Актуальным вопросом в современной электроэнергетике являются потери электроэнергии, которые тесно переплетаются с финансовой составляющей. Это своего рода резерв получения дополнительной выгоды, повышение рентабельности производственного процесса. Попытаемся разобраться со всеми гранями этого вопроса и дать четкое представление о тонкостях потерь электроэнергии в сетях.

Что такое потери электрической энергии?

Под потерями электроэнергии в широком смысле следует понимать разницу между поступлениями в сети и фактическим потреблением (полезным отпуском). Расчет потерь предполагает определение двух величин, что выполняется через учет электрической энергии. Одни стоят непосредственно на подстанции, другие у потребителей.

Потери могут рассчитываться в относительных и абсолютных величинах. В первом случае исчисление выполняется в процентах, во втором - в киловатт-часах. Структура разделена на две основных категории по причине возникновения. Общие потери именуются фактическими и являются основой эффективности работы подразделения.

Где выполняется расчет?

Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях выполняется по следующим направлениям:

1. Для предприятий, генерирующих энергию и отдающих в сеть. Уровень зависит от технологии производства, правильности определения собственных нужд, наличия технических и коммерческих учетов. Потери генерации ложатся на коммерческие организации (включаются в стоимость) или добавляются в нормативы и фактические величины на районы или предприятия электрических сетей.
2. Для высоковольтной сети. Передача на дальние расстояния сопровождается высоким уровнем потерь электроэнергии в линиях и силовом оборудовании подстанций 220/110/35/10 кВ. Рассчитывается путем определения норматива, а в более совершенных системах через приборы электронного учета и автоматизированных систем.
3. Распределительные сети, где происходит разделение потерь на коммерческие и технические. Именно в этой области сложно прогнозировать уровень величины из-за фактора сложности обвязки абонентов современными системами учета. Потери при передаче электроэнергии рассчитываются по принципу поступило за минусом платы за потребленную электрическую энергию. Определение технической и коммерческой части выполняется через норматив.

Технические потери: физические причины появления и где возникают

Сущность технических потерь заключается в несовершенстве технологии и проводников, используемых в современной электроэнергетике. В процессе генерации, передачи и трансформации электроэнергии возникают физические явления, которые и создают условия утечки тока, нагрев проводников или прочие моменты. Технические потери могут возникать в следующих элементах:

1. Трансформаторы. Каждый силовой трансформатор обладает двумя или тремя обмотками, посередине которого расположен сердечник. В процессе трансформации электроэнергии с большего на меньшего в этом элементе происходит нагрев, что и предполагает появление потерь.
2. Линии электропередач. При транспортировке энергии на расстояния происходит утечка тока на корону для ВЛ, нагрев проводников. На расчет потерь в линии влияют следующие технические параметры: длина, сечение, удельная плотность проводника (медь или алюминий), коэффициенты потерь электроэнергии, в частности, коэффициент распределенности нагрузки, коэффициент формы графика.
3. Дополнительное оборудование. К этой категории необходимо отнести технические элементы, которые участвуют в генерации, транспортировке, учете и потреблении электроэнергии. Величины для этой категории в основном постоянные или учитываются через счетчики.

Для каждого вида элементов электрической сети, для которой рассчитываются технические потери, имеется разделение на потери холостого хода и нагрузочные потери. Первые считаются постоянной величиной, вторые зависят от уровня пропуска и определяются для анализируемого периода, зачастую за месяц.

Коммерческие потери: основное направление повышения эффективности в электроэнергетике

Коммерческие потери электроэнергии считаются сложно прогнозируемой величиной, так как зависят от потребителей, от их желания обмануть предприятие или государство. Основой указанных проблем являются:

1. Сезонная составляющая. В представленное понятие вкладывается недоплата физических лиц по реально отпущенной электрической энергии. К примеру, в Республике Беларусь существует 2 причины появления «сезонки» - это наличие льгот по тарифам и оплата не на 1, а на 25 число.
2. Несовершенство приборов учетов и их неправильная работа. Современные технические средства для определения потребленной энергии значительно упростили задачу абонентской службе. Но электроника или неправильно налаженная система учета может подвести, что и становится причиной рост коммерческих потерь.
3. Воровство, занижение показаний счетчиков коммерческими организациями. Это отдельная тема для разговора, которая предполагает различные ухищрения физических и юридических лиц по сокращению расходов на электрическую энергию. Все это сказывается на росте потерь.

Фактические потери: общий показатель

Для расчета фактических потерь необходимо сложить коммерческую и техническую составляющую. Однако реальный расчет этого показателя осуществляется по-другому, формула потерь электроэнергии следующая:

Величина потерь = (Поступления в сеть - Полезный отпуск - Перетоки в другие энергосистемы - Собственные нужды) / (Поступления в сеть - Беспотерьные - Перетоки - Собственные нужды) * 100%

Зная каждый элемент, определяют фактические потери в процентном отношении. Для вычисления требуемого параметра в абсолютных величинах необходимо выполнить расчеты только числителя.

Какие потребители считаются беспотерьными и что такое перетоки?

В представленной выше формуле используется понятие "беспотерьные", которое определяется по коммерческим приборам учета на подстанциях высокого напряжения. Предприятие или организация самостоятельно несут расходы на потери электроэнергии, которые учитываются прибором учета в точке подключения к сетям.

Что касается перетоков, то они также относятся к беспотерьным, хотя высказывание не совсем корректное. В общем понимании это электрическая энергия, которая из одной энергосистемы отправляется в другую. Учет осуществляется также с использованием приборов.

Собственные нужды и потери электрической энергии

Собственные нужды необходимо отнести к особой категории и разделу фактических потерь. Для работы электросетей требуются затраты на поддержание функционирования подстанций, расчетно-кассовых центров, административных и функциональных зданий РЭСов. Все эти величины фиксируются и отражаются в представленном параметре.

Методики расчета технических потерь на предприятиях электроэнергетики

Потери электроэнергии в электрических сетях осуществляется по двум основным методикам:

1. Расчет и составление норматива потерь, что реализовывается через специальное программное обеспечение, куда закладывается информация по топологии схемы. Согласно последней определяются нормативные величины.
2. Составление небалансов для каждого элемента электрических сетей. В основе этого метода лежит ежедневное, еженедельное и ежемесячное составление балансов в высоковольтной и распределительных сетях.

Каждый вариант обладает особенностями и эффективностью. Необходимо понимать, что выбор варианта зависит и от финансовой стороны вопроса.

Расчет норматива потерь

Расчет потерь электроэнергии в сетях во многих странах СНГ и Европы осуществляется с применением данной методологии. Как отмечалось выше, процесс предполагает использование специализированного софта, в котором имеются нормативные величины и топология схемы электрических сетей.

Для получения информации о технических потерях от сотрудника организации потребуется внести характеристики пропуска по фидеру активной и реактивной энергии, определить максимальные значения по активной и реактивной мощности.

Необходимо отметить, что погрешность таких моделей может доходить до 25 % только при расчете потерь электроэнергии в линии. К представленному методу следует относиться в качестве математической, примерной величине. В этом и выражается несовершенство методологии просчета технических потерь в электрических сетях.

Используемое программное обеспечение для расчета

На текущий момент существует огромное количество программного софта, который выполняет расчет норматива технических потерь. Выбор того или иного продукта зависит от стоимости обслуживания, региональности и других важных моментов. В Республике Беларусь основной программой считается DWRES.

Софт разрабатывался группой ученых и программистов Белорусского Национального Технического Университета под руководством профессора Фурсанова Н.И. Инструмент для расчета норматива потерь специфичен, обладает рядом системных достоинств и недостатков.

Для рынка России особой популярностью пользуется ПО «РПТ 3», который разрабатывался специалистами ОАО «НТЦ Электроэнергетики». Софт весьма неплохой, выполняет поставленные задачи, но также обладает рядом отрицательных сторон. Тем не менее расчет нормативных величин осуществляется в полной мере.

Составление небаланса в высоковольтных и распределительных сетях

Потери электроэнергии технического плана можно выявить через другой метод. О нем уже говорилось выше - предполагается, что все высоковольтные или распределительные сети обвязаны приборами учета. Они помогают определить величину максимально точно. Кроме этого, подобная методика обеспечивает реальную борьбу с неплательщиками, воровством и неправильное использование энергооборудования.

Следует отметить, что подобный подход, несмотря на эффективность, неприменим в современных условиях. Для этого необходимы серьезные мероприятия с большими затратами на реализацию обвязки всех потребителей электронными учетами с передачей данных (АСКУЭ).

Как сократить технические потери: способы и решения

Снизить потери в линиях, трансформаторных подстанциях помогают следующие направления:

1. Правильно выбранный режим работы оборудования, загрузка мощностей влияет на нагрузочные потери. Именно поэтому диспетчер обязан выбирать и вести наиболее приемлемый режим работы. К представленному направлению важно отнести выбор точек нормального разрыва, расчеты загруженности трансформаторов и так далее.
2. Замена оборудование на новое, которое обладает низкими показателями холостого хода или лучше справляются с нагрузочными потерями. Для линий электропередач предполагается замена проводов на большее сечение, использование изолированных проводников.
3. Сокращение времени обслуживания оборудования, что ведет к снижению расхода энергии на собственные нужды.

Сокращение коммерческой составляющей потерь: современные возможности

Потери электроэнергии по коммерческой части предполагают использование следующих методов:

1. Установка приборов учетов и систем с меньшей погрешностью. На текущий момент оптимальными считаются варианты с классом точности 0,5 S.
2. Использование автоматизированных систем передачи информации, АСКУЭ, которые призваны убрать сезонные колебания. Контроль за показаниями является условием борьбы с воровством и занижением данных.
3. Осуществление рейдов по проблемным адресам, которые определяются через систему балансов распределительной сети. Последнее актуально при обвязке абонентов современными учетами.
4. Применение новых технологий по определению недоучета систем с трансформаторами тока. Специализированные приборы распознают коэффициент смещения тангенса вектора распределения электрической энергии.

