу незначительного диапазона его изменения, считаются условно-постоянными;

- потери, зависящие от климатических условий и степени загрязненности атмосферы в районе - ?Wкл . К ним относятся потери на корону, потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий и расход электроэнергии на плавку гололеда. Эти потери существенно изменяются от месяца к месяцу вследствие изменения погодных условий.

5.2. Характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в основных сетях 110 кВ и выше имеет вид, млн. кВт·ч,

, (5.1)

где Wi(j) - значения факторов, млн. кВт·ч, определяющих уровень нагрузочных потерь (отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей, обмены электроэнергией с соседними энергосистемами, производство электроэнергии на собственных станциях и т.п.); Д – число дней расчетного периода, которому соответствуют задаваемые значения энергии); A и B – коэффициенты характеристики; n – число влияющих факторов.

Порядок расчета коэффициентов А и В приведен в «Методике расчета транзитных потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях субъектов федерального оптового рынка электроэнергии» (постановление ФЭК № ______ от 14.12.2001 г.), а также в примере 6. (при запросе методика, утвержденная ФЭК, будет Вам выслана по электронной почте).

Примечание. В связи с тем, что переток электроэнергии в соседнюю энергосистему в определенные часы суток может представлять собой транзит, а в другие часы - нет, в формуле (6) упомянутой методики ФЭК, аналогичной формуле (5.1), приведенной выше, используется число часов Т, а не число дней Д. При определение же суммарных нагрузочных потерь электроэнергии за отчетный период удобнее использовать число дней в месяце. Значения коэффициентов А во втором случае будут в 24 раза меньше определенных по формулам, приведенным в методике расчета транзитных потерь.

5.3. Характеристика потерь холостого хода имеет вид

?Wх = С·Д . (5.2)

Значение коэффициента С определяют на основе потерь электроэнергии холостого хода, рассчитанных за характерные зимние и летние месяцы с учетом фактических напряжений на оборудовании – ?Wх.расч , по формуле

C = ?Wх.расч / Д . (5.3)

При отсутствии расчета значения ?Wх.расч значение коэффициента С допускается определять по формуле:

C = 24·?Pх.ном , (5.4)

где ?Pх.ном - номинальные потери мощности холостого хода, определяемые по отчетным данным о количестве и типах оборудования, присоединенного к сети (форма 20-энерго) и его паспортным данным.

5.4. Характеристика потерь, зависящих от климатических условий, представляет собой 12 помесячных значений, рассчитанных по установленным методикам в соответствии с климатическими условиями района, полученными от регионального метеоцентра (продолжительности в каждом месяце периодов дождя, тумана, снега, изморози и хорошей погоды), и степенью загрязненности атмосферы (СЗА) в районах расположения воздушных линий, определяемой в соответствии с «Инструкцией по выбору изоляции электроустановок», РД 34.51.101-90, СПО Союзтехэнерго, 1990.

5.5. В качестве факторов характеристики нагрузочных потерь электроэнергии в основных сетях 110 кВ и выше должны приниматься:

- отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей и производство электроэнергии на собственных электростанциях (формы 46-ЭС и 5-энерго);

- объемы получения и отпуска электроэнергии на ФОРЭМ по точкам учета АСКУЭ (сводный акт получения и отпуска электроэнергии на ФОРЭМ по точкам учета АСКУЭ).

5.6. Нагрузочные потери электроэнергии и потери холостого хода в i-м месяце летнего или зимнего сезона определяют при подстановке в формулы (5.1) и (5.2) значений Wi и Дi , соответствующих рассматриваемому месяцу, при постоянных значениях коэффициентов A, B и C , рассчитанных для данного сезона.

5.7 Для линий с реверсивными перетоками в формулу (5.1) в качестве квадрата фактора, выраженного двумя значениями – поступления - Wп и отпуска - Wо по линии - подставляют эквивалентное значение, определенное по формуле [6]

, (5.5)

а в качестве произведений факторов – значение, определенное по формуле

. (5.6)

В формулах (5.5) - (5.6) используются расчетные значения отпуска Wр.о и поступления Wр.п энергии, которые определяют по формулам:

; (5.7)

. (5.8)

При этом i-м фактором считается фактор с меньшим значением величины

. (5.9)

Примечание. Значения Wп и Wо в формулах (5.7) и (5.8) считаются положительными.

