Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии - Планирование потерь электроэнергии

Основной целью планирования потерь электроэнергии является расширение масштабов внедрения мероприятий по снижению потерь с помощью стимулирования персонала за выполнение плана по потерям.
Для обеспечения стимулирующих функций система планирования должна удовлетворять ряду требований:

1. должны быть ясно видимы экономическая обоснованность и технические возможности снижения потерь до устанавливаемой плановой величины;
2.  должны быть известны конкретные мероприятия, полная реализация которых адекватно приведет к выполнению плана но потерям;
3. планируемый показатель должен устанавливаться в таком виде, чтобы его изменение в подавляющей степени зависело от деятельности персонала, которому он устанавливается, и в минимальной — от внешних, не зависящих от деятельности персонала факторов.

Планирование потерь, как и других показателей, должно осуществляться в два этана. На первом этапе осуществляется прогнозирование потерь на основе анализа ретроспективной и перспективной информации. На втором этапе осуществляется собственно разработка плана.
Принципиальное отличие этих двух этапов заключается в характере выходной информации — выходная информация этапа прогнозирования имеет ориентирующий характер и представляется в интервальной форме, выходная информация этапа планирования имеет директивный характер и представляется в детерминированной форме. Такое отличие обусловлено различием логических формул описанных этапов выработки плана: формула прогнозирования - ’’вероятно, будет”, формула планирования - ’’должно быть”.
Ценность ретроспективной информации даже при условии ее полной достоверности снижается по мере увеличения ее давности. Увеличение глубины планирования (упреждения) при постоянной доверительной вероятности также приводит к расширению доверительного интервала (интервала неопределенности) планируемого показателя. Эти явления в теории прогнозирования получили название дисконтирования ретроспективной и перспективной информации.
В рассматриваемой задаче планирования потерь электроэнергии информация о технических потерях, являющаяся отправной точкой для научно обоснованного их планирования, может быть представлена только в виде интервала неопределенности даже за отчетный год, так как эту информацию получают расчетным путем на основе входной информации ограниченной достоверности. Описанное положение ясно показывает, что получить расчетом детерминированное значение прогнозных потерь физически невозможно, они могут быть представлены только в интервальной форме с соответствующей данному интервалу доверительной вероятностью.
Задача установления детерминированного планового показателя является самостоятельной задачей, методология которой основана на другом аппарате, нежели методология прогнозирования потерь.
Методология прогнозирования потерь лежит в области анализа физики процесса их изменения, основанной на расчете режимов электрических сетей, методология же их планирования* — в области анализа его социальных последствий, определения оптимального стимулирующего воздействия плановой величины на персонал, т. е. в области человеческого фактора.

* Здесь и далее рассматривается планирование, в результате которого вырабатываются показатели, влияющие на фонд материального поощрения.

В литературе часто эти два этапа планирования не выделяются и расчет потерь ошибочно называют их планированием.
Установление плановых заданий по потерям эксплуатационным подразделениям Минэнерго СССР необходимо рассматривать как экономический рычаг, обеспечивающий повышение экономических показателей их работы. Излишне легкий план по потерям приведет к тому, что не все имеющиеся резервы снижения потерь будут использованы, излишне же напряженный план заранее обречен на неудачу из-за ясно видимой бесперспективности усилий по его выполнению.
К снижению инициативности персонала ведет и слишком большое влияние на плановый показатель внешних факторов, к которым, в первую очередь, относятся транзитные перетоки мощности. Их значения, как правило, определяются вышестоящими подразделениями на основании анализа оперативною баланса мощностей, топливной конъюнктуры и т. п. При благоприятной (для данною подразделения) ситуации с транзитными перетоками план по потерям окажется выполненным, даже если не проведено ни одного мероприятия по их снижению. При неблагоприятной ситуации план может быть не выполнен, несмотря па проведение большого числа МСП. Выходом из этого положения может быть либо стимулирование персонала за внедрение МСП, а не за снижение потерь, либо установления гибкого планового задания по потерям, исключающего воздействие внешних факторов. Более подробно этот вопрос освещается ниже.
Изложенное показывает, что установление плановых потерь на основании предварительно полученного их интервального прогноза должно производиться с учетом характеристик конкретных трудовых коллективов и не может устанавливаться единообразно для всех иерархических подразделений Минэнерго СССР. На планирование потерь не должна распространяться жесткая дисциплина плановых заданий, так как в данном случае планируется внутренний показатель работы энергетического предприятия, являющийся составляющей себестоимости продукции. В связи с этим допустим любые способы установления плановых показателей по потерям, обеспечивающие выполнение конечной цели — максимально возможного в конкретной ситуации снижения себестоимости электроэнергии. Такое положение соответствует складывающейся в настоящее время прогрессивной тенденции увеличения хозяйственной самостоятельности предприятий.
Ниже изложены рекомендации, которые, по мнению автора, могут способствовать повышению инициативности персонала и реализации внутренних резервов по снижению потерь электроэнергии в сетях.
Методы прогнозирования потерь делятся на две группы: основанные на физических закономерностях изменения потерь при изменении влияющих факторов и основанные на статистических зависимостях потерь от влияющих факторов.
К первой группе относится, например, метод прогнозирования нагрузочных потерь, основанный на формуле
(3.23)
где- фактические значения потерь электроэнергии и ее отпуска в сеть в (i-I)-m году;— прогнозируемые значения потерь и отпуска электроэнергии в сеть на (i + 1)-й год; δWмсп - снижение потерь в (i + 1)-м году за счет мероприятий, проводимых в (ί +1) -м и i-м годах.
Использование в (3.23) значений потерь электроэнергии и ее отпуска за (ζ — 1)-й год обусловлено тем, что директивное утверждение плановых показателей на (i+ 1)-й год осуществляется в i-м году, когда его показатели еще неизвестны. В случае целевого использования плановых показателей в будущем в качестве стимулирующего рычага снижения себестоимости электроэнергии интервал упреждения должен уменьшаться. Установление плановых заданий (особенно низовым подразделениям) может осуществляться в начале планируемого года, когда известны результаты их деятельности за прошлый год. Это увеличит гибкость планирования и сделает его более эффективным.
Основные погрешности формулы (3.23) обусловливаются следующими факторами: 1) допущением, что нагрузочные потери изменяются пропорционально квадрату изменения электроэнергии, отпущенной в сеть; 2) невозможностью учесть эффект от крупных мероприятий по реконструкции сети и изменению состава генерирующих источников; 3) определением эффекта от проводимых МСП по укрупненным нормативам; 4) допущением, что коммерческие потери отсутствуют и разность между отчетными потерями и легко рассчитываемыми вручную потерями холостого хода представляет собой фактическое значение нагрузочных потерь.
Из теоретических основ известно, что при неизменном сопротивлении нагрузочные потери зависят от квадрата нагрузки. Однако принять такую зависимость для сложной сети, объединяющей разнохарактерные элементы, можно лишь в том случае, если пропуск электроэнергии изменился на всех элементах в одинаковой пропорциональности. Фактические же изменения могут быть самыми разнообразными.
Для примера рассмотрим сеть из двух элементов, потери в которых составляют 5 и 20 тыс. кВт-ч в год, при пропусках электроэнергии 100 и 150 тыс. кВт-ч (т. е. 250 тыс. кВт ч в сумме) соответственно. Общие потери равны 25 тыс. кВт-ч, или 10%.
Если пропуск электроэнергии увеличится на 20% и станет равным в сумме 300 тыс. кВт-ч, то при равномерном его увеличении по обоим элементам

Если увеличение пропуска полностью ляжет на первый элемент, то потери в нем вырастут до 5 (150/100)2 = 11,2 тыс. кВт -ч. Во втором элементе потери останутся неизменными и суммарные потери составят 31,2 тыс. кВт-ч, или 10,4%. Чтобы получить такой же результат по формуле (3.23), показатель степени надо принять равным 1,2.
Если увеличение пропуска ляжет полностью на второй элемент, то потери в нем возрастут до 20(200/150)2 = 35,6 тыс. кВт-ч, суммарные потери составят 40,6 тыс. кВт-ч, или 13,5%. Чтобы получить такой же результат по (3.23), надо показатель степени принять равным 2,7.
На практике прирост нагрузок часто обусловливается подключением новых предприятий лишь к нескольким узлам энергосистемы, что не соответствует квадратичной зависимости изменения потерь, хотя реальные отличия от нее не так велики, как в приведенном выше примере.
Приведенное показывает, что значение показателя степени для сложной сети нельзя установить априорно. Оно зависит от фактического изменения потоков энергии, протекающей по сетям различных напряжений и различным их элементам. Определить эти потоки, а следовательно, и достоверное значение показателя степени можно лишь с помощью схемотехнических расчетов.
Эффект от крупных мероприятий по реконструкции сети также может быть определен только с помощью схемотехнических расчетов, как и сами нагрузочные потери ΔWφ-1.
Проведение таких расчетов методами, описанными в гл. 2. устраняет необходимость использования формулы (3.23), так как в результате расчета получают непосредственно искомое значение прогнозируемых потерь. Для этого расчет проводят по прогнозируемым на планируемый год нагрузкам узлов и схеме сети. Эффект от мероприятий по реконструкции сети учитывается при этом автоматически.
Эффект от инициативных МСП режимного и организационного характера при обосновании планового задания учитывать нецелесообразно. Прежде всего это отрицательно влияет на желание персонала проводить МСП, так как чем больше эффект от запланированных МСП, тем более жесткий план получит подразделение в соответствии с (3.23). Вместе с тем, как показывает практика, утверждаемое плановое задание по потерям обычно более жесткое, чем запрашиваемое. Инициативные МСП в этом случае и должны быть теми резервами, которые обеспечат снижение потерь.
Задача прогноза потерь может быть решена и с помощью регрессионных зависимостей, основанных на имеющейся статистике. В этом случае в отличие от методов схемотехнических расчетов нельзя выявить конкретные мероприятия по снижению потерь, а прогноз будет справедлив лишь в случае сохранения в планируемом году темпов изменения схемы и нагрузок, соответствовавших статистике.

Рис. 3.7. Динамика изменения отчетных потерь электроэнергии в электрических сетях Минэнерго СССР:
1 - отчетные потери; 2-го же, усредненные за два предыдущих года; 3 - линейная аппроксимация с тенденцией прироста потерь 0,037 %/год
Чем ниже уровень подразделения, которому планируются потери, тем большая погрешность свойственна прогнозам, осуществляемым с помощью как обобщенных физических закономерностей типа (3.23), так и регрессионных методов. Вместе с тем даже для уровня Минэнерго СССР в делом такие зависимости не дают (и, по мнению автора, не могут дать) приемлемой точности. На рис. 3.7 приведена динамика изменения потерь электроэнергии в электрических сетях Минэнерго СССР за 1978-1986 гг. За весь этот период производство электроэнергии увеличивалось практически линейно. Практически равномерно шел ввод оборудования, влияющего на уровень потерь (компенсирующие установки, линии электропередачи и т. п.). Вместе с тем относительные потери электроэнергии (отчетные) изменялись в обе стороны на десятые доли процента - от 0,17% вниз до 0,32% вверх по сравнению с предыдущим годом. Аналогичные колебания наблюдаются и в других странах (см. табл. В1).
Такого прогноза не могла дать зависимость (3.23). Неизвестны и регрессионные зависимости, объясняющие такие колебания потерь. Очевидны трудности их получения и в будущем. Дело в том, что для получения регрессионных зависимостей нужна более или менее представительная статистика по каждому фактору, а многие из них имеют уникальный характер (резко увеличивающийся переток между конкретными энергообъединениями, вызванный временным выходом из строя мощной станции, снижение производства электроэнергии на ГЭС конкретного региона в маловодный год, ввод уникальной линии электропередачи и т. п.). Вместе с тем нельзя с уверенностью сказать, что представленным на рис. 3.7 образом действительно изменялись технические потери. Особенности коммерческих отношений сторон могут исказить отчетные потери, и эти искажения не могут быть учтены ни в регрессионной зависимости, ни в зависимости типа (3.23) вследствие естественного отсутствия регистрируемого фактора.
Следует отметить и еще один недостаток принципиального характера, присущий обоим описанным выше способам прогноза потерь. Решение задачи прогнозирования потерь не является самоцелью. Конечной целью всех расчетов и анализа потерь является разработка и внедрение конкретных мероприятий по их снижению, а такая разработка может быть произведена только на основе схемотехнических расчетов по перспективной схеме и нагрузкам сети, в результате которых известными становятся и прогнозные значения потерь.
Только результаты таких расчетов могут обосновать экономическую целесообразность планирования в отдельных случаях роста относительных потерь. Например, в районах нового строительства сетей в начальный период их эксплуатации они могут быть недогружены. Рост нагрузки впоследствии приведет к росту относительных потерь, однако это не является основанием для проведения мероприятий по их снижению, так как плотность тока еще может быть далека от нормативной.
В связи с изложенным внедрение программ схемотехнических расчетов потерь в практику работы энергосистем и их подразделений является, на взгляд автора, единственным путем решения задачи снижения потерь в отечественных сетях до экономически обоснованного уровня.
Вместе с тем следует отметить работу [31], в которой предложена зависимость прироста потерь электроэнергии в рассматриваемом году по сравнению с базовым годом:

где δWАЭС, δWТЭС и WГЭС — приросты производства электроэнергии на АЭС, ТЭС и ГЭС соответственно, млн. кВтч; δQK - прирост мощности КУ, Мвар; δL1, δL2 - приросты протяженности электрических сетей напряжением 35—150 и 220—1150 кВ соответственно.
Авторами [31] получены прогнозные значения отчетных потерь для Минэнерго СССР на 1987 г. (9,2%) и на 1988 г. (9,08%). Степень соответствия прогнозных значений фактическим значениям позволит судить о надежности метода.
Следует иметь в виду, что коэффициенты регрессионной зависимости (3.24) не являются показателями удельной эффективности каждого отдельного параметра. Например, удельное снижение потерь от ввода КУ в соответствии с (3.24) составляет 890 кВт-ч/квар, что не соответствует реальной их эффективности (см. табл. 3.3). В большей степени этот эффект отражают однофакторные оценки типа

где α0 — свободный член; X — один из факторов, перечисленных выше. Ниже приведены полученные в [31] значения а0 и а1 для случаев использования вместо X факторов из (3.24), а также прироста общего отпуска с шин δ W0:

Гибкое планирование потерь в электрических сетях энергосистем.

С целью устранения зависимости планового показателя от внешних, не зависящих от деятельности персонала конкретного подразделения факторов в качестве отчетной величины целесообразно рассматривать разность между фактическими потерями и их изменением за счет отклонения внешних факторов от значений, принятых при расчете плановых потерь.
Например, плановые потери 7,3% были определены подразделению при прогнозируемых транзитных перетоках по двум межсистемным связям на уровнях 210 и 150 млн. кВт-ч. С помощью специальных расчетов выявлены зависимости изменения относительных потерь в сети данного подразделения δW  изменения перетоков δW имеющие вид
Фактические значения перетоков составили 280 и 130 млн. кВт-ч, а потери 7,1 %.
Изменение потерь за счет изменения перетоков составляет

Отрицательная величина изменения потерь говорит о благоприятном влиянии изменения перетоков на потери в сетях данного подразделения. Потери, приведенные к запланированным значениям перетоков, составляют 7,1 + 0,5 = 7,6%, что говорит о невыполнении плана.
В другом случае отчетные потери составили 7,5 %. а переток по первой линии уменьшился на 50 млн. кВт-ч, а по второй - увеличился на 15 млн. кВт-ч. Изменение потерь, вызванное изменением перетоков, составило

Потери, приведенные к запланированным перетокам, составят 7,5— 0,4 = 7,1 %, что говорит о выполнении плана.
Более подробно методика расчета нормативных характеристик электрических сетей по потерям электроэнергии (НХПЭ.) изложена в приложении 11.

Как следует из изложенного в гл. 1 и 2, расчетные значения потерь могут быть представлены только в виде интервала неопределенности, ширина которого определяется использованным методом расчета и достоверностью исходной информации. В этом случае подразделение, применяющее менее точный метод, имеет при прочих равных условиях и меньшее значение нижней границы интервала неопределенности потерь.
При распределении между низовыми подразделениями плановой величины потерь ∆Wnл, установленной для вышестоящего подразделения, производит с учетом нижней границы интервала неопределенности. Для этого для каждого подразделения определяют расчетную величину
(3.25)
где коэффициент к ≤ 1 устанавливают экспертно исходя из желаемого стимулирующего воздействия с целью перехода на более точные методы расчета; при к = 0 дальнейшее распределение будет вестись пропорционально отчетным потерям, без учета расчетных величин, при к = 1 - пропорционально только расчетным значениям.
Плановые потери i-му подразделению определяют по формуле
(3.26)
где ∆Wp - сумма расчетных значений (3.25) для всех подразделений.
Пример 3.11. В состав вышестоящего подразделения входят три нижестоящих, отчетные потери электроэнергии в которых и интервалы неопределенностей потерь, рассчитанные по нагрузкам сетей в планируемый период, приведены в табл. 3.9. Вышестоящему подразделению установлены плановые потери на уровне 410 млн. кВт-ч.

Таблица 3.9. Характеристика подразделений

В целях стимулирования более качественного выполнения расчетных обоснований плановых потерь решено применять к =0,5. Тогда по(3.25) потери составят, млн. кВт-ч:

По (3.26) определяем плановые потери, млн. кВт-ч:

Наименее качественно проведены расчеты в первом подразделении интервал неопределенности составил
(110—70)/(110+ 70) · 100 = ±22,2%, в то время как во втором подразделении (160—140)/(160+ + 140)-100 =±6,7%, а в третьем подразделении (180-150)/(180+150) х х100 =±9,1%. Наиболее жесткий план установлен первому подразделению.

Рис. 3. 8 Структура и последовательность решения задач по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях

Выше изложен способ определения плановых заданий по потерям в ситуации, когда распределяются суммарные потери, установленные в качестве плана вышестоящему подразделению и, как правило, меньшие суммы расчетных потерь для низовых подразделений. В этом случае расчетные потери являются лишь величинами, пропорционально которым распределяются суммарные потери. Основным требованием к расчетным потерям в этом случае является требование их определения при одинаковой для всех подразделений напряженности работ по их снижению (например, все подразделения не учитывают инициативных МСП и т. п.).
Если же планирование потерь производится на основе детального анализа реальных возможностей подразделения по их снижению, то такой анализ целесообразно осуществлять в последовательности, соответствующей рис. 3.8. Наличие на рис. 3.8 связи между задачами расчета оптимальной КРМ в сетях потребителей и выбора оптимального состава и очередности внедрения технических МСП в сети энергосистемы говорит о взаимном влиянии этих МСП. Теоретически правильно было бы решать эти задачи в комплексе, однако число искомых переменных в этом случае сильно возрастает, причем непропорционально тому эффекту, который дают остальные МСП по сравнению с КРМ. Поэтому учет взаимного влияния целесообразно осуществлять с помощью последовательных корректировок. Сначала определяют оптимальную степень КРМ по существующей схеме сети, затем - целесообразность других МСП при скомпенсированных нагрузках потребителей. Если другие МСП изменили расчетную схему, проводят повторный расчет КРМ. В математике такой метод называется методом групповой релаксации переменных.