Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций (стр. 3 )

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	ΔW110	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	ΔW35	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	ΔW10	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	ΔW0,4	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 показав таблице 7.1, являющегося разностью показаи показа

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%)

Таблица 7.1б. Анализ потерь электроэнергии

Примечание. Данная таблица – поле деятельности инженерного персонала, проводящего расчеты технических потерь, анализ структуры отчетных потерь и разработку плана мероприятий по их снижению на основе: а) данных энергосбыта по табл.7.1.а и б) результатов собственных расчетов технических потерь.

Наименование показателя	Среднее значение показателя	Границы интервала значений
нижняя	верхняя
Сети 35 кВ и выше** 7. Расчетные технические потери в сетях 35 кВ и выше, всего в том числе: *7.1. нагрузочные *7.2. холостого хода (включая токи утечки по изоляции высоковольтных кабельных линий) *7.3. на корону и из-за токов утечки по изоляторам ВЛ *7.4. в компенсирующих устройствах 35 кВ и выше *7.5. в измерительных трансформаторах 35кВ и выше и 6-20 кВ, присоединенных до счетчиков технического учета на вводах 6-20 кВ * 8. Из п. 7 в сетях 35 кВ + 9. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд до счетчика технического учета * 10. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше * 11. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше * 12. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше * 13. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше 14. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше (п.6.1 - п.7(среднее значение) - п.9) 15. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 35 кВ и выше – коммерческие потери (п.14 – п. 12) 16. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 35 кВ и выше – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.12–п.13) Сети 6-20 кВ 17. Расчетные технические потери в сетях 6-20 кВ, всего в том числе: *17.1. нагрузочные *17.2. холостого хода (включая потери от токов утечки по изоляции кабелей) *17.3. из-за токов утечки по изоляторам воздушных линий *17.4. в компенсирующих устройствах *17.5. в измерительных трансформаторах, присоединенных после счетчиков технического учета + 18. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд после счетчика технического учета * 19. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ * 20. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ * 21. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ * 22. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ 23. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ (п.6.2-п.17(среднее значение)-п.18) 24. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 6-20 кВ – коммерческие потери (п.23 – п.21) 25. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 6-20 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.21 – п. 22) Сети 0,4 кВ *** * 26. Расчетные технические потери в сетях 0,4 кВ * 27. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ * 28. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ 29. Допустимые коммерческие потери (при ПС = 2,0 по формуле (4.1) равны 5% от п. 5.2.1) *30. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ *31. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ 32. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ (п.6.3 - п.26 (среднее значение)) 33. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 0,4 кВ – резерв снижения коммерческих потерь (п.32 – п.30) 34. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 0,4 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.30 – п. 31) Суммарные потери 35. Расчетные технические потери в сетях всех напряжений (п.7 + п.17) 36. Суммарный расход на собственные нужды подстанций (п.10 + п.19) *37. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений *38. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений *39. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений *40. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений 41. Фактический небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений – сумма коммерческих потерь, инструментальных погрешностей приборов учета и погрешности расчета технических потерь (п.6 - п.27 (среднее значение) - п.28) 42. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях всех напряжений (недопустимые коммерческие потери) (п.41 – п.39) 43. Суммарные коммерческие потери (п.42 + п.29) 44. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях всех напряжений – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.39 – п.40) *45. Нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций 46. Резерв снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций (п.36 – п.45) 47. Резервы снижения технических потерь (расчетный эффект от мероприятий), всего в том числе: *в сетях 35 кВ и выше *в сетях 6-20 кВ и ниже 48. Суммарный резерв снижения потерь (п.42 + п.44 + п.46+п.47)	80,0 41,0 24,0 13,0 1,4 0,6 4,0 5,0 15,6 12,2 15,6 12,2 25,0 9,4 3,4 51,8 15,7 32,1 0,3 3,2 0,5 2,1 17,8 13,1 17,8 13,1 26,1 8,3 4,7 42,4 15,2 0,5 15,0 30,2 15,5 47,6 17,4 14,7 174,2 7,1 48,6 25,8 63,6 40,8 98,7 35,1 50,1 22,8 6,0 1,1 25,0 9,0 16,0 84,0	75,5 38,0 22,5 9,0 1,2 0,5 3,6 5,0 9,8 7,0 8,3 5,3 25,0 0,8 -6,6 49,5 14,3 30,3 0,2 3,0 0,4 2,1 11,1 8,7 10,7 8,1 26,1 1,2 -4,0 32,2 14,6 0,1 15,0 20,0 5,3 47,6 7,2 0,2 162,8 7,1 43,5 21,9 51,1 28,4 98,7 22,6 37,6 5,2 6,0 1,1 21,4 7,0 13,0 62,4	84,5 44,0 25,5 17,0 1,6 0,7 4,4 5,0 21,4 17,4 22,9 19,1 25,0 18,0 13,4 54,1 17,1 33,9 0,4 3,4 0,6 2,1 24,5 17,5 24,9 18,1 26,1 15,4 13,4 52,6 15,8 0,9 15,0 40,4 25,7 47,6 27,6 29,2 185,6 7,1 53,7 30,7 76,1 53,2 98,7 47,6 62,6 40,4 6,0 1,1 28,6 11,0 19,0 105,6

** При наличии приборов технического учета электроэнергии на линиях 35 кВ анализ потерь в сетях этого напряжения производится отдельно от сетей 110 кВ и выше по аналогичной методике.

*** При отсутствии приборов технического учета электроэнергии на линиях 0,4 кВ раздельный анализ потерь в сетях 6-20 и 0,4 кВ заменяется анализом их суммарной величины.

Пояснение. Данные табл. 7.1 представляют собой полноценные сведения о структуре потерь электроэнергии и резервах их снижения, поэтому таблица может рассматриваться как форма отчетности по потерям электроэнергии. (По мнению автора, она может быть единственной формой такой отчетности). Учитывая факт автоматического формирования таблицы программой СП-95, формирование отчетности труда не представляет.

Основные результаты анализа, приведенного в табл. 7.1, в компактном виде представлены в табл. 7.2.

Таблица 7.2. Структура потерь электроэнергии и резервов их снижения, млн. кВт·ч

№	Составляющая потерь	Значение потерь,	Резервы снижения потерь	Перспективный норматив потерь,
Расчетное	Гарантированное	Расчетные	Гарантированные	Расчетный	Гарантированный
1 2 3 4	Технические потери Расход на собственные нужды подстанций Недоучет Коммерческие потери	174,2 7,1 48,6 50,1	162,8 7,1 43,5 37,6	25,0 1,1 22,8 35,1	21,4 1,1 5,2 22,6	149,2 6,0 25,8 15,0	152,8 6,0 43,4 27,5
	Всего	280,0	251,0	99,0	50,3	196,0	229,7

Примечание. Расчетные значения представляют собой математические ожидания величин, фактические значения которых с вероятностью 50% могут быть как выше, так и ниже их. Гарантированные значения соответствуют вероятности 95% и трактуются следующим образом: составляющие потерь и резервы их снижения с высокой степенью вероятности не ниже, а перспективные нормативы не выше их гарантированных значений.

Из данных табл. 7.2 следует, что из 280,0 млн. кВт·ч отчетных потерь 251 млн. кВт·ч имеют гарантированную структуру, а 29 млн. кВт·ч – неопределенную. Гарантированное значение перспективного норматива (определенного при существующих схемах и нагрузках и показывающего, какого уровня потерь можно было бы достичь сейчас, если бы одномоментно внедрить все возможные МСП) составляет 229,7 млн. кВт·ч (10,3%) при фактических потерях 12,56%. Текущий норматив на предстоящий год определен в примере 2. Он составляет 12,26%.

8. Рекомендации по стимулированию персонала

Данный раздел практически не проработан. Было бы очень желательно услышать по этому вопросу мнения с мест – за что и в каком объеме следует премировать? Вернее, рекомендовать премировать, так как вряд ли можно обязать руководителя самостоятельного акционерного общества как ему стимулировать персонал. И, вообще, нужен ли такой раздел в инструкции?

8.1 Стимулирование персонала к проведению МСП, эффект от которых обеспечивается самим фактом их проведения (установка батарей конденсаторов, замена проводов на перегруженных линиях, замена недогруженных трансформаторов и т. п.) рекомендуется осуществлять с помощью премирования за физические объемы их внедрения.

8.2. Стимулирование персонала к проведению МСП по оптимальному управлению режимами рекомендуется осуществлять на основе выполнения норматива потерь, определенного по нормативной характеристике.

Премирование персонала осуществляется в случае, если отчетные потери за рассматриваемый период оказались ниже их значения, определенного по нормативной характеристике при фактических значениях используемых в характеристике факторов (см. пример 5).

9. Требования к программному обеспечению расчетов потерь электроэнергии и их нормативных характеристик

9.1. Требования к программам расчетов потерь электроэнергии, результаты которых используются в энергоснабжающих организациях для технических целей, не предъявляются.

9.2. Допустимость применения программного обеспечения, используемого для обоснования норматива потерь методом прямых расчетов, а также для разработки нормативных характеристик, необходимость проверки и подтверждения достоверности которых третьей стороной контролирующая организация не требует, определяется самой контролирующей организацией.

9.3. Расчеты потерь, выполняемые при разработке нормативных характеристик, необходимость проверки и подтверждения достоверности которых третьей стороной контролирующая организация требует, должны выполняться по программам, удовлетворяющим следующим требованиям, обеспечивающим возможность оценки правильности представления в расчетах схем и нагрузок сетей при проверке результатов расчета:

9.3.1. программы должны выводить на печать суммарную нагрузку рассчитываемой электрической сети;

9.3.2. программы для основных (замкнутых) сетей АО-энерго должны обеспечивать автоматическое варьирование режимов, оставляя необходимость контроля правильности представления лишь базового режима;

9.3.3. программы для радиальных сетей 6-20 и 35-110 кВ должны вместе с результатами расчета потерь выводить на печать обобщенные параметры рассчитываемых сетей: суммарные длины линий по сечениям, суммарные мощности трансформаторов и т. п., правильность данных о которых легко проверяется по отчетным данным АО-энерго (форма 20-энерго);

9.3.4. программы должны одновременно с расчетом потерь рассчитывать гарантированные резервы их снижения;

9.3.5. программы должны рассчитывать потери электроэнергии в целом и каждую их структурную составляющую в виде трех значений: среднего (расчетного) значения и границ интервала их возможных значений, определенных с учетом методических и информационных погрешностей примененного метода расчета;

9.3.6. комплекс программ, используемых в АО-энерго для расчета нормативных характеристик потерь, должен позволять рассчитывать все составляющие потерь, входящие в их укрупненную структуру.

Приложение. Примеры расчета

Пример 1. Рассчитать допустимый и нормативный небалансы электроэнергии для объекта, поступление энергии на который фиксируется в 10 точках учета, имеющих одинаковые (для простоты) характеристики: классы точности ТТ, ТН и счетчиков КТТ =КТН =К сч = 0,5; коэффициенты загрузки ТТ и ТН bТТ = 0,5; bТН = 1,0. Поступление электроэнергии через каждую точку учета Wj = 1000 тыс. кВт. ч. Счетчики электронные, трехфазные. Коэффициенты заполнения графиков нагрузки первичных цепей ТТ также примем одинаковыми и равными 0,8.