5.7. Характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в радиальной сети напряжением 35, 6-20 или 0,4 кВ имеет вид, млн. кВт·ч,

, (5.10)

где WU – электроэнергия, отпущенная в сеть напряжением U за Д дней, млн. кВт·ч; AU - коэффициент характеристики.

5.9. Характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в сетях объекта, на балансе которого находятся сети напряжением 6-20 и 0,4 кВ (сети оптовых покупателей-перепродавцов), имеет вид, млн. кВт·ч,

, (5.11)

где W6-20 – отпуск электроэнергии в сети 6-20 кВ, млн. кВт·ч, за вычетом отпуска потребителям непосредственно с шин 6-20 кВ подстанций 35-220/6-20 кВ и электростанций; W0,4 – то же, в сети 0,4 кВ; A6-20 и A0,4 –коэффициенты характеристики.

Примечание. При отсутствии учета электроэнергии на стороне 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6-20/0,4 кВ значение W0,4 определяют, вычитая из значения W6-20 отпуск электроэнергии потребителям непосредственно из сети 6-20 кВ и потери в сети 6-20 кВ, определяемые формулой (5.2) и первым слагаемым формулы (5.11).

5.10. Основой для расчета коэффициентов характеристик технических потерь в радиальных сетях 35, 6-20 и 0,4 кВ являются результаты расчета для периода продолжительностью Д дней следующих составляющих потерь:

- нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 35, 6-10 и 0,4 кВ: ?Wн 35 , ?Wн 6-20 и ?W0,4;

- потерь холостого хода в трансформаторах 35/6-20 и 6-20/0,4 кВ и другом нерегулируемом оборудовании, эксплуатируемом в сетях этих напряжений : ?Wх 35 и ?Wх 6-20 ;

5.11. Коэффициент AU характеристики (5.10) определяют по формуле

, (5.12)

где ?WнU - значение нагрузочных потерь электроэнергии, млн. кВт·ч, соответствующее отпуску электроэнергии в сеть WU , млн. кВт·ч.

При использовании значения потерь, выраженного в процентах - ?WнU% ,, коэффициент AU определяют по формуле

. (5.13)

5.12. Коэффициенты A и C для радиальных сетей 35, 6-20 или 0,4 кВ в целом при наличии их значений, рассчитанных для входящих в сеть линий (Ai и Ci ), определяют по формулам:

; (5.14)

, (5.15)

где Wi –отпуск электроэнергии в i-ю линию; W? – то же, в сеть в целом; n – количество линий.

5.13. Коэффициенты A и C для сетей 6-20 или 0,4 кВ в целом при наличии их значений, рассчитанных для ограниченной выборки линий (AВ и CВ ), определяют по формулам:

; (5.16)

, (5.17)

где WВ – отпуск электроэнергии в линии выборки; W? - отпуск в сеть 6-20 или 0,4 кВ в целом.

Коэффициенты A и C для сетей 35 кВ должны быть рассчитаны для всех сетей в полном объеме. Их определение на основе расчета ограниченной выборки линий не допускается.

5.14. Коэффициенты нормативной характеристики технических потерь (НХТП) определяют на основе рассчитанных коэффициентов ХТП, уменьшая их в соответствии с эффектом от проведения мероприятий по снижению потерь, реализация которых возможна в планируемом периоде, или с помощью нормирующих коэффициентов, приведенных в п. 4.5.

5.15. Особенности применения нормативных характеристик для расчета потерь мощности и энергии от транзитных перетоков отражены в "Методике расчета транзитных потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях субъектов федерального оптового рынка электроэнергии".

6. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии

6.1.. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии (МСП) могут быть разделены на 4 группы, имеющие различные механизмы формирования эффекта:

1) мероприятия по совершенствованию управления режимами электрических сетей;

2) мероприятия по автоматизации управления режимами электрических сетей;

3) мероприятия по реконструкции электрических сетей;

4) мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии.

Мероприятия каждой из перечисленных групп имеют организационные и технические аспекты.

6.2 К организационным аспектам МСП относятся:

- внедрение программного обеспечения, проведение расчетов по выбору МСП и оценке их экономических показателей;

- разработка плана мероприятий;

- выпуск организационно-распорядительных документов, устанавливающих ответственность подразделений за те или иные составляющие потерь и за проведение мероприятий по их снижению в установленные планом сроки;

- разработка системы стимулирования персонала к снижению потерь электроэнергии;

- введение системы контроля за проведением работ по снижению потерь электроэнергии и соответствующей системы их учета и анализа;

- выделение средств и материальных ресурсов для приобретения необходимого оборудования, его доставки и установки;

- установление в договорах электроснабжения условий потребления реактивной энергии потребителями в соответствии с действующими нормативными документами.

Перечисленные работы и действия мероприятиями по снижению потерь не являются и непосредственного эффекта, выражающегося в снижении потерь, не имеют.

6.3. К техническим аспектам МСП относятся:

- реализация оптимального управления режимами электрических сетей.

- установка и ввод в действие технических средств снижения потерь электроэнергии, средств телеизмерений параметров режима электрических сетей и автоматических устройств управления режимами;

6.4. К мероприятиям по совершенствованию управления режимами электрических сетей относятся:

1) реализация оптимальных режимов замкнутых электрических сетей 110 кВ и выше по реактивной мощности и напряжению;

2) проведение переключений в рабочей схеме сети, обеспечивающих распределение электроэнергии при минимальных потерях;

3) перевод неиспользуемых генераторов станций в режим СК;

4) осуществление регулирования напряжения в центрах питания радиальных сетей 6-110 кВ, обеспечивающего минимальные потери электроэнергии при допустимых отклонениях напряжения у потребителей электроэнергии;

5) размыкание линий 6-35 кВ с двухсторонним питанием в точках, обеспечивающих электроснабжение потребителей при минимальных суммарных потерях электроэнергии в сетях 6-35 кВ и выше;

6) отключение в режимах малых нагрузок одного из трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами;

7) выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ.

6.5. К мероприятиям по автоматизации управления режимами электрических сетей относятся:

1) установка и ввод в работу автоматических регуляторов напряжения на трансформаторах с РПН;

2) установка и ввод в работу автоматических регуляторов источников реактивной мощности;

3) установка и ввод в работу средств телеизмерений.

6.6 К мероприятиям по реконструкции электрических сетей относятся:

1) разукрупнение подстанций, ввод дополнительных ВЛ и трансформаторов для разгрузки перегруженных участков сетей, перемещение трансформаторов с одних подстанций на другие с целью нормализации их загрузки, ввод дополнительных коммутационных аппаратов и т.п.;

2) ввод компенсирующих устройств (КУ) на подстанциях энергосистемы;

3) ввод технических средств регулирования напряжения (трансформаторов с продольно-поперечным регулированием, вольтодобавочных трансформаторов, трансформаторов с РПН и т.д.).

6.7. К мероприятиям по совершенствованию учета электроэнергии относятся:

1) обеспечение работы измерительных трансформаторов и электросчетчиков в допустимых условиях (отсутствие недогрузки первичных цепей ТТ, перегрузки вторичных цепей ТТ и ТН, обеспечение требуемых температурных условий, устранение вибраций оснований счетчиков и т.д.);

2) замена измерительных трансформаторов на трансформаторы с улучшенными характеристиками и с номинальными параметрами, соответствующими фактическим нагрузкам;

3) замена существующих приборов учета на приборы с улучшенными характеристиками;

4) установка приборов технического учета электроэнергии на радиальных линиях, отходящих от подстанций (головной учет);

5) периодические проверки условий работы электросчетчиков расчетного учета у потребителей и выявление хищений электроэнергии.

6.8. Основное содержание организационных и технических аспектов мероприятий по совершенствованию управления режимами электрических сетей

Расчеты оптимальных режимов замкнутых электрических сетей по реактивной мощности и напряжению осуществляют по специальным оптимизационным программам. Ведение оптимальных режимов диспетчером может осуществляться в соответствии с графиком регулирования устройств, составленным на основании предварительно проведенных прогнозных расчетов (управление в режиме off line), либо в темпе процесса (on line) на основе данных, поступающих от системы телеизмерений (ТИ).

Ведение оптимальных режимов в темпе процесса намного эффективнее, так как использует фактические, а не прогнозные данные о режиме. Для реализации такого управления необходимо:

1) провести оценку наблюдаемости сети (выявление зон, управление которыми возможно с помощью уже установленных средств ТИ), определить оптимальные места установки дополнительных средств ТИ. Такая оценка осуществляется по специальным программам;

2) внедрить программу оценивания режима сети (оценивания состояния), позволяющую рассчитывать режимы на основе данных телеизмерений;

3) внедрить программу оперативного формирования наблюдаемой схемы сети, соответствующей функционирующим в данный момент средствам ТИ и находящимся в работе участкам сети (при выходе из строя датчика ТИ или выводе в ремонт оборудования программа должна формировать новую расчетную схему в соответствии с изменившейся зоной наблюдаемости);

4) внедрить программу оптимизации текущих режимов сети по коэффициентам трансформации и реактивной мощности источников;

5) внедрить программу "Советчик диспетчера", выбирающую в каждый момент времени из полного перечня устройств, оптимальные параметры которых определены программой оптимизации, ограниченный круг устройств, наиболее эффективно влияющих на уровень потерь, и рекомендующую необходимые действия по изменению их режима.

Выбор оптимальной рабочей схемы сети обычно осуществляют на основе вариантных расчетов. Особо следует рассмотреть возможность размыкания контуров, в которые входят линии различных номинальных напряжений.

Перевод неиспользуемых генераторов в режим СК производят с целью получения дополнительного источника реактивной мощности. Целесообразность такого перевода определяют на основе сравнения снижения потерь электроэнергии в сети за счет использования этого источника и расхода электроэнергии на его работу.

Оптимальный закон регулирования напряжения в центре питания радиальной сети 35-110 кВ определяют с учетом регулировочных возможностей трансформаторов с РПН 35-110/6-20 кВ и трансформаторов с ПБВ. Основным критерием при этом является минимизация количества электроэнергии, отпускаемой потребителям с шин трансформаторов с ПБВ с недопустимыми отклонениями напряжения. Регулировочные ответвления трансформаторов с ПБВ напряжением 35-110/6-20 кВ и 6-20/0,4 кВ устанавливают на уровне, обеспечивающем минимальные потери электроэнергии в сети.

Оптимизация мест размыкания сетей 6-35 кВ с двухсторонним питанием осуществляется на основе перебора точек возможного размыкания сети с оценкой изменения потерь как в размыкаемой сети 6-35 кВ, так и в питающих сетях 110-220 кВ, происходящего вследствие перенесения нагрузки с одной узловой подстанции на другую.

Отключение одного из трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами в режимах малых нагрузок производят в случае, если снижение потерь холостого хода превышает происходящее при этом увеличение нагрузочных потерь. Такое отключение может осуществляться как в часы ночных провалов нагрузки, так и в периоды ее сезонного снижения.

Выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ производят путем переключения части абонентов с перегруженных фаз на недогруженные

6.9. Основное содержание мероприятий по автоматизации управления режимами электрических сетей

Оптимальные режимы работы ряда устройств определяются местными параметрами текущего режима электрической сети. Их регулирование целесообразно осуществлять с помощью автоматических устройств, установленных непосредственно в точке установки оборудования. Эффект от их установки заключается в более тщательном отслеживании изменений режима, чем это могло бы быть выполнено диспетчером.

