Энергосбережение / Конспект Энергосбережение / Лекция 8

АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Общие положения к анализу потерь электроэнергии в электрических сетях и основные определения

Классификация потерь должна предусматривать не две составляющие (технические и коммерческие потери), а четыре (технические потери, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, потери, обусловленные погрешностями учета электроэнергии, и коммерческие потери), так как объединение под техническими потерями первых двух и под коммерческими вторых двух смешивает составляющие совершенно различной природы и затрудняет анализ путей снижения потерь.

Отчетные потери электроэнергии – разность между электроэнергией, поступившей в сеть (по показаниям счетчиков поступления электроэнергии) и электроэнергией, отпущенной потребителям (по показаниям счетчиков отпуска электроэнергии).

Технические потери электроэнергии - потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии от мест ее производства до точек продажи потребителям. Технические потери определяют расчетным путем на основании законов электротехники.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций – расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков.

Система учета электроэнергии – комплекс технических средств, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объект. Включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и электросчетчики.

Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения – недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы системы учета электроэнергии на объекте. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями измерения электроэнергии, определяют расчетным путем на основании законов вероятностного сложения погрешностей.

Коммерческие потери – потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Анализ потерь электроэнергии – оценка приемлемости уровня потерь с технической и экономической точек зрения, выявление причин превышения допустимых небалансов электроэнергии на объекте в целом и его частях, выявление территориальных зон, групп элементов и отдельных элементов с повышенными потерями (очагов потерь), определение количественного влияния на отчетные потери и их структурные составляющие параметров, характеризующих режимы передачи электроэнергии.

Мероприятие по снижению потерь электроэнергии (МСП) – мероприятие, проведение которого экономически оправдано за счет получаемой экономии электроэнергии.

Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии – разработка перечня конкретных мероприятий по снижению потерь электроэнергии с соответствующими каждому мероприятию показателями требуемых затрат, получаемой экономии электроэнергии, срока окупаемости затрат или других показателей экономической эффективности и т.п.

. Резервы снижения потерь электроэнергии - экономия электроэнергии, которая может быть получена при внедрении экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

Анализ потерь электроэнергии

Анализ потерь электроэнергии осуществляется со следующими целями:

- выявление зон и конкретных элементов с повышенными техническими потерями;

- выявление фидеров 6-20 кВ и линий 0,4 кВ с повышенными коммерