Составление баланса электроэнергии по фидерам 0,38 кВ ТП Г-403 было организовано с января 2005 года. Динамика оплаты за электроэнергию, потреблённую в первом квартале, отражена в Таблице 4. Из данных таблицы видно, что последняя оплата за февраль зафиксирована в мае месяце, за март – в июне.
Таблица 4
Отпуск и динамика оплаты электроэнергии (кВт. ч) по фидерам ТП-Г403 | |||||
Месяц | Дата выборки из базы Сбыт | Фидер 1 | Фидер 2 | Фидер 3 | Фидер 4 |
Январь | Отпуск в сеть | 11120,5 | 8619,38 | 12488,23 | 11972,06 |
25.02.05 | 2875 | 3223 | 6473 | 959 | |
25.03.05 | 9337 | 6960 | 8429 | 5011 | |
13.04.05 | 9337 | 6960 | 8429 | 5011 | |
27.05.05 | 9337 | 6960 | 8429 | 5011 | |
Февраль | Отпуск в сеть | 9244,74 | 7184,03 | 11611,22 | 11120,51 |
25.03.05 | 3759 | 5415 | 3147 | 6004 | |
13.04.05 | 8203 | 7680 | 6850 | 8036 | |
27.05.05 | 8203 | 7680 | 6850 | 8106 | |
Март | Отпуск в сеть | 9944,8 | 7592,1 | 11944,68 | 11907,25 |
27.05.05 | 8310 | 7591 | 9192 | 5127 | |
21.06.05 | 8310 | 8977 | 9192 | 5127 |
Кроме учёта суммарно оплаченной энергии по фидеру из базы данных подсистемы «Сбыт электроэнергии» периодически производится выборка величины оплаченной электроэнергии по каждой точке учёта (номеру лицевого счёта). Информация накапливается в базе данных ИГС в соответствующей таблице 5
Таблица 5
Оплата электроэнергии потребителями по лицевым счетам | ||
№ лицев. сч. | Месяц, Год | W+(кВт. ч) |
236-58 | 01.05 | 150 |
02.05 | 300 | |
03.05 | 200 | |
… | … | |
236-109/2 | 01.05 | 400 |
02.05 | - | |
03.05 | 850 | |
… | … |
Информация, содержащаяся в таблице 5, может быть использована для более точного расчета токораспределения, технических потерь электроэнергии в фидере и потерь напряжения в узлах. Информация об оплаченной электроэнергии не всегда совпадает за какой-то определённый период с фактически потреблённой электроэнергией, но, имея в базе данных архив этих значений за год и более, можно значительно улучшить точность расчётов токораспределения по ветвям фидера.
Расчёт технических потерь электроэнергии
Технология ведения технической документации по ВЛ 0,38 кВ в Гродненских электрических сетях предусматривает нанесение на поопорных схемах этих ВЛ номеров лицевых счетов потребителей (Рисунок 2). Номера лицевых счетов проставляются при рисовании техником РЭС ответвлений к вводам в здания и вводе их паспортных данных в базу данных ИГС «Азимут» (в состав данных входят номера лицевых счетов потребителей запитанных через данное ответвление). При рисовании схемы в базе данных автоматически создаётся модель фидера, к узлам (опорам) которой присоединяется соответствующая нагрузка.
Рисунок 2 Поопорная схема электрической сети 0,38 кВ
Для расчёта технических потерь была использована программа РТП 3. При совместной работе программного комплекса РТП 3 с базой данных ИГС процесс подготовки исходных данных для расчёта выполняется специальной программой, которая выбирает необходимые данные из базы и преобразует в формат расчётной задачи. Алгоритм работы подобной программы был отработан и подробно описан авторами применительно к расчётам сетей 6-10 кВ [3].
В процессе совместной работы программ автоматически формируется расчётная схема фидера (Рисунок 3) выполненная графическими средствами РТП 3, что позволяет освободить инженера по режимам от трудоёмкой работы по вводу в ПЭВМ расчётной информации («кодирования схемы»). При необходимости изменение сформированной исходной информации на основании базы данных ИГС «Азимут» можно производить непосредственно в программе РТП 3.
Рисунок 3 Главное окно программного комплекса РТП 3
В январе 2005 года была представлена новая версия программного комплекса РТП 3, основным направлением развития которого являлось повышение точности расчетов норматива потерь электроэнергии в электрических сетях, а также совершенствование интерфейсных возможностей. Особое внимание было уделено низковольтной сети 0,38 кВ.
Все задачи, решаемые комплексом РТП 3 в предыдущей версии, сохранены в новой:
§ расчеты установившегося режима с определением технических потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 6(10), 35 и 110 кВ, токов короткого замыкания и оценки режимных последствий оперативных переключений в распределительных сетях;
§ расчеты потерь электроэнергии в электрической сети 0,38 кВ без ввода схем электрической сети (по потере напряжения до наиболее электрически удаленной от распределительного трансформатора точки сети);
§ расчеты допустимых и фактических небалансов, количества неучтенной электроэнергии в распределительной сети 6(10) кВ с привязкой абонентов и их точек учета к трансформаторным пунктам 6(10)/0,4 кВ.
В дополнение к уже существующим возможностям в новой версии комплекса программ РТП 3 были реализованы:
§ ввод схем электрической сети 0,38 кВ;
§ привязка потребителей к узлам сети 0,38 кВ с заданием различных вариантов нагрузок;
§ выполнение расчетов режимных параметров электрической сети 0,38 кВ (токов, уровней напряжения в узлах, потерь мощности и т. п.) с учетом исполнения участков и несимметричной загрузки фаз сети;
§ выполнение расчетов потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ (с учетом исполнения участков и несимметричной загрузки) за год в целом или по месяцам с дальнейшим суммированием результатов расчетов за квартал, полугодие и год. Предусмотрена возможность использования для расчета в качестве исходных данных заданного или рассчитанного расхода электроэнергии на распределительных трансформаторах 6(10)/0,4 кВ;
§ определение небалансов и количества неучтенной электроэнергии по линии 0,38 кВ с учетом фактического потребления присоединенных абонентов к узлам сети и допустимой метрологической составляющей потерь электроэнергии;
§ выполнение расчетов нагрузочных потерь мощности и электроэнергии в распределительных трансформаторах 6(10)/0,4 кВ с учетом несимметричной загрузки фаз;
§ определение величины технических потерь электроэнергии в изоляции кабельных линий 6(10)-110 кВ с учетом срока службы кабеля;
§ определение величины технических потерь электроэнергии в измерительных комплексах 0,38-110 кВ по ступеням напряжения с представлением результатов расчетов по составу измерительного оборудования (измерительные трансформаторы тока и напряжения, индукционные и электронные счетчики электрической энергии);
§ возможность учета фактического расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций в суммарном нормативе потерь электроэнергии;
§ формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по ступеням напряжения с разбивкой на структурные составляющие;
§ возможность просмотра результатов расчета не только в элементах сетей, находящихся на балансе предприятия, но и в абонентских линиях и трансформаторах, а также их суммарного значения;
§ хранение ретроспективы результатов расчетов за любой расчетный период.
Результаты расчётов показали, что при существующих токах нагрузки в фидерах ТП Г-403 технические потери находятся в пределах 2% от величины отпущенной энергии. Такая малая величина технических потерь обусловлена небольшой длиной фидеров и сравнительно большим сечением проводов. Относительно небольшие токи нагрузки объясняются тем, что жилая застройка в районе ТП не завершена и в перспективе количество потребителей должно значительно увеличиться.
Анализ результатов расчётов балансов электроэнергии
Как уже отмечалось выше, контроль балансов электроэнергии по фидерам 0,38 кВ имеет смысл только с нарастающим итогом. По фидерам ТП Г-403 такие балансы начали вестись с 1 января 2005 года (Таблица 6) и, несмотря на небольшой период времени, уже можно сделать определённые выводы.
