Цели, основные формы анализа потерь и необходимая для этого информация приведены в § 1.1. В данном параграфе приведены рекомендации по некоторым формам такого анализа, иллюстрируемые примерами.
Конечной задачей анализа потерь является выявление конкретных элементов с повышенными техническими потерями и конкретных мест недоучета электроэнергии. Решить эту задачу с помощью поэлементного перебора сетей всех напряжений можно лишь при наличии банка данных об их схемах и постепенно обновляющейся телеинформации об их нагрузках. До внедрения в полном объеме АСДУ сетями всех напряжений приходится учитывать ограничения на объем трудозатрат на проведение анализа потерь и организовывать его таким образом, чтобы при наименьших трудозатратах выявить места с наиболее высокими потерями.
Одной из первоочередных задач анализа является разделение отчетных потерь на техническую и коммерческую составляющие. Такое разделение возможно только при проведении расчетов всех перечисленных в §1.1 составляющих технических потерь и оценке интервалов их возможных значений, учитывающих неточности исходной информации и методов расчета.
Второй задачей анализа является максимально возможная территориальная локализация обеих составляющих потерь. Если локализация технических потерь может быть в той или иной мере осуществлена расчетными методами, то локализация коммерческих потерь практически полностью определяется наличием и местами установки средств технического и расчетного учета электроэнергии. С точки зрения совершенствования организации работ и распределения ответственности за потери первоочередными местами установки средств учета электроэнергии являются границы предприятий и районов электрических сетей. Установка средств учета, позволяющих определить количество электроэнергии, переданной в сеть конкретного подразделения, будет малоэффективной, если четко не определен перечень абонентов (потребителей), получающих электроэнергию от данного подразделения.
Анализ потерь электроэнергии предполагает сравнение фактической динамики изменения различных показателей с закономерной динамикой. Например, рост числа бытовых электроприборов закономерен, и потому отсутствие роста средней оплаты за электроэнергию на одного бытового абонента говорит о наличии хищений и слабой работе инспекторов ’’Энергонадзора”.
Закономерным является и снижение нагрузочных потерь электроэнергии при снижении нагрузки. Известно, что нагрузочные потери на одном сопротивлении пропорциональны квадрату нагрузки. В сложной сети с неодинаковыми изменениями нагрузки по элементам квадратичная зависимость может нарушаться (см. §3.5), однако слишком резкое отличие говорит о несовершенстве учета электроэнергии. Удобной формой выявления фактов переноса оплаты за электроэнергию с отчетного периода (обычно зимнего, наиболее напряженного) на начало следующего является предложенное в [9] сравнение эквивалентных сопротивлений сети, вычисленных по отчетным данным за квартал:
(2.51)
где ΔWотч - отчетные потери; ΔWпост — постоянная составляющая потерь, легко определяемая по составу оборудования; Wос- электроэнергия, отпущенная в сеть.
При постоянстве схемы сети относительно постоянным должно быть и Rэк. Вывод в ремонт ряда элементов сети, производимый обычно в летний, менее напряженный период, приводит к увеличению Rэк. Относительное постоянство Rэк в течение года или даже некоторое увеличение его во II и III кварталах закономерно. Вместе с тем часто наблюдается обратная картина: в примере, приведенном в [9], для одного из ПЭС Rэк но кварталам составило 1,35; 0,39; 0,69 и 1,75 Ом. Эти цифры указывают на наличие скрытых фактов переноса оплаты - как отсроченной (с I квартала на II), так и преждевременной (в III квартале в счет потребления IV квартала).
Анализ потерь электроэнергии в основных сетях облегчается при наличии зависимости потерь от межсистемных перетоков (см. § 3.5). Такие зависимости могут быть получены, например, по программе ИДК-1 Ставропольского политехнического института.
Если в энергосистеме не внедрены программы схемотехнических расчетов потерь, описанные в § 2.1-2.5, на первом этапе может оказаться полезной программа РСА, разработанная Белорусским отделением института ’’Энергосетьпроект” и обеспечивающая обобщенный структурный анализ потерь по ступеням напряжения. Программа основана на построении и использовании схемы замещения сети, в которой линии и трансформаторы каждой ступени напряжения представлены эквивалентными сопротивлениями. Значение последних рассчитываются по аналитическим зависимостям, учитывающим обобщенные параметры сети: суммарную длину линий, суммарную установленную мощность трансформаторов, число линий каждого класса напряжения. Эти зависимости получены из формул для поэлементного расчета путем разложения их в ряд Тейлора.
Расчет потерь выполняется для схемы замещения сети по отчетным данным о поступлении и полезном отпуске электроэнергии. Предусмотрен контроль загрузки трансформаторов и линий независимо от их балансовой принадлежности. Максимально возможное число уровней напряжения девять. Объем занимаемой оперативной памяти 100 Кбайт. Время выполнения расчета для одного энергоподразделения не превышает 2 мин.
При разработке плана внедрения программ расчета и анализа потерь следует отдавать предпочтение программам, обеспечивающим как можно более глубокий анализ с выявлением конкретных элементов с повышенными потерями на базе реальной информационной обеспеченности расчетов и реальных трудозатрат. Следует также иметь в виду, что основным фактором, обусловливающим эффективность работ, является широта охвата подразделений. Детальный поэлементный анализ потерь, произведенный для сетей одного из ПЭС, приведет к гораздо меньшему эффекту, чем менее детальный анализ, но проведенный для сетей всех напряжений энергосистемы. Поэтому параллельно с созданием банка данных о сетях всех напряжений необходимо решать задачу внедрения таких программ расчета и анализа потерь, которые в минимальные сроки позволили бы охватить расчетами сети всех напряжений силами имеющеюся персонала.
Особенно большие трудозатраты требуются для поэлементного анализа потерь в сетях 6-20 кВ, что обусловлено большим их количеством и слабой информационной обеспеченностью расчетов. Здесь наиболее важен рациональный алгоритм анализа. Большинство методов расчета потерь в сетях этого класса напряжения основано на данных лишь о суммарной нагрузке сети. Схема сети задается своими обобщенными характеристиками (см табл. 2.3 и формулу (2.19)). Однако и эти данные позволяют локализовать значительную часть мест с повышенными потерями (очагов потерь). Например, программа РАН 6-20 на основании этих данных выделяет те сети, которые являются потенциальными очагами потерь. Очаг потерь может быть не замечен программой с вероятностью не более 0,025. Программой дается указание о характере потерь в очаге (нагрузочные или холостого хода). Данные о плотности тока на головном участке позволяют определить, являются ли повышенные нагрузочные потери следствием общей перегрузки сети или ее отдельных элементов, подлежащих выявлению. И наконец, простая операция, изложенная в приложении 7, позволяет оценить степень соответствия пропускной способности сети и установленной в ней суммарной мощности трансформаторов.
Рис. 21. Баланс электроэнергии по энергосистеме
Основной формой анализа является составление балансов электроэнергии по каждой подстанции, электростанции, району, предприятию электрических сетей и энергосистеме в целом. Порядок составления балансов по подстанциям приведен в примере 1.2. Аналогично может быть проанализирован баланс электроэнергии на электростанции. Ниже дан пример составления баланса для энергосистемы. Баланс для предприятия или района электрических сетей составляется аналогично.
Пример 2.6. Провести анализ потерь электроэнергии в энергосистеме, отчетные потери электроэнергии в которой составили 1730 млн. кВт-ч, или 11,8% отпуска электроэнергии в сеть для собственных потребителей.
Решение. 1. На основе расчетов технических потерь электроэнергии по сетям различного напряжения составляем баланс электроэнергии (рис. 2.1). Потери электроэнергии в сети каждого класса напряжения определены с учетом всех составляющих технических потерь, перечисленных в § 1.1. На рис. 2.1 черным квадратом в правом верхнем углу отмечены составляющие баланса, получаемые от систем учета электроэнергии. Составляющие, отмеченные черно-белым квадратом, означают, что от систем учета получают только второе из данных. Составляющие, не отмеченные квадратами, являются расчетными, их получают по программам расчета потерь.
- Расчетное значение полезного отпуска электроэнергии собственным потребителям определяем по формуле
Потери электроэнергии составляют 14 720- 13 247 = 1473 млн. кВт-ч, или 9,98 % Wc.
Для проверки определяем расчетные потери суммированием всех их составляющих:
- Определяем расчетные интервалы технических потерь электроэнергии, учитывающие погрешности методов расчета и исходной информации.
Потери электроэнергии в основной сети рассчитывались по программе ΡΑΠ-ОС*. В качестве исходных данных о нагрузке узлов принимались графики за характерные зимние сутки, представляемые четырьмя значениями. В соответствии с (2.12) при Nр = 4 и Nc = 1
* Программа РАП-ОС определяет описанные величины автоматически. Здесь этапы расчета приведены для иллюстрации.
По (2.9) определяем погрешность расчета потерь электроэнергии, вызванную неточностью исходных данных о нагрузках. Предположим, что она соответствует определенной в примере 2,2 и равна 2,8 %.
Суммарная погрешность по (2.11) Δ∑ =√82 + 2,82' = 8,5 %.
Это означает, что действительные технические потери в основной сети с вероятностью 95 % находятся в пределах от 925 (1—0,17) =766 млн. кВт-ч до 925 (1 + 0,17) = 1082 млн. кВт-ч.
Потери в радиальных сетях 35-110 кВ рассчитывались по программе РАП 35—150, а потери в сетях 6—10 кВ — по программе РАП 6—20. Обе программы рассчитывают и выдают на печать не только расчетные значения потерь, но и граничные значения интервалов их неопределенности. Предположим, что эти интервалы составляют: 202-266 млн. кВт-ч для сетей 35—150 кВ (Δ = 6,3%), и 230—274 млн. кВт-ч для сетей 6-10 кВ (Δ = 4,4%). И, наконец, потери в сетях 0,4 кВ рассчитывались по формуле (2-35), и расчетная величина 62 млн. кВт-ч получена как суммарная для сетей, питающихся от 1600 трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ. Тогда по формуле (2.48) при Δ1=30%ΔΟ;4 = 30/√1600' = 0,75%, а интервал неопределенности потерь составляет 61,1—62,9 млрд. кВт-ч.
- Интервал неопределенности суммарных потерь электроэнергии можно определить по (1.37) исходя из относительных погрешностей в потерях и долей составляющих в общей величине, либо по (2.50) исходя непосредственно из абсолютных границ интервалов неопределенности.
В первом случае ао. с = 925/1463 = 0,63; ар. с = 234/1463 = 0,16; а6_10 = 252/1463 = 0,17 и а0,4 = 62/1463 = 0,04, и по (1.37) при rij= 0 (погрешности в расчетах потерь в сетях различных напряжений не зависят друг от друга) получаем
Следовательно, интервал неопределенности суммарных технических потерь составляет от 1463(1 -0,11) = 1302 млн. кВт-ч до 1463 (1 +0,11) = 1624 млн. кВт-ч, а в процентах — от 8,85 до 11,05.
По (2.50) получаем аналогичный результат в относительных единицах
*
5. Определяем интервал возможных значений коммерческих потерь:
* Программа КРМ-4Б разработана В. В. Файницким, КРМ-86 А. В. Артемьевым. Известна также программа ПРОКОМ, выполняющая аналогичные функции (разработана в Ростовском институте инженеров железнодорожного транспорта ). Эта программа использует результаты работы программы КУРС-1000
Программа РАП-ОС определяет описанные величины автоматически. Здесь этапы расчета приведены для иллюстрации.
Границы интервала неопределенности технических потерь составляют:
Границы интервала неопределенности коммерческих потерь составляют:
Допустимый уровень коммерческих потерь определяем по методике, изложенной в § 1.4. Предположим, что расчет соответствует изложенному в примере 1.3, в котором допустимый уровень коммерческих потерь оказался равным ±0,194% общего поступления энергии в сеть [в предположении, что второе слагаемое формулы (1.24) близко к нулю и ∆W +к =—∆W-к или ±0,22% отпуска электроэнергии в сеть для собственных потребителей.
Недопустимые коммерческие потери составляют как минимум 0,75-0,22 = 0,53%, и снижение потерь на эту величину является задачей энергонадзора. Существует вероятность того, что недопустимые коммерческие потери выше приведенного значения и с вероятностью 2,5% они достигают 2,95 — 0,22 = 2,73%. Однако утверждать это при используемых методах расчета технических потерь нельзя. Необходим переход на более точные методы расчета или более полную и достоверную информацию.
В первую очередь это необходимо сделать для расчетов потерь в основных сетях, потери в которых составляют 63% общего значения. Например, переход на расчеты потерь электроэнергии за год по потерям за двое расчетных суток (зимние и летние) и использование при этом шести ступенчатых графиков в каждом узле снижает погрешность Δ0 с 8% до
Суммарная погрешность по (2.11) снижается с 8,5 до 4%.
Расчетное значение потерь может при этом составить другое значение. чем 925 млн. кВт-ч. Предположим, что расчетные потери в основной сети равны 890 млн. кВт-ч, что составляет 6,05%. Суммарные технические потери в энергосистеме в этом случае составят 1428 млн. кВт-ч, или 9,7%, а долевое распределение по сетям различных напряжений: ао. с = 890/1428 ±0,62; а = 0,16; а6_10 =0,18; а0А = 0,04. Тогда
Недопустимые коммерческие потери составляют как минимум 1,55 — 0,22 = 1,33%.
Из приведенного примера видно, что чем более полная информация и более точные методы расчета используются, тем с большей достоверностью могут быть разделены технические и коммерческие потери, правильнее определены направления работ и подразделения, ответственные за различные их участки. Возможное снижение потерь за счет мероприятий по оптимизации схем и режимов электрических сетей и технических мероприятий по их реконструкции рассчитывают либо по специальным оптимизационным программам, автоматически определяющим наилучшее сочетание рассматриваемых параметров, либо с помощью сравнительных расчетов потерь до и после проведения мероприятий, осуществляемых по обычным программам расчета потерь.
Мероприятия ранжируют по эффективности и требуемым капиталовложениям. При ограничениях на объемы капиталовложений и материалов в качестве первоочередных планируются мероприятия с наименьшими сроками окупаемости.
Приведенный в данном параграфе анализ в целях большей ясности сделан на основе детерминированных расчетных данных, отраженных на рис. 2.1, и для сетей энергосистемы в целом. Более детальный анализ может быть проведен при представлении всех составляющих потерь в интервальной форме по каждому предприятию электрических сетей. Это позволяет четче разделить ответственность за различные составляющие суммарных потерь, более четко локализовать очаги технических и коммерческих потерь.