Потери электроэнергии в электрических сетях - важный показатель, который обладает существенным потенциалом для коммерческих организаций энергетического бизнеса. Сокращение фактических потерь приводит к росту получаемой прибыли, а это влияет на рентабельность. В заключение необходимо отметить, что оптимальный уровень потерь должен составлять 3-5 % в зависимости от района.

Потери мощности в элементах сети.

Расчет потерь мощности в линиях электропередач.

Расчет потерь мощности в ЛЕП с равномерно распределенной нагрузкой.

Расчет потерь мощности в трансформаторах.

Приведенные и расчетные нагрузки потребителей.

Расчет потерь электроэнергии.

Мероприятия по снижению потерь мощности.

Потери мощности в элементах сети

Для количественной характеристики работы элементов электрической сети рассматриваются ее рабочие режимы. Рабочий режим – это установившееся электрическое состояние, которое характеризуется значениями токов, напряжений, активной, реактивной и полной мощностей.

Основной целью расчета режимов является определение этих параметров, как для проверки допустимости режимов, так и для обеспечения экономичности работы элементов сетей.

Определение значений токов в элементах сети и напряжений в ее узлах начинается с построения картины распределения полной мощности по элементу, т.е. с определения мощностей в начале и конце каждого элемента. Такую картину называют потокораспределением.

Рассчитывая мощности в начале и в конце элемента электрической сети, учитывают потери мощности в сопротивлениях элемента и влияние его проводимостей.

Расчет потерь мощности в линиях электропередач

Потери активной мощности на участке ЛЕП (см. рис. 7.1) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЕП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:

где
полный, активный и реактивный токи в ЛЕП;

P, Q, S – активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЕП;

U

R – активное сопротивление одной фазы ЛЕП.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЕП обусловлены несовершенством изоляции. В воздушных ЛЕП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЕП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле:

,

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

G – активная проводимость ЛЕП.

При проектировании воздушных ЛЕП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.

Потери реактивной мощности на участке ЛЕП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЕП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:

Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЕП рассчитывается по формуле:

,

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

B – реактивная проводимость ЛЕП.

Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.

Расчет потерь мощности в леп с равномерно распределенной нагрузкой

В линиях местных сетей (
) потребители одинаковой мощности могут располагаться на одинаковом расстоянии друг от друга (например, источники света). Такие ЛЕП называются линиями с равномерно распределенной нагрузкой (см. рис. 7.2).

В равномерно нагруженной линии трехфазного переменного тока длиной L с суммарной токовой нагрузкойI плотность тока на единицу длины составитI/L . При погонном активном сопротивленииr 0 потери активной мощности составят:

Если бы нагрузка была сосредоточена в конце, то потери мощности определялись бы как:

.

Сравнивая приведенные выражения, видим, что потери мощности в линии с равномерно распределенной нагрузкой в 3 раза меньше.

При передаче электрической энергии от генераторов электростанций до потребителя около 12-18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.

При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.

В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.

Потери мощности в линии.

Потери активной мощности (кВт) и потери реактивной мощности (кВАр) можно найти по следующим формулам:

где I расч – расчетный ток данного участка линии, А;

R л – активное сопротивление линии, Ом.

Потери мощности в трансформаторах.

Потери мощности в силовых трансформаторах состоят из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери активной мощности (кВт) в трансформаторе можно определить по следующей формуле:

Потери активной мощности в трансформаторе

где ?Рст – потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении. Зависят только от мощности трансформатора и приложенного к первичной обмотке трансформатора напряжения. ?Рст приравнивают ?Рх ;

?Рх — потери холостого хода трансформатора;

?Роб – потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт; ?Роб приравнивают ?Рк .

?Рк – потери короткого замыкания;

?=S/Sном – коэффициент загрузки трансформатора равен отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности;

Потери реактивной мощности трансформатора (кВАр) можно определить по следующей формуле:

где ? Qст – потери реактивной мощности на намагничивание, кВАр. ? Qст приравнивают ? Qх .

? Qх – намагничивающая мощность холостого хода трансформатора;

? Qрас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.

Значения ? Рст(? Рх) и ? Роб(? Рк) приведения в каталогах производителей силовых трансформаторов. Значения ? Qст(? Qх) и ?Qрас определяют по данным каталогов из следующих выражений:

где Iх – ток холостого хода трансформатора, %;

Uк – напряжение короткого замыкания, %;

Iном – номинальный ток трансформатора, А;

Xтр – реактивное сопротивление трансформатора;

Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Потери электроэнергии.

На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т.к в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение.

Время максимальных потерь ? – условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии в год.

Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Тмах называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Пусть W (кВт*ч) – энергия переданная по линии за некоторый промежуток времени, Рмах (кВт) -максимальная нагрузка, тогда время использования максимальной нагрузки:

Тмах=W/Рмах

На основании статистических данных для отдельных групп электроприемников были получены следующие значения Тмах :

• Для внутреннего освещения – 1500—2000 ч;
• Наружного освещения – 2000—3000 ч;
• Промышленного предприятия односменного – 2000—2500 ч;
• Двухсменного – 3000—4500 ч;
• Трехсменного – 3000—7000 ч;

Время потерь ? можно найти по графику, зная Тмах и коэффициент мощности.

Потери энергии в трансформаторе:

Потери энергии в трансформаторе

где ? Wатр –общая потеря активной энергии (кВт*ч) в трансформаторе;

? Wртр –общая потеря реактивной энергии (кВАр*ч) в трансформаторе.

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

При передаче электроэнергии с шин электростанций до потребителей часть электроэнергии расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и другие эффекты, сопутствующие переменному току. Бόльшая часть этих расходов, которые в дальнейшем будем называть потерями электроэнергии, приходится на нагрев проводников.

Термин “потери энергии” следует понимать как технологический расход электроэнергии на её передачу. Именно по этой причине вместо термина “потери электроэнергии” в отчётных документах энергосистем используется термин “технологический расход электроэнергии при передаче по электрическим сетям ”.

В линии, работающей с постоянной нагрузкой и имеющей потери активной мощности ΔР , потери электроэнергии за время t составят

Если же нагрузка в течение года изменяется, то потери электроэнергии можно рассчитать различными способами.

Наиболее точный метод расчёта потерь электроэнергии ΔW – это определение их по графику нагрузок ветви, причём расчёт потерь мощности производится для каждой ступени графика. Этот метод называют методом графического интегрирования. При расчёте за каждый час получается почасовой расчёт потерь электроэнергии.

Различают суточные и годовые графики нагрузок. На рис. 7.3 приведены летний и зимний суточные графики активной и реактивной нагрузок.

Рис. 7.3. Графики нагрузок: а – зимний суточный; б – летний суточный;

в – по продолжительности

Годовой график строится на основе характерных суточных графиков за весенне-летний и осенне-зимний периоды. Это пример упорядоченного графика, т.е. такого, в котором все значения нагрузки расположены в порядке убывания (рис. 7.3). В результате получают годовой график нагрузки, который показывает продолжительность работы при данной нагрузке. Поэтому такой график называется графиком по продолжительности .

По годовому графику нагрузок можно определить потери электроэнергии за год. Для этого определяют потери мощности и электроэнергии для каждого режима.

После подсчета потерь мощности в каждом режиме получают суммарные потери электроэнергии за год, суммируют все потери при различных режимах

, (7.7)

где ΔР i – потери мощности на i -ой ступени графика нагрузок;

Δt i – длительность i -ой ступени графика нагрузок.

Величина потери мощности находится по соотношению

где S i – полная мощность на i- ой ступени графика нагрузок;

U i – линейное напряжение на i- ой ступени графика нагрузок.

Потери мощности и электроэнергии в трансформаторе за время Δt i:

;

,

где ΔР к и ΔР x – потери соответственно в меди и стали трансформатора;

S 2 i – нагрузка на вторичной стороне трансформатора на i -ой ступени графика;

S ном – номинальная мощность трансформатора.

При k параллельно работающих идентичных трансформаторах

. (7.9)

Потери электроэнергии за год

. (7.10)

В зависимости от степени равномерности графика нагрузок число параллельно включенных трансформаторов k может быть различным.

Достоинством метода определения потерь по графику нагрузки является высокая точность. Недостатком метода следует считать отсутствие информации о графиках нагрузок для всех ветвей сети. Кроме того, стремление к точности расчёта вызывает увеличение числа ступеней в графике нагрузки, а это, в свою очередь, приводит к повышению трудоемкости расчёта.

Одним из наиболее простых методов определения потерь является расчёт потерь электроэнергии по времени наибольших потерь . Из всех режимов выбирается режим, в котором потери мощности наибольшие. Рассчитывая этот режим, получают потери мощности в нём ΔР нб. Потери энергии за год находят умножением этих потерь мощности на время наибольших потерь τ :

Время наибольших потерь – это время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии были бы те же, что и при работе по действительному графику нагрузки:

где N – число ступеней нагрузки.

Можно установить связь между потерями электроэнергии и электроэнергией, полученной потребителем.

Энергия, полученная потребителем за год, равна

где Р нб – наибольшая потребляемая нагрузкой мощность;

Т нб – это время в часах, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потребитель получал бы то же количество электроэнергии, что и при работе по реальному графику.

Рис. 7.4. Определение ΔW по графику нагрузок и по τ :

а – схема замещения линии; б, г – трехступенчатый и многоступенчатый графики нагрузок; в, д – трехступенчатый и многоступенчатый графики S 2

Из графиков, приведённых на рис. 7.4 видно, что значения τ и Т нб в общем случае не совпадают. Например, Т нб представляет собой абсциссу прямоугольника, площадь которого равна площади трёхступенчатого графика на рис. 7.4,б или многоступенчатого графика на рис. 7.4,г.

Построим график S 2 = f(t) (рис. 7.4,в). Предположим, что потери мощности i -ой ступени графика приближённо определяются по номинальному напряжению, т.е. вместо (7.8) будем использовать следующее выражение

Учитывая, что r л / = соnst, следует заметить, что потери электроэнергии за время Δt i в определённом масштабе равны .

Потери электроэнергии за год в определённом масштабе равны площадям фигур на рис. 6.4, в и д.

Время наибольших потерь τ представляет собой абсциссу прямоугольника, площадь которого равна площади трёхступенчатого графика на рис. 7.4,в или многоступенчатого графика на рис. 7.4,д. Аналогично (7.13) получаем

.

Время наибольшей нагрузки из (7.13)

.

Потери электроэнергии в трансформаторах рассчитывают по формуле

, (7.14)

где

Т = 8760 ч – число часов в году.

Выражение можно применять лишь при постоянном числе включённых на параллельную работу трансформаторов, т.е. К = const .

Поскольку мощность потребления Р ~ I×cosφ , а потери мощности ΔР ~ I 2 , то становится очевидным несовподение значений времени наибольшей нагрузки Т нб и времени наибольших потерь τ (рис. 7.4). Существуют эмпирические формулы, связывающие между собой τ и Т нб . Для ряда характерных нагрузок можно расчётным путём построить зависимости τ = f (Т нб, cosφ ), приведённые на рис. 7.5.

Рис. 7.5. Зависимости τ от Т нб и cosφ

Порядок расчёта потерь по методу τ, т.е. по времени наибольших потерь, следующий:

1) находят время наибольшей нагрузки, используя годовой график;

2) из графических зависимостей τ = f (Т нб, cosφ) , приведённых в справочной литературе, находят время наибольших потерь;

3) определяют потери в режиме наибольшей нагрузки ΔР нб ;

4) по соотношению ΔW = ΔР нб × τ находят потери энергии за год.

Метод расчёта по времени наибольших потерь был одним из самых распространённых до широкого внедрения ЭВМ. В основу метода положены допущения, что максимальные потери энергии в элементе сети соответствуют максимуму нагрузки системы и графики активных и реактивных мощностей подобны, т.е. cosφ = const. При использовании эмпирических зависимостей τ от Т нб и cosφ лишь частично учитывается конфигурация графиков нагрузки. Сделанные допущения приводят к большим погрешностям этого метода. Кроме того, по методу τ нельзя рассчитывать потери в линиях со стальными проводами, сопротивление которых переменно.

Дальнейшее повышение точности расчёта потерь привело к разработке метода τ P и τ Q . При этом методе в величине ΔР нб разделяются потери мощности от протекания по сети активной и реактивной мощностей.

Расчётное соотношение имеет вид

ΔW = ΔP P × τ P + ΔP Q × τ Q ,

где ΔР р, ΔР Q – составляющие потерь мощности от протекания по сети активной и реактивной мощностей.

Особенности расчета нормативов потерь электроэнергии для территориальных сетевых организаций

Папков Б. В., доктор техн. наук, Вуколов В. Ю., инж. НГТУ им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород

Рассмотрены особенности расчета нормативов потерь для территориальных сетевых организаций в современных условиях. Приведены результаты исследования методов расчета потерь в сетях низкого напряжения.

Вопросы, связанные с транспортом и распределением электрической энергии и мощности по электрическим сетям, решаются в условиях естественного монополизма территориальных сетевых организаций (ТСО). Экономическая эффективность их функционирования во многом зависит от обоснованности материалов, предоставляемых в службы государственного регулирования тарифов. При этом серьезных усилий требует расчет нормативов потерь электрической энергии.

В остается нерешенным ряд проблем, возникающих на этапах подготовки обосновывающих материалов по нормативам потерь, их экспертизы, рассмотрения и утверждения. В настоящее время ТСО приходится преодолевать следующие трудности:

необходимость сбора и обработки достоверных исходных данных для расчетов нормативов потерь; недостаточное количество персонала для сбора и обработки данных измерений нагрузок электрических сетей, выявления бездоговорного и безучетного потребления электроэнергии; нехватка современных приборов учета электроэнергии для достоверного расчета балансов электроэнергии как по сети в целом, так и по отдельным ее частям: подстанциям, линиям, выделенным участкам сети и т. п.;

отсутствие приборов учета электроэнергии для разделения потерь электроэнергии от собственного потребления и на оказание услуг по передаче электроэнергии субабонентам; специализированного программного обеспечения у ряда ТСО; необходимых материальных, финансовых и людских ресурсов для практической реализации программ и мероприятий по снижению потерь; нормативно-правовой базы для борьбы с бездоговорным и безучетным потреблением электроэнергии;

сложность и трудоемкость расчетов нормативов потерь (особенно в распределительных электрических сетях 0,4 кВ), практическая невозможность достоверной оценки их точности;

недостаточность проработки методов достоверной оценки технико-экономической эффективности мероприятий и программ снижения потерь электроэнергии;

трудности разработки, согласования и утверждения сводных прогнозных балансов электроэнергии на регулируемый период из-за отсутствия соответствующих методик и достоверной статистики по динамике составляющих баланса.

Особое внимание следует уделить расчету потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ вследствие их исключительной социальной важности (по России в целом они составляют около 40 % суммарной протяженности всех электрических сетей). На этом напряжении осуществляется потребление электрической энергии конечными электроприемниками: в большой химии - 40 - 50 %, в машиностроении - 90-95 %, в коммунально-бытовой сфере - практически 100%. От надежности работы сетей 0,4 кВ и их загрузки в значительной степени зависят качество и экономичность электроснабжения потребителей.

Расчет нормативов потерь в сетях 0,4 кВ - один из наиболее трудоемких. Это связано со следующими особенностями:

разнородностью исходной схемотехнической информации и низкой ее достоверностью;

разветвленностью воздушных линий 0,4 кВ, при расчете потерь в которых требуется наличие поопорных схем с соответствующими параметрами;

динамикой изменения схемных и особенно режимных параметров;

исполнением участков сетей с различным числом фаз;

неравномерностью загрузки фаз; неодинаковостью фазных напряжений на шинах питающей ТП.

Необходимо подчеркнуть, что методы расчетов потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,4 кВ должны быть в максимальной степени адаптированы к имеющимся в условиях эксплуатации сетей схемным и режимным параметрам с учетом объемов исходной информации.

Обследование 10 ТСО Нижегородской области, выполнение расчетов нормативов потерь, их экспертиза и утверждение позволяют структурировать создаваемые ТСО на следующие группы :

1. правопреемники АО-энерго;
2. создаваемые на базе служб главного энергетика промышленного предприятия в соответствии с ограничениями антимонопольного законодательства;
3. создаваемые с целью обеспечения эксплуатации электрооборудования, оказавшегося "бесхозным" в ходе реализации рыночной реформы в сфере промышленного и сельскохозяйственного производства.

Появление организаций - правопреемников ранее существовавших АО-энерго - связано с реструктуризацией и ликвидацией РАО "ЕЭС России". Расчет и утверждение нормативов потерь для ТСО данной группы требуют минимального вмешательства сторонних исследователей, поскольку для них эта задача неновая: имеются довольно долгая предыстория, персонал с большим опытом расчетов, максимальная информационная обеспеченность. Методические материалы ориентированы главным образом на особенности эксплуатации именно этой группы ТСО.

Анализ проблем, связанных с определением нормативов потерь для предприятий второй группы, показывает, что сегодня остро не хватает персонала, готового применять не адаптированную к реальным условиям работы таких ТСО существующую методику расчета нормативов потерь. В данном случае целесообразно привлекать для расчетов и утверждения нормативов потерь внешние специализированные компании. При этом отпадает необходимость в дорогостоящем специальном сертифицированном программном обеспечении, имеющемся у сторонних исследователей. Если же рассматривать задачу утверждения тарифа на услуги транспорта электроэнергии по заводским сетям как более общую, в которой расчет норматива потерь является всего лишь ее составляющей (хотя и важной), то возникает юридическая проблема правомерности применения ретроспективной технико-экономической информации в условиях изменения формы обслуживания электрооборудования.

При расчете потерь в сетях 0,4 кВ таких ТСО наиболее остро стоит проблема разделения единой системы электроснабжения на транспортную и технологическую части. Под последней подразумеваются участки транспортной сети, обеспечивающие непосредственно конечное преобразование электроэнергии в иные ее виды. Учитывая реальное распределение точек подключения сторонних потребителей, объемы полезного отпуска по уровням напряжения и сложности расчета потерь в сетях 0,4 кВ, практически во всех случаях целесообразно полностью отнести эти сети к технологической части.

ТСО, относимые к третьей группе, образуются в результате вынужденных мер, предпринимаемых государством и частным бизнесом для ликвидации недопустимого положения, когда из-за отказа от непрофильных видов деятельности или банкротства различных предприятий большое количество электроустановок (в основном напряжением 10-6-0,4 кВ) было брошено прежними владельцами. В настоящее время техническое состояние многих таких электроустановок можно охарактеризовать как неудовлетворительное. Однако вывод их из работы невозможен вследствие социальной значимости. С учетом этого в регионах реализуется программа восстановления ветхих и "бесхозных" сетей, финансирование которой осуществляется, в том числе и централизованно, из федерального бюджета. В большинстве случаев электрооборудование принимается на баланс органами местного самоуправления, которые и решают задачу обеспечения его нормального функционирования. На основании опыта Нижегородской области можно сделать вывод, что главное направление использования указанного оборудования - передача его в аренду государственным и частным специализированным компаниям.

Из-за рассредоточения сетей таких ТСО по разным административным районам для решения задач передачи и распределения электроэнергии, обеспечения работоспособности электрических сетей (монтаж, наладка, ремонт и техническое обслуживание электротехнического оборудования и средств защиты электрических сетей) возможны два пути: создание собственной эксплуатационно-ремонтной службы (что вследствие охвата большой территории приведет к увеличению длительности обслуживания оборудования) или заключение договоров на техническое обслуживание со службами АО-энерго. При этом оперативность будет обеспечена, но целесообразность существования организаций такого типа теряет смысл. В настоящее время ТСО третьей группы проводят работы по установке узлов учета электроэнергии, финансируемые в рамках областной программы восстановления ветхих сетей и из иных источников. Решаются вопросы организации системы сбора и обработки информации о показаниях счетчиков электрической энергии с привлечением специализированных организаций. Однако большие стоимость и объем необходимых работ, а также имеющиеся противоречия между участниками процесса формирования системы учета электроэнергии потребуют длительного времени на их полное завершение.

В условиях действующей системы тарифо- образования на транспорт электрической энергии основу расчета составляют информация о технико-экономических характеристиках используемого электрооборудования и ретроспективная информация о фактических издержках на осуществление функционирования ТСО в предыдущем (базовом) периоде. Для вновь создаваемых ТСО третьей группы это - труднопреодолимое препятствие.

С точки зрения расчета норматива электрических потерь ТСО данного класса создают наибольшие проблемы. Основные из них:

практически нет паспортных данных на электрооборудование;

отсутствуют однолинейные схемы электрических сетей, поопорные схемы воздушных линий электропередачи (BJI) и схемы трасс проложенных кабельных линий (КЛ);

часть участков ВЛ и КЛ таких сетей не имеют непосредственных связей с другим оборудованием рассматриваемых ТСО и являются элементами присоединений иных ТСО.

В данной ситуации можно использовать методы принятия решений в условиях недостатка и неопределенности исходной информации. Это позволяет достичь позитивных результатов уже потому, что дается обоснованное предпочтение тем вариантам, которые оказываются наиболее гибкими и обеспечивающими наибольшую эффективность. Один из них - метод экспертных оценок. Его применение для каждой конкретной ТСО третьей группы является единственно возможным способом количественной оценки показателей, необходимых для расчета потерь электроэнергии на начальном этапе функционирования сетевых организаций.

В качестве примера рассмотрим особенности расчета нормативов потерь электроэнергии для организации (условно названной ТСО-энер- го), электрооборудование которой рассредоточено на территории 17 районов Нижегородской области. Источниками исходной информации об электрооборудовании и режимах работы ТСО-энерго к моменту начала обследования были договоры аренды электрооборудования и сооружений, договоры на техническое и оперативное обслуживание, заключенные его администрацией с филиалами ОАО "Нижновэнерго" на местах и с гарантирующим поставщиком электроэнергии по региону. Ввиду невозможности на начальном этапе функционирования ТСО-энерго в качестве электросетевой организации осуществлять учет транспортируемой электрической энергии с помощью электрических счетчиков объемы передаваемой электроэнергии определяли расчетным путем.

В ходе обследования электроустановок была получена дополнительная информация о сетях 0,4 кВ, питающихся от ТП, арендуемых ТСО-энерго у администраций только двух районов области. В результате анализа полученных данных эксперты качественно определили конфигурацию сетей 0,4 кВ исследуемой организации, провели разделение общей длины (общего числа пролетов) фидеров 0,4 кВ на магистральные участки и ответвления (с учетом числа фаз), получили средние значения таких параметров, как число фидеров 0,4 кВ на одно ТП (2,3); сечение головного участка магистрали фидера ЛЭП 0,4 кВ (38,5 мм 2), сечения кабельных (50 мм 2) и воздушных (35 мм") ЛЭП 6 кВ.

Информация об электрических сетях 0,4 кВ всех 17 районов структурирована на основе экстраполяции результатов анализа поопорных схем электрических сетей по выборке из двух. Согласно экспертному заключению, данные районы являются типовыми для ТСО- энерго, и экстраполяция результатов выборки не искажает общую картину конфигурации сетей организации в целом. Ниже приведены полученные значения норматива потерь электроэнергии AW Hn3 , тыс. кВт ч (%), на период регулирования, равный 1 году, для сетей 6- 10 и 0,4 кВ:

6- 10 кВ 3378,33 (3,78)

0,4 кВ 12452,89 (8,00)

Всего 15831,22 (9,96)

В сложившейся ситуации с учетом состояния электроустановок большинства ТСО наи

более эффективным, а иногда и единственно возможным для расчета потерь в сетях 0,4 кВ был метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Однако согласно последней редакции его использование возможно лишь при питании сети низкого напряжения не менее чем от 100 ТП, что существенно ограничивает применение метода для расчета потерь в сетях ТСО. Здесь возможна ситуация, когда полученный расчетным путем и обоснованный наличием подтверждающих документов норматив потерь электроэнергии в сетях низкого напряжения будет значительно ниже отчетных потерь в них ввиду сложности, а иногда и невозможности сбора исходной информации для расчетов. Это в дальнейшем может привести к банкротству ТСО и появлению "бесхозных" электрических сетей. Поэтому были исследованы разные методы расчета нормативов потерь электроэнергии в сетях низкого напряжения с целью проведения сравнительного анализа точности расчета каждого из предлагаемых в подходов.

Для расчета нормативов потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ при известных их схемах применяются те же алгоритмы, что и для сетей 6-10кВ, которые реализуются по методу средних нагрузок или методу числа часов наибольших потерь мощности. Вместе с тем существующими методиками предусмотрены специальные оценочные методы, определяющие порядок расчета нормативов потерь в сетях низкого напряжения (метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети, а также метод оценки потерь с использованием измеренных значений потерь напряжения) .