Таблица 6
№ фид. | Отпуск в сеть | Опл. эл. эн. | Техн. потери | Комм. потери | ||
Wо. с. (кВт. ч) | Wr. о.с. (квар. ч) | Wп. о. (кВт. ч) | Wт. п. (кВт. ч) | Wк. п. (кВт. ч) | % | |
Январь | ||||||
1 | 11120,5 | 4691,71 | 9765 | 222,41 | 1133,09 | 10,19 |
2 | 8619,38 | 4270,76 | 6960 | 172,3876 | 1486,9924 | 17,25 |
3 | 12488,23 | 2929,79 | 8599 | 249,7646 | 3639,4654 | 29,14 |
4 | 11972,06 | 2134,51 | 5011 | 239,4412 | 6721,6188 | 56,14 |
По ТП | 44200,17 | 14026,77 | 30335 | 884,0034 | 12981,1666 | 29,37 |
Февраль | ||||||
1 | 9244,74 | 3931,43 | 8043 | 184,8948 | 1016,8452 | 11 |
2 | 7184,03 | 3404,34 | 7680 | 143,6806 | -639,6506 | -8,9 |
3 | 11611,22 | 1988,5 | 7010 | 232,2244 | 4368,9956 | 37,63 |
4 | 11120,51 | 1762,71 | 8106 | 222,4102 | 2792,0998 | 25,11 |
По ТП | 39160,5 | 11086,98 | 30839 | 783,21 | 7538,29 | 19,25 |
Март | ||||||
1 | 9944,8 | 4522,95 | 8107 | 198,896 | 1638,904 | 16,48 |
2 | 7592,1 | 4143,92 | 8977 | 151,842 | -1536,742 | -20,2 |
3 | 11944,7 | 2295,11 | 9395 | 238,894 | 2310,806 | 19,35 |
4 | 11907,25 | 1957,71 | 5127 | 238,145 | 6542,105 | 54,94 |
По ТП | 41388,85 | 12919,69 | 31606 | 827,777 | 8955,073 | 21,64 |
1-й квартал | ||||||
1 | 30310,04 | 13146,09 | 25915 | 606,2008 | 3788,8392 | 12,5 |
2 | 23395,51 | 11819,02 | 23617 | 467,9102 | -689,4002 | -2,95 |
3 | 36044,15 | 7213,4 | 25004 | 720,883 | 10319,267 | 28,63 |
4 | 34999,82 | 5854,93 | 18244 | 699,9964 | 16055,8236 | 45,87 |
По ТП | 52 | 38033,44 | 92780 | 2494,9904 | 29474,5296 | 23,63 |
Апрель | ||||||
1 | 9104,968 | 4431,15 | 8811 | 182,09936 | 111,86864 | 1,229 |
2 | 6431,112 | 3925 | 6019 | 128,62224 | 283,48976 | 4,408 |
3 | 6672,05 | 2597,07 | 15792 | 133,441 | -9253,391 | -139 |
4 | 8355,32 | 1926,74 | 4085 | 167,1064 | 4103,2136 | 49,11 |
По ТП | 30563,45 | 12879,96 | 34707 | 611,269 | -4754,819 | -15,6 |
Январь - Апрель 2005 года | ||||||
1 | 39415,008 | 17577,24 | 42833 | 788,30016 | 3900,70784 | 9,897 |
2 | 29826,622 | 15744,02 | 38613 | 596,53244 | -405,91044 | -1,36 |
3 | 42716,2 | 9810,47 | 50191 | 854,324 | 1065,876 | 2,495 |
4 | 43355,14 | 7781,67 | 27456 | 867,1028 | 20159,0372 | 46,5 |
По ТП | 82 | 50913,4 | 159093 | 3934,0364 | 33674,7836 | 17,12 |
Май | ||||||
1 | 9486,14 | 4884,79 | 8272 | 189,7228 | 1024,4172 | 10,8 |
2 | 6801,11 | 4454,16 | 4181 | 136,0222 | 2484,0878 | 36,52 |
3 | 6578,71 | 3201,78 | 7430 | 131,5742 | -982,8642 | -14,9 |
4 | 6183,93 | 1941,19 | 2482 | 123,6786 | 3578,2514 | 57,86 |
По ТП | 29049,89 | 14481,92 | 22365 | 580,9978 | 6103,8922 | 21,01 |
Январь - Май 2005 года | ||||||
1 | 48901,148 | 22462,03 | 51105 | 978,02296 | 4925,12504 | 10,07 |
2 | 36627,732 | 20198,18 | 42794 | 732,55464 | 2078,17736 | 5,674 |
3 | 49294,91 | 13012,25 | 57621 | 985,8982 | 83,0118 | 0,168 |
4 | 49539,07 | 9722,86 | 29938 | 990,7814 | 23737,2886 | 47,92 |
По ТП | 71 | 65395,32 | 181458 | 4515,0342 | 39778,6758 | 17,62 |
Из таблицы видно, что величины коммерческих потерь по фидерам различаются весьма значительно:
- за первый квартал года суммарные коммерческие потери по всему ТП составили более 30 тыс. кВт. ч. Из них на фидере №3 потеряно 36%, на фидере №4 - 53%. По результатам анализа балансов за первый квартал контролёрами энергосбыта была активизирована работа с потребителями, запитанными от этих фидеров, и был обнаружен факт хищения одним из потребителей. В результате потребитель в апреле внёс оплату за 10 тыс. кВт. ч, что положительно повлияло не только на баланс фидера, но и всего ТП.
- за пять месяцев года коммерческие потери на первом фидере стабильно держатся в пределах 10%. Наиболее проблемным остаётся фидер № 4, на котором коммерческие потери за пять месяцев составили около 48 % от отпущенной потребителям фидера энергии. Из 39,8 тыс. кВт. ч коммерческих потерь электроэнергии по всем фидерам ТП на долю фидера № 4 приходится 23,7 тыс. кВт. ч, или около 60 %. В связи с данной ситуацией первоочередной задачей персонала отдела сбыта электроэнергии и инспекции энергонадзора является тщательное обследование потребителей, запитанных от фидера № 4.
Анализ графиков нагрузок головных участков фидеров
Как уже отмечалось, счётчики “Гран-Электро СС-301” накапливают получасовые значения отпущенной активной и реактивной энергии и хранят эти значения за последние 60 суток. Ежемесячно данные по каждому фидеру в форме таблицы 1 помещаются в базу данных ИГС. Особую ценность этой информации придаёт то, что она фактически представляет собой совмещённые графики активной и реактивной нагрузки фидеров. По соотношению активной и реактивной нагрузки можно определить характер нагрузки на фидере и проанализировать режим электропотребления.
Графики нагрузки первых трёх фидеров (на рисунке 4 показан график нагрузки фидера № 1 за январь месяц) почти идентичны по изменению величины нагрузки на протяжении суток и по соотношению активной и реактивной составляющих.
На них ярко выражены утренние и вечерние максимумы. В ночные часы активная нагрузка резко уменьшается и она не намного превышает реактивную. Это говорит о том, что у потребителей работают в основном компрессора холодильников и морозильных камер.
Рисунок 4 График нагрузки фидера № 1 за январь 2005 г.
Что касается фидера № 4, то его график нагрузки за январь (Рисунок 5) отличается от других фидеров соотношением активной и реактивной нагрузки. Можно предположить, что на этом фидере постоянно включен потребитель активной энергии мощностью около 8 кВт. Можно также предположить, что это электрообогрев, т. к. в дни относительных потеплений (12 –16 января) активная нагрузка резко уменьшалась, и соотношение её с реактивной нагрузкой приближалось к остальным фидерам. Это предположение подтверждает и то, что весь февраль (довольно холодный) активное потребление было максимальным. Март, апрель и первую половину мая потребление изменялось в зависимости от температуры (Рисунок 9). С середины месяца (с 17-го мая) соотношение активной и реактивной нагрузки приблизилось к остальным фидерам. Вместе с тем, от этого фидера запитано 59 потребителей (Таблица 8) и ни у одного из них нет в технических условиях электрообогрева.
Рисунок 5 График нагрузки фидера № 4 за январь 2005 г.
