Снижение технических и коммерческих потерь в распределительных электрических сетях

 

Автор

Колик Вячеслав, Главный специалист ООО "Энсис Технологии"

 

    Введение
    В настоящее время в распределительных электрических сетях часто имеет место существенное превышение уровня фактических потерь электроэнергии (ЭЭ) над оптимальными и нормативными значениями. Причиной указанного превышения, как правило, являются так называемые коммерческие потери электроэнергии (КПЭЭ), то есть потери, не связанные с физической передачей и преобразованием ЭЭ. В данной статье проблема снижения КПЭЭ рассматривается как приоритетная задача, а также анализируются наиболее эффективные мероприятия по снижению технических потерь ЭЭ.

    Снижение коммерческих потерь электроэнергии
    Природа КПЭЭ и проблемы, связанные с их снижением

    КПЭЭ являются результатом хищений ЭЭ и недостоверности данных учета ЭЭ.
    Как показала практика, в подавляющем большинстве случаев усилия, направленные на эффективное снижение КПЭЭ, оказались малоэффективными. Причины тому следующие:

  • иллюзия очевидности и легкости решения проблемы и как результат - попытки ее решения кампанейскими и директивными способами при отсутствии четкой программы действий и специализированного методического и программного обеспечения;
  • традиционная несогласованность усилий сетевых и энергосбытовых компаний;
  • низкий уровень оснащенности средствами технического учета ЭЭ и недостаточно высокая точность измерений ЭЭ в распределительных сетях;
  • отсутствие привязки потребителей к конкретным точкам динамической модели электрической сети;
  • отсутствие или низкий уровень автоматизации коммерческого и технического учета ЭЭ и взаимодействия с существующими смежными автоматизированными системами;
  • организационно-правовые проблемы (трудности с привлечением к ответственности нарушителей и т. п.).
        Однако в настоящее время, согласно Правилам функционирования розничного рынка электроэнергии, ответственность за учет и потери ЭЭ, за редким исключением, полностью переходит к распределительным сетевым компаниям, что, в свою очередь, является благоприятной предпосылкой для успешного решения проблемы снижения всех видов потерь ЭЭ.

        Автоматизация учета электроэнергии - первый шаг к решению проблемы
        Первоочередной шаг к решению проблемы КПЭЭ - создание Расчетного сервера учета электроэнергии (РСУЭ), главным назначением которого должна стать консолидация данных коммерческого и технического учета ЭЭ (соответственно КУ и ТУ). Основными функциями РСУЭ являются:

  • привязка потребителей к конкретным точкам динамической модели электрической сети;
  • сбор, обработка и хранение данных коммерческого учета ЭЭ об абонентах, коммерческого учета ЭЭ по границам сетевых компаний, а также технического учета ЭЭ;
  • формирование суммарного полезного отпуска и балансов ЭЭ по сетевым компаниям и участкам сети;
  • детализированный расчет фактических и коммерческих потерь;
  • ведение отчетных форм;
  • интеграция со смежными автоматизированными системами (автоматизированные системы коммерческого и технического учета ЭЭ, системы расчета технических потерь ЭЭ, информационное обеспечение биллинга и расчета технических потерь).
        В качестве соответствующего примера РСУЭ можно привести Сервер коммерческого учета (СКУ) - "пилотный" проект, успешно реализованный компаниями TOPS BI (разработка системы) и "Энсис Технологии" (идеология и методология) в Подольском отделении ОАО "Мосэнергосбыт".

        Локализация очагов повышенных КПЭЭ
        В целях локализации очагов повышенных КПЭЭ предполагается реализация соответствующей подсистемы в составе РСУЭ, главным назначением которой будет выявление очагов повышенных коммерческих потерь ЭЭ и их возможных причин (вплоть до поиска конкретных "виновников"). На рис. 1 представлена функциональная структура подсистемы.
        Основными отличительными особенностями подсистемы выявления очагов повышенных КПЭЭ являются совместный анализ локализованных небалансов ЭЭ и статистических данных о ее потреблении отдельными потребителями и их группами и определение мест необходимого дополнительного оснащения средствами учета ЭЭ (включая их предполагаемую окупаемость за счет снижения потерь ЭЭ).
        Расчеты с применением возможностей указанной подсистемы могут дать следующие результаты:

  • перечень локализованных очагов потерь, ранжированных по величине небалансов ЭЭ;
  • перечень точек учета - предполагаемых мест недоотпуска ЭЭ (с указанием предполагаемой причины и оценки величины недоотпуска);
  • перечень точек учета ЭЭ, где требуется повышение точности измерений;
  • перечень мест рекомендуемой установки дополнительных средств учета ЭЭ с целью дальнейшей локализации небалансов (с учетом их предполагаемой окупаемости);
  • рекомендации по очередности проведения мероприятий по выявлению "виновников" и дополнительному оснащению средствами учета.
        Таким образом, имеет место цикличность расчетов с применением возможностей данной подсистемы и проведение соответствующих мероприятий по снижению коммерческих потерь и дополнительному оснащению сетей средствами технического учета электроэнергии (рис. 2).

        Снижение технических потерь электроэнергии в распределительных сетях номинального напряжения 10-0,4 кВ
        В последние 10-15 лет изменение структуры потребления в сторону коммунально-бытового и мелкомоторного сектора обусловило очень высокую загрузку большого количества распределительных линий и трансформаторов. В результате происходит резкое снижение надежности электроснабжения и качества ЭЭ и столь же резкое увеличение технических потерь ЭЭ.
        Кардинального снижения технических потерь ЭЭ можно достигнуть только путем сетевого строительства, которое, в свою очередь, требует огромных капиталовложений. Тем не менее проведение традиционных мероприятий является необходимым.

        Компенсация реактивной мощности в электрических сетях
        Компенсация реактивной мощности (КРМ) с применением, в первую очередь, батарей статических конденсаторов (БСК) остается одним из наиболее эффективных мероприятий по снижению потерь в распределительных электрических сетях как на номинальном напряжении 0,4 кВ, так и на номинальном напряжении 10(6) кВ (высоковольтная компенсация). Помимо устойчивого энергосберегающего эффекта КРМ обеспечивает разгрузку электрических сетей, а также оказывает позитивное влияние на качество ЭЭ (фильтрация гармоник и стабилизация уровней напряжения). При сильном влиянии на параметры сети искажающих электроприемников следует применять фильтрокомпенсирующие устройства или учитывать реальные уровни напряжения при выборе номинального напряжения конденсаторов.
        Очевидно, что устройства КРМ должны обеспечивать свою окупаемость в приемлемые сроки за счет достигаемого результирующего эффекта.

        Выбор оптимального сочетания точек нормального размыкания (разрыва)
        Выбор оптимального сочетания точек нормального размыкания (разрыва) является весьма эффективным малозатратным энергосберегающим мероприятием, позволяющим достигать существенного эффекта. Соответствующие расчеты предусмотрены во многих прикладных программных пакетах.
        Однако в подавляющем большинстве случаев не учитывается одно важнейшее обстоятельство: изменение точек размыкания обусловливает перераспределение активных и реактивных нагрузок между узлами в предвключенных питающих сетях и, следовательно, приводит к изменению величины потерь в них. Указанное изменение потерь может происходить как в большую, так и в меньшую сторону, поэтому при оптимизации мест размыкания следует учитывать результирующее снижение потерь в данной сети и предвключенной питающей сети. Таким образом, при оптимизации точек нормального размыкания в сетях 10-0,4 кВ (диспетчерская ответственность РЭС) следует как минимум учитывать результирующее изменение потерь в сетях ПЭС, а при оптимизации точек нормального размыкания в сетях 110-35 кВ (диспетчерская ответственность ПЭС) необходимо учитывать изменение потерь в сетях ЕНЭС.

        Оптимизация уровней напряжения
        Существенного снижения потерь можно добиться за счет оптимизации уровней напряжения в распределительных сетях. При этом расчетная модель должна, помимо зависимости потерь в линиях и трансформаторах от уровней напряжения, учитывать статические характеристики нагрузок по напряжению. Следует также иметь в виду, что регулирование напряжения под нагрузкой возможно только для автотрансформаторов и трансформаторов номинального напряжения 220 кВ и выше, частично - для трансформаторов 110 кВ и частично - 35 кВ. Для трансформаторов 10(6)-0,4 кВ не представляется возможным регулировать напряжение под нагрузкой в силу отсутствия РПН.

        Оптимизация электрических режимов по реактивной мощности
        Оптимизация режимов по реактивной мощности подразумевает проведение единого расчета, определяющего оптимальные (с точки зрения минимизации потерь) величины выдачи (поглощения) реактивной мощности ее источниками (потребителями) и уровней напряжения. Данный механизм очень эффективен, однако его реализация представляется в настоящее время проблематичной, поскольку региональные электростанции, блок-станции и электрические сети принадлежат разным собственникам. Главенствующую роль в принятии решения о запуске механизма может сыграть РДУ, но для РДУ снижение потерь в электрических сетях является далеко не первостепенной задачей.

        Выравнивание графиков нагрузки и КРМ потребителей
        Выравнивание графиков нагрузки потребителей - действенный механизм снижения технических потерь в распределительных сетях. Для успешного примененения данного мероприятия необходимо отработать формы взаимодействия между сетевыми компаниями и предприятиями, включающие соответствующие стимулы для потребителей.

        Применение DMS-систем
        Решение всех описанных выше задач снижения технических потерь ЭЭ объединяют в своей функциональности получающие все большее распространение в мировой электроэнергетике так называемые DMS-системы (Distribution Management System). Это мощнейшие современные интегрированные экспертные системы управления распредсетями, имеющие в своем составе динамическую модель электрической сети с возможной привязкой к ГИС, микроSCADA и пакет приложений для решения задач различного характера: эксплуатационных, оперативных, режимных, РЗА и др. Кроме этого, DMS-системы обладают широким выбором инструментов разработки решений по снижению технических потерь.

        Заключение
        В статье рассмотрены основные механизмы реального снижения потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях. Так, необходимыми условиями для снижения коммерческих потерь являются автоматизация учета ЭЭ и привязка потребителей к динамической модели электрической сети, а также более широкий охват сетей 10(6)-0,4 кВ средствами технического учета ЭЭ. Также обозначены мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии, даны оценки границ их применимости, указаны препятствия на пути реализации данных мероприятий.


  •