Для проведения численного анализа точности расчетов указанными методами определены потери электрической энергии на основе схемы электроснабжения бытовых потребителей 0,4 кВ. Расчетная модель сети 0,4 кВ представлена на рисунке (где Н - нагрузка). Наличие полного объема информации о ее конфигурации и режиме позволяет рассчитать потери электроэнергии AW пятью методами. Результаты расчетов представлены в табл. 1.

Промышленная энергетика №i, 2010

Таблица 1

Метод расчета	A W, кВт ч (%)	8 W, %
Метод характерных сезонных суток	11997,51 (3,837)
Метод средних нагрузок	12613,638 (4,034)
Метод числа часов наибольших потерь мощности	12981,83 (4,152)
Метод оценки потерь с использованием измеренных значений потерь напряжения	8702,49 (2,783)
Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети	11867,21 (3,796)

Наиболее достоверны результаты, полученные поэлементным расчетом сети 0,4 кВ методом характерных сезонных суток. Однако при этом необходимо иметь полную информацию о конфигурации сети, марках и сечениях проводов, токах в фазных и нулевых проводах, получение которой весьма затруднительно. Более простым с этой точки зрения является расчет потерь электроэнергии методом средних нагрузок или методом числа часов наибольших потерь мощности. Но использование данных методов также требует весьма трудоемкого поэлементного расчета сети при наличии исходной информации о токах и потоках активной мощности по линиям, сбор которой для многих сетевых организаций также практически невозможен. Анализ результатов потерь в расчетной модели путем применения метода средних нагрузок и метода числа часов наибольших потерь мощности показывает завышение потерь электроэнергии по сравнению с результатом, полученным методом характерных сезонных суток.

Использование метода оценки потерь электроэнергии по измеренным значениям потерь напряжения в условиях рассматриваемой модели сети приводит к существенному занижению норматива рассматриваемых потерь. Потери напряжения в линиях 0,4 кВ не могут быть измерены в полном объеме, а их достоверность не может быть оценена при проверке результатов расчета. В связи с этим метод является скорее теоретическим, он неприменим для практических расчетов, результаты которых должны быть приняты регулирующим органом.

Поэтому согласно проведенным исследованиям наиболее эффективным представляется метод оценки потерь электроэнергии по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Он наименее трудоемок с точки зрения сбора достаточного для расчета количества исходной схемотехнической информации. Результаты при его использовании в расчетной модели имеют малое расхождение с данными поэлементного расчета даже на уровне определения потерь в двух фидерах, питающихся от одной ТП. С учетом реальных схем низкого напряжения существующих ТСО, в которых количество фидеров 0,4 кВ достигает нескольких десятков и сотен, погрешность применения данного метода оценки потерь будет еще меньше, чем на уровне рассмотренной расчетной модели. Другим достоинством этого метода является возможность определения потерь в произвольном количестве линий электропередачи одновременно. К основным его недостаткам следует отнести невозможность детального анализа потерь в сети 0,4 кВ и разработки на основании полученных данных мероприятий по их снижению. Однако при утверждении нормативов потерь электроэнергии в целом по сетевой организации в Министерстве энергетики РФ данная задача - не главная.

Положительный опыт обследования ряда сетевых организаций позволяет проанализировать динамику изменения нормативов потерь электрической энергии в сетях рассматриваемых ТСО. В качестве объектов исследования выбрали две организации второй группы (условно обозначенные ТСО-1 и ТСО-2) и шесть третьей группы (ТСО-3 - ТСО-8). Итоги расчета их нормативов потерь в 2008 - 2009 гг. представлены в табл. 2.

В результате было установлено, что невозможно выделить единые тенденции изменения нормативов потерь в целом для рассмотрен-

Таблица 2

Организация	Нормативы потерь в целом по ТСО, %
	в 2008 г.	в 2009 г.
ТСО-1
ТСО-2
ТСО-3
ТСО-4
ТСО-5
ТСО-6
ТСО-7
ТСО-8
В целом

ных организаций, поэтому необходима разработка мероприятий по снижению потерь для каждой ТСО в отдельности.

Выводы

1. Основными направлениями повышения обоснованности нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях являются разработка, создание и внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета для рынков электроэнергии, сетевых организаций и предприятий.
2. Наиболее простой и эффективный, а иногда и единственно возможный для использования на данном этапе развития сетевых организаций - метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
3. Детальный анализ результатов расчета технических потерь в сетях 0,4 кВ обусловливает эффективность разработки мероприятий по их снижению, поэтому необходимо продолжение исследований методов расчета потерь в этих сетях.

Список литературы

1. Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (утвержден приказом Мин- промэнерго России от 4 октября 2005 г. № 267). - М.: ЦПТИ и ТО ОРГРЭС, 2005.
2. Вуколов В. Ю., Папков Б. В. Особенности расчета нормативов потерь для электросетевых организаций. Энергосистема: управление, конкуренция, образование. - В кн.: Сб. докладов III международной научно-практической конференции. Т. 2. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008.