Рисунок 6 График технических потерь электроэнергии фидера № 4 за январь 2005 г.
Рисунок 7 График относительных потерь электроэнергии фидера № 4 за январь 2005 г.
Рисунок 8 График нагрузки фидера № 4 за май 2005 г.
Рисунок 9 График технических потерь электроэнергии фидера № 4 за май 2005 г.
Рисунок 10 График относительных потерь электроэнергии фидера № 4 за май 2005 г.
Таблица 8
|
Кратковременные разовые сбросы активной нагрузки на фидере № 4, которые имели место 19 и 29 января (Рисунок 11) дают основания предполагать, что вся дополнительная чисто активная нагрузка сосредоточена у одного потребителя и отключается одним коммутационным аппаратом. На суточных графиках потребления отпуска энергии по фидеру № 4 за 19 и 29 января видно, что 19 января в 10 часов 30 минут произошёл сброс активной нагрузки на величину около 8 кВт и через два часа величина нагрузки восстановилась. Таким же образом, 29 января в 12 часов сбрасывалась на три часа активная нагрузки величиной около 9 кВт. При этом в обоих случаях реактивная нагрузка практически не менялась
Следует предположить, что использование счётчиков “Гран-Электро СС-301” и других подобных приборов для учёта отпуска электроэнергии по фидерам 0,38 кВ и применение изложенной методики позволяют реально оценить величины коммерческих потерь и выявить фидера с максимальными коммерческими потерями. Естественно, это позволит сконцентрировать работу персонала на этих фидерах и сделает её более эффективной.
В этом направлении отдел АСДУ Гродненских электрических сетей и ПСДТУ РУП “Гродноэнерго” наметило в ближайшее время два мероприятия:
1. Разработка устройств, фиксирующих ретроспективу получасовых интервалов активной и реактивной энергии для установки на опорах. При использовании таких устройств появится возможность вести баланс и определять коммерческие потери по отдельным участкам (отпайкам) фидера.
2. Создание системы сбора информации со счётчиков и устройств, расположенных на опорах и передачи её на диспетчерские пункты, что позволит оперативно реагировать на информацию, ввести её в контур АСКУЭ и отменит выезды на ТП с переносным компьютером для считывания информации со счётчиков.
Выводы
1. Снижение коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ может быть эффективным лишь на основе их локализации по каждому отдельному фидеру, а также анализа динамики нагрузок сети на почасовых или получасовых интервалах времени.
2. Достоверная локализация коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ с преимущественно коммунально-бытовой нагрузкой возможна:
§ При расчетах балансов электроэнергии нарастающим итогом;
§ На основе формирования и использования баз данных, содержащих информацию о поступлении электроэнергии в сеть, топологии сети, ее схемных и режимных параметрах, результатах расчета технических потерь, об электропотреблении потребителей и т. п.
3. Комплексное использование взаимосвязанных программных средств типа ИГС ”Азимут”, РТП 3 и ”Сбыт электроэнергии”, а также электронных счетчиков типа Гран-Электро СС-301” позволяет достаточно эффективно решить поставленные задачи.
4. Создание и развитие автоматизированной системы расчета, анализа и снижения коммерческих потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях – задача технико-экономическая, требующая достоверного определения оптимального соотношения затрат на внедрение и эксплуатацию технических и программных средств и эффекта от их использования.
Литература
1. , Лысюк модели электрических сетей 0,38 – 10 кВ для расчётов балансов электроэнергии. – Энергетик, 2004, №2.
2. Воротницкий и снижение коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. - Материалы международного научно-технического семинара «Современные методы и средства расчёта, нормирования и снижения потерь электроэнергии в электрических сетях», НЦ ЭНАС, Москва, 2000.
3. , , Лысюк -графическая система - интегрирующая среда для управления развитием и эксплуатацией электрических сетей 0,38 - 10кВ. – Электрические станции, 2003, №5.
4. , , Калинкина 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 2004г. "Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях-2004'', НЦ ЭНАС, Москва, 2004.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 |