6.10. Основное содержание мероприятий по реконструкции схем сетей

Реконструкцию схем сетей проводят, исходя из рассмотрения комплекса условий, в которых уровень потерь электроэнергии является одним из параметров, но, как правило, не основным. Поэтому такую реконструкцию относят не к целевым МСП , а к мероприятиям с сопутствующим снижением потерь. Численное значение снижения потерь определяют на основе сравнения их значений до и после реконструкции.

Ввод компенсирующих устройств и технических средств регулирования напряжения производят, исходя из снижения потерь как основного фактора (как правило). Иногда целью является увеличение пропускной способности сети или нормализация отклонений напряжения. Эффективность этих МСП определяют на основе сравнения потерь до и после их проведения.

6.11. Основное содержание мероприятий по совершенствованию учёта электроэнергии

Необходимость обеспечения допустимых условий работы приборов учета, их периодических проверок и выявления хищений электроэнергии не требует особых пояснений.

Обоснование целесообразности замены измерительных трансформаторов и приборов учета на оборудование с улучшенными характеристиками, приоритетную последовательность такой замены и количественную оценку эффективности замены каждого прибора осуществляют на основе расчета снижения потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями приборов учета, происходящего при замене приборов.

Установка приборов технического учета электроэнергии на отходящих от подстанции линиях целесообразна на радиальных линиях 35-110 кВ, фидерах 6-10кВ и линиях 0,4 кВ. Их установка позволяет определять фактические небалансы электроэнергии, увеличить точность расчета технических потерь электроэнергии и локализовать очаги коммерческих потерь.

6.12. Оценка эффективности затрат на проведение МСП.

Оценку эффективности затрат на проведение МСП проводят в соответствии с «Методикой оценки текущих показателей эффективности существующих и разрабатываемых энергосберегающих мероприятий для АО-энерго и АО-электростанции» и «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» (утв. Госстроем РФ, Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госкомпромом РФ 31 марта 1994 г. № 7-12/47-М).

В данных документах установлены рекомендуемые показатели эффективности и методы их расчета для двух типов мероприятий:

- мероприятия, капитальные вложения в которые, эксплуатационные издержки и технико-экономические показатели изменяются по годам расчетного периода;

- мероприятия, затраты на которые осуществляются в течение одного года, а эксплуатационные издержки и технико-экономические показатели относительно стабильны в течение расчетного периода.

В международной практике принято, что каждый инвестор или любая фирма сама принимает решение о том, какими критериями пользоваться при принятии решения о внедрении мероприятия.

Наиболее простым критерием является срок окупаемости (срок возврата) затрат на внедрение мероприятия за счет получаемой при этом экономии электроэнергии.

При рассчитанном значении годового снижения потерь электроэнергии ?W , кВт.ч, известной стоимости электроэнергии на момент приобретения оборудования - b, руб/кВт.ч и цене оборудования - Ц, руб, срок окупаемости затрат определяют по формуле:

, лет (6.1)

где З - дополнительные затраты, связанные с транспортировкой, установкой, монтажом оборудования и т.п.; р - процент ежегодных затрат на обслуживание, текущий ремонт и амортизационных отчислений от стоимости оборудования.

В течение срока Tок затраты в оборудование будут скомпенсированы стоимостью сэкономленной энергии, а после него экономический эффект будет составлять ежегодно Э, руб. Оценка приемлемости полученных показателей эффективности и целесообразности внедрения рассматриваемого МСП осуществляется лицом, принимающим решение о выделении средств на приобретение оборудования.

При расчетах по формуле (6.1) для получения гарантированного эффекта от внедрения МСП в качестве ?W следует принимать его минимальное значение из интервала неопределенности.

Пример. Расчетное минимальное значение натурального эффекта от внедрения мероприятия ?W составляет 17 млн. кВт.ч в год. Цена оборудования в данный момент Ц = 3000 тыс. руб, дополнительные затраты З = 600 тыс. руб, стоимость электроэнергии 0,2 руб/кВт.ч. Ежегодные затраты на обслуживание оборудования р = 10 %. Рассчитать показатели эффективности данного мероприятия при покупке оборудования по предлагаемой цене.

Решение.

Э = 0,2·17·103 - 0,1·3000 = 3100 тыс. руб/год.

года

7. Анализ потерь электроэнергии
7.1. Анализ потерь электроэнергии осуществляется со следующими целями:

1) выявление зон и конкретных элементов с повышенными техническими потерями;

2) выявление фидеров 6-20кВ и линий 0,4 кВ с повышенными коммерческими потерями;

3) оценка влияния на технические потери основных параметров поступления и отпуска электроэнергии из сети на основе сопоставительных расчетов потерь при различных значениях параметров или по нормативной характеристике потерь;

4) определение количественных целей по снижению потерь для различных служб и подразделений энергосистемы.

7.2. Выявление зон и конкретных элементов сети с повышенными техническими потерями проводят на основе результатов расчета потерь и их структуры. В первом приближении к очагам нагрузочных потерь относят линии с плотностью тока более 1 А/мм2 , а к очагам потерь холостого хода - трансформаторы, загруженные в режиме максимальных нагрузок менее чем на 50 % на одно-трансформаторных подстанциях и менее чем на 35 % - на двухтрансформаторных подстанциях.

7.3. Выявление фидеров 6-20 кВ с повышенными коммерческими потерями осуществляют на основе сопоставления следующих величин:

1) отпуска электроэнергии в фидер - Wо;

2) верхней границы интервала неопределенности технических потерь электроэнергии в фидере ?Wт.max;

3) полезного отпуска электроэнергии потребителям, питающимся от данного фидера - Wп.о ;

4) диапазона потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями учета электроэнергии, выраженного в виде нижней (?Wу.н) и верхней (?Wу.в) границ .

Гарантированное (минимальное) значение коммерческих потерь в фидере определяют по формуле

. (7.1)

7.4. Факт переноса части отчетных потерь между месяцами определяют, рассчитывая для каждого месяца значения

, (7.2)

где Wо - отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей (сумма полезного отпуска электроэнергии собственным потребителям и потерь в сети); Wпост –условно-постоянные потери.

Если отчетные потери не содержат коммерческой составляющей и фактов переноса потерь между месяцами, разность представляет собой нагрузочные потери, пропорциональные значению W02. В этом случае значение E должно быть приблизительно одинаковым для всех месяцев. В связи с выводом в ремонт в летний период части линий и оборудования значение Е должно быть даже несколько выше для летних месяцев. Если значение E для зимних месяцев выше, чем для летних. Это говорит о недоплате за электроэнергию в зимние месяцы (отчетные потери выше расчетных) и переплате в летние месяцы (отчетные потери ниже расчетных).

7.5. Определение количественных целей снижения составляющих потерь, находящихся в сфере различных служб и подразделений, проводят на основе расчета их гарантированных значений (границ интервалов неопределенности). Для этого используют следующие рассчитанные величины:

1) интервал неопределенности технических потерь;

2) интервал потерь, обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями учета электроэнергии;

3) интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета.

Пример. Интервал неопределенности технических потерь по данным расчетов составил от 6,6 % до 8,2 %. Интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета, составляет от - 0,2 % (переучет) до +0,6 % (недоучет), а обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями от - 0,1 % (переучет) до +0,8 % (недоучет). Отчетные потери (за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций) составляют 11,2 %.

Расчет резервов снижения технических потерь показал, что они находятся в диапазоне от 0,7 до 0,9 %.

Анализ результатов расчетов. Гарантированное (минимальное) значение неоплачиваемого потребления (хищения) составляет

?Wком. min= ?Wотч – ?Wт. max - ?Wу. max= 11,2 - 8,2 - 0,8 = 2,2 %

Гарантированное (минимальное) значение технических потерь составляет 6,6%.

Значение потерь, обусловленных несоответствием системы учета электроэнергии требованиям ПУЭ, составляет 0,8 - 0,6 = 0,2%.

Потери неопределенной структуры составляют

?Wнеопр = ?Wотч - ?Wт. min - ?Wком. min= 11,2 - 6,6 - 2,2 = 2,4 %

В соответствии с расчетами персоналу энергосбыта ставится задача снижения хищений в перспективе минимум на 2,2 % (на планируемый период это может быть, например, 0,5%), персоналу сетей - снижения технических потерь в перспективе минимум на 0,7 %, персоналу метрологических служб - снижения недоучета на 0,2 % (все значения в процентах от отпуска электроэнергии в сеть). Потери неопределенной структуры, равные 2,4 %, не могут быть гарантировано отнесены к какой либо составляющей, однако улучшение в перспективе качества информации, используемой при расчетах технических потерь, позволит сократить их значение, разнеся часть их между техническими и коммерческими потерями.

Использование интервальной оценки потерь электроэнергии для определения гарантированных значений их структурных составляющих иллюстрируется на рис. 1.

7.6. Обобщенный анализ потерь электроэнергии и их структуры целесообразно проводить на основе формы их учета, соответствующей рис. 2 и приведенной в таблице 7.1. Форма включает в себя:

1) данные, получаемые по приборам учета электроэнергии;

2) данные, получаемые в результате расчетов технических потерь электроэнергии;

3) данные, получаемые в результате расчетов потерь, обусловленных погрешностями систем учета электроэнергии;

4) расчетные значения эффективности мероприятий по снижению потерь (резервы снижения потерь), определяемые либо непосредственно при расчете потерь по перечисленным программам, либо сопоставительными расчетами по ним.

Показатели, значения которых получают расчетным путем (с помощью программ соответствующих расчетов), отмечены в табл.7.1 знаком «*», получаемые от приборов учета - знаком "+". Остальные показатели являются результатами операций, проводимых над числами таблицы.

7.7. Показатели, получаемые от приборов учета, являются детерминированными. Составляющие потерь, получаемые расчетным путем, физически не могут иметь 100%-й достоверности, поэтому их целесообразно представлять в виде трех значений: среднего значения и двух границ интервала возможных значений.

Структура поступления, полезного отпуска

и потерь электроэнергии по ступеням напряжения


110 кВ


Wп


Поступление энергии в сеть 110 кВ и выше


110 кВ


?W110


Потери в сети 110 кВ и выше





WО 110


Полезный отпуск на напряжении 110 кВ и выше



35 кВ


WП 35


Поступление в сеть 35 кВ



35 кВ


?W35


Потери в сети 35 кВ





WО 35


Полезный отпуск на напряжении 35 кВ



10 кВ


WП 10


Поступление в сеть 6-20 кВ





WО 10П.Ф


Полезный отпуск в потребительские фидера 6-20 кВ



10 кВ


?W10


Потери в сети 6-20 кВ





WО 10ТП


Полезный отпуск в потребительские ТП

6-20 кВ



0,4 кВ











WО 0,4П.Л


Полезный отпуск в потребительские линии

0,4 кВ



0,4 кВ


?W0,4


Потери в сетях 0,4 кВ





WО 0,4С

Полезный отпуск из линий 0,4 кВ, принадлежащих энергоснабжающей организации

Рис.1. Структура поступления, полезного отпуска и потерь электроэнергии

Рис. 2. Интервальные оценки структурных составляющих потерь

7.8. Для определения верхней и нижней границ суммарного показателя, являющегося суммой или разностью других показателей, выраженных в интервальной форме, вначале определяют размах изменения каждого показателя

D = Wmax - W min , (7.3)

а затем значения границ суммарного показателя по формуле:

(7.4)

гдеWср - значение суммы (разности) средних значений показателей; n,m,k - номера суммируемых показателей.

Пример. Определить интервал неопределенности показателя 16 в таблице 7.1, являющегося разностью показателя 12 и показателя 13.

Решение.

Wср = 15,6 - 12,2 = 3,4

D12 = 22,9 – 8,3 = 14,6;

D13 = 19,1 - 5,3 = 13,8;



Пояснение к табл. 7.1. Анализируя содержание таблицы, сосредоточьтесь, пожалуйста, на смысле приведенных в ней параметров и отражении ими структуры потерь и резервов их снижения. Цифры целесообразно рассматривать лишь в первом столбце таблицы, где они поддаются прямому сложению-вычитанию без всяких диапазонов и корней. Процедура проведения анализа в виде табл. 7.1 не предполагает ручной работы. Исходные данные для таблицы (технические потери, допустимые и нормативные балансы электроэнергии и т.п. в необходимой интервальной форме получают при расчете потерь электроэнергии по программам комплекса РАП-95 – в части автоматического определения в процессе расчета потерь их интервальных значений, резервов снижения потерь и коэффициентов нормативных характеристик потерь комплекс не имеет аналогов). Расчет самой таблицы автоматизирован в разработанной нами программе СП-95. В энергосистемах, где предпочитают использовать другие программные средства расчета потерь, можно ограничиться анализом средних значений, хотя, по мнению автора, интервальный анализ как раз и представляет основную ценность, позволяя инженеру избавиться от гипноза кажущейся точности расчетов и оценивать реальность получения желаемых результатов.
Таблица 7.1а. Структура отпуска и потерь электроэнергии

Примечание. В данной таблице сконцентрированы данные, которыми должен владеть энергосбыт. Возражения типа -«Где мы возьмем эти данные? Там и счетчиков-то нет. Да и для отчетности они не требуются» понятны. Но без таких данных невозможно провести качественный анализ потерь.



Наименование показателя

Значение

показателя, млн. кВт·ч

+1. Отпуск в сеть для собственных потребителей, всего

+1.1. в том числе, с шин 6-20 кВ электростанций
+2. Отпущено из сетей 35 кВ и выше, всего (п.2.1 + п.2.2 + п.2.3)

в том числе:

+2.1. потребителям на напряжении 110 кВ и выше

+2.2. потребителям на напряжении 35 кВ

+2.3. на шины 6-20 кВ подстанций 35-110/6-20 кВ
+3. Отпущено с шин 6-20 кВ электростанций и подстанций 35-110/6-20 кВ (п.1.1 + п. 2.3), всего

в том числе:

+3.1. в фидера 6-20 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы (технический учет)

+3.2. в потребительские (безпотерьные) фидера
+4. Отпущено из фидеров 6-20 кВ, находящихся на балансе энергосистемы, всего (п.4.1. +п.4.2)

в том числе:

+4.1. через потребительские распределительные трансформаторы 6-20/0,4 кВ)

+4.2. на шины 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6-20/0,4 кВ, находящихся на балансе энергосистемы (технический учет), всего (п.4.2.1. + п.4.2.2)

в том числе:

+4.2.1. в линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы

+4.2.2. непосредственно с шин 0,4 кВ (безпотерьные линии)
+5. Полезный отпуск потребителям на напряжении 6-10 кВ и ниже, включая расход на производственные и хозяйственные нужды энергосистемы, всего (п.5.1 + п.5.2)

в том числе:

+5.1. на напряжении 6-20 кВ (п.3.2 + п.4.1)

+5.2. на напряжении 0,4 кВ

+5.2.1. из них населению
6. Потери в сетях, всего (п.1–п.2.1–п.2.2- п.5.1-п.5.2)=(п.6.1+п.6.2+п.6.3)

-(% к п.1)

в том числе:

6.1. в сетях 35 кВ и выше (п.1–п.1.1–п.2)

- (% к п.1-п.1.1)

- (% к п.1)
6.2. в сетях 6-20 кВ (п.3.1–п.4)

- (% к п. 4)

- (% к п.1)
6.3. в сетях 0,4 кВ (п.4.2–п.5.2)

- (% к п. 4.2)

- (% к п.1)


2230,0

30,0
2090,0
500,0

100,0

1490,0
1520,0

1120,0
400,0
1040,0

300,0
740,0


600,0

140,0
1350,0


700,0

650,0

300,0
280,0
(12,56%)
110,0

(5,00%)

(4,93%)
80,0

(7,69%)

(3,59%)
90,0

(12,16%)

(4,04%)

  1   2   3


Российское акционерное общество энергетики и электрификации
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации