3 Анализ предметной области

3.1 Методика расчета потерь электроэнергии

Наблюдающийся рост как технических, так и нетехнических потерь электроэнергии в промышленном секторе объясняется, во-первых, относительно высоким потреблением по сравнению с бытовыми потребителями, и, во-вторых, повышенным относительно населения стимулом к снижению показаний учитываемых объемов потребляемой электроэнергии, так как у потребителей в секторе населения, в силу особенностей законодательства и их многочисленности, имеется потенциальная возможность не платить за потребленную электроэнергию. Таким образом, если у промышленных предприятий единственный способ несанкционированно снизить затраты на реально потребляемую электроэнергию – это каким-либо образом уменьшить показания приборов учета, то население имеет возможность просто не оплачивать учтённый измерительным прибором объем электроэнергии, так как вероятность его отключения от электроснабжения, в отличие от предприятий, не высока.

Задачу своевременного выявления нетехнических потерь электроэнергии предлагается решать путем проведения регрессионного анализа, краткосрочного и оперативного прогнозирования электропотребления, а также путем математического анализа комплекса данных по потреблению электроэнергии отдельными потребителями, получаемых в АИИС. В комплекс экспериментальных данных входит информация об объемах потребляемой электроэнергии с дискретностью 1 день, 30 минут, а также средняя температура за эти дни и в течение суток. Указанная информация регистрируется и формируется современными приборами учета, применяемыми в АИИС. Математическое обеспечение должно включать метод анализа архивных статистических и текущих данных учета потребления электроэнергии, показания температуры окружающей среды. Результатом обработки и анализа являются прогнозные значения электропотребления и вероятность наличия нетехнических потерь, которые в дальнейшем используются в подсистеме принятия решений в процессе управления электроснабжением в регионе.

Рассмотрим виды потерь электроэнергии в регионе. Общие потери электроэнергии в сетях W состоят из суммы технических W_Т и коммерческих потерь W_К [15] и вычисляются по формуле

_. (3.1)

Коммерческие потери представляют собой не что иное, как фактический небаланс электроэнергии в электрической сети, который в абсолютных единицах вычисляется по формуле

, (3.2)

где W_ОС – отпуск электроэнергии в сеть, определяемый по разности показаний счетчиков, учитывающих электроэнергию, поступившую в электрическую сеть от смежных энергосистем, и счетчиков, учитывающих электроэнергию, переданную в электрические сети смежных энергосистем;

W_ПО – полезный отпуск электроэнергии потребителям, определяемый для промышленных, строительных и приравненных к ним потребителей, бюджетных и других организаций также по показаниям электросчетчиков. Для бытовых потребителей полезный отпуск определяется по платежам П_Б через сберкассы и средневзвешенному расчетному тарифу Т_Б на электроэнергию:

; (3.3)

W_Т – технические потери электроэнергии.

В идеальном случае небаланс электроэнергии в электрической сети (нетехнические или коммерческие потери) должен быть равен нулю. Очевидно, однако, что в реальных условиях отпуск в сеть, полезный отпуск и технические потери определяются с погреш­ностями. Разности этих погрешностей фактически и являются структурными составляющими коммерческих потерь. Они должны быть по возможности сведены к минимуму за счет выполнения соответствующих мероприятий.

Коммерческие потери делятся на две составляющие: потери при выставлении счетов; нетехнические потери электроэнергии. Нетехнические потери электроэнергии – это одна из наиболее существенных составляющих коммерческих потерь, которая является предметом заботы электроэнергетиков в большинстве стран мира. Опыт борьбы с безучетным потреблением электроэнергии в различных странах обобщается специальной «Экспертной группой по изучению вопросов, касающихся кражи электроэнергии и неоплаченных счетов (неплатежей)». Группа организована в рамках исследовательского комитета по экономике и тарифам международной организации UNIPEDE. Согласно отчету, подготовленному этой группой в декабре 1998 г., термин «кража электроэнергии» применяется только в тех случаях, когда электроэнергия не учитывается или не полностью регистрируется по вине потребителя, либо когда потребитель вскрывает счетчик или нарушает систему подачи электропитания с целью снизить учитываемый счетчиком расход потребляемой электроэнергии.

Нетехнические потери электроэнергии имеют тенденцию к росту, особенно в регионах с неблагополучным теплоснабжением потребителей в холодные периоды года. В частности, в ОАО «Сахалинэнерго» количество выявленных случаев безучетного потребления электроэнергии населением в 1996 г. составило 98, в 1997г. – 574, в 1998 г. – 765. Общий объем потребляемой электроэнергии безучетно в эти же годы составил, соответственно: 318,0; 2477,0; 2922,0 тыс. кВт∙ч в год. В 1998 г. выявленные нетехнические потери от годового потребления электроэнергии составили всего 0,23 % [13, 20]. Следовательно, основная работа по своевременному выявлению нетехнических потерь электроэнергии еще впереди.

Рассмотрим анализ расчета потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях региона. Практически повсеместно наблюдаемый рост коммерческой составляющей потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,38–10 кВ, требует смены в подходах к используемым методикам расчетов нетехнических потерь электроэнергии [21], анализу этих потерь и разработке рекомендаций по их снижению. В частности, недостаточно выполнять расчеты допустимых и фактических небалансов электроэнергии в этих сетях. Кроме того, недостаточно рассчитывать технические потери в сетях 0,38–10 кВ раз в год [22].

Поскольку потери электроэнергии в электрических сетях – это прямые финансовые убытки энергоснабжающих организаций, а в связи с ростом тарифов на электроэнергию рост потерь в ближайшем будущем, видимо, сохранится, то программное обеспечение, используемое в электрических сетях, должно соответствовать сложившейся ситуации и требованиям, которые сейчас предъявляются персоналом электрических сетей – своевременно выявлять нетехнические потери электроэнергии.

Отчетные потери по отдельным фидерам 6(10) кВ могут достигать 40–60 %. Из них только 5–8 % – это технические потери, 1,5–4 % – потери электроэнергии, обусловленные нормируемой погрешностью системы учета (допустимый небаланс), а остальная часть – неучтенное количество электроэнергии, т. е. нетехнические потери электроэнергии. Для выделения последней части потерь электроэнергии необходимо по каждому фидеру 6(10) кВ выполнить расчеты технических потерь с привязкой абонентов и их точек учета к трансформаторным пунктам 6(10)/0,4 кВ.

Расчет допустимых и фактических небалансов электроэнергии в электрических сетях выполняется в соответствии с Типовой инструкцией [16], а расчет технических потерь в электрических сетях 0,38‑10 кВ при определении фактического небаланса электроэнергии – в соответствии с Инструкцией по расчету и анализу технологического расхода электроэнергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений.

Количество неучтенной электроэнергии в электрической сети 0,38-10 кВ определяется по формуле:

^{, тыс. кВт.∙ч, (3.4)}

где НБ_Ф – фактический небаланс электроэнергии, тыс. кВт.∙ч;

НБ_Д – допустимый небаланс электроэнергии, тыс. кВт.∙ч;

W_ОС – отпуск электроэнергии в сеть 6(10) кВ, тыс. кВт.∙ч.

Фактический небаланс электроэнергии вычисляется по формуле:

^{,  %, (3.5)}

где ΔW_ТС – расчетные технические потери в сети, тыс. кВт.∙ч;

W_ПО – полезный отпуск электроэнергии, тыс. кВт.∙ч.

Допустимый небаланс определяется по формуле:

^{,  %, (3.6)}

где δ_пi(δ_оi) – суммарная относительная погрешность i-го измерительного комплекса, состоящего из трансформатора напряжения (ТН), трансформатора тока (ТТ) и счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию,  %;

d_нi (d_оi) – доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i-й измерительный комплекс, о.е.;

m – количество измерительных комплексов, учитывающих электроэнергию, поступившую в сеть;

n – количество измерительных комплексов, учитывающих отпущенную электроэнергию.

Доля электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом, вычисляется по формуле:

^{, о.е., (3.7)}

где W_i – количество электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом за отчетный период, тыс. кВтч;

W_П(О) – суммарное количество электроэнергии, поступившей (отпущенной) в сеть, тыс. кВт.ч.

Допустимые относительные погрешности i-го измерительного комплекса определяются по формуле:

^{,  %, (3.8)}

где δ_ТТ, δ_ТН , δ_СЧ – классы точности трансформатора тока, трансформатора напряжения и счетчика соответственно;

δ_Л – допустимое значение потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН, равное 0,25  %.

Рассмотрим способы расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ в регионе. Электрические сети 0,38 кВ являются последним звеном в цепи передачи и распределения электроэнергии от электростанций к потребителям. По России в целом они составляют около 40 % от суммарной протяженности всех электрических сетей. От надежности работы сетей 0,38 кВ и их загрузки решающим образом зависят надежность, качество и экономичность электроснабжения потребителей, а от точности расчетов технических потерь в сетях 0,38 кВ – точность выявления коммерческих потерь в электрических сетях в целом. Расчет потерь электроэнергии в этих сетях является одним из наиболее трудоемких. Это связано со следующими особенностями распределительных сетей: большим объемом информации с одновременно низкой ее достоверностью; большой протяженностью и разветвленностью; динамикой изменения схемных и особенно режимных параметров; различным исполнением участков: пятипроводные (три фазы, ноль и фонарный провод), четырехпроводные (три фазы и ноль), трехпроводные (две фазы и ноль), двухпроводные (одна фаза и ноль); неравномерностью загрузки фаз; неодинаковостью фазных напряжений на шинах питающей ТП.

Далее рассмотрены методы расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ при различных вариантах исходной информации. Методики приводятся в порядке повышения их точности и соответственно увеличения необходимого для расчетов объема исходной информации.

Наиболее простой и в то же время наименее точной является оценочная методика расчета потерь электроэнергии по суммарной длине электрических сетей 0,38 кВ, средним удельным потерям электроэнергии на 1км длины для средней загрузки характерных сетей:

, (3.9)

где L_S0,38–суммарная длина электрических сетей 0,38 кВ филиала сети по его отчетным данным;

_0,38–время потерь для электрических сетей 0,38 кВ;

DР_НУ0,38–средние по филиалу сети удельные нагрузочные потери мощности на 1 км линии 0,38 кВ в часы максимума нагрузки энергосистемы, рассчитываемые по формуле:

(3.10)

где S_{НОМ (ср)} – средняя мощность трансформатора, характерного для распределительных сетей филиала сети;

k_ЗГ(ср) – средняя загрузка трансформатора в максимум нагрузки по данным контрольных измерений;

k_Р – коэффициент распределения нагрузки по длине сети;

R₀ – удельное сопротивление линии 0,38кВ с маркой провода, принимаемой в расчетах средней для филиала ЭС.

Наиболее распространенной в практике эксплуатации методикой расчета потерь мощности и электроэнергии, рекомендуемой отраслевой Инструкцией, является методика расчета по потере напряжения до наиболее электрически удаленной от ТП точки сети. Данная методика позволяет определить потери электроэнергии в линиях, учитывая неравномерность загрузки фаз линии 0,38 кВ.

В качестве исходной информации используются результаты контрольных измерений уровней напряжения на шинах ТП и в наиболее электрически удаленной точке сети 0,38 кВ, фазных токов головного участка в максимум нагрузки:

, (3.11)

где U_ср % – средняя относительная величина потерь напряжения для сети;

K_ДП – коэффициент дополнительных потерь, учитывающий неравномерность загрузки фаз сети 0,38кВ, рассчитываемый по формуле:

(3.12)

где I_A, I_B, I_C – измеренные токовые нагрузки фаз;

R_H и R_Ф – сопротивления нулевого и фазного проводов;

К_м/н–коэффициент связи относительных потерь мощности с относительными потерями напряжения, в общем случае зависящий от конфигурации сети, плотности нагрузки и других факторов, предлагается определять по формуле:

, (3.13)

где r и х – активное и реактивное сопротивления головного участка линии 0,38 кВ;

К_разв – коэффициент разветвленности схемы.

Проведенный анализ позволяет сделать вывод о том, что своевременно выполнить расчеты потерь электроэнергии во всех распределительных линиях оказывается затруднительным, поэтому для быстрого выявления нетехнических потерь электроэнергии в регионе целесообразным следует считать применение методов краткосрочного и оперативного прогнозирования потребления электроэнергии методами математической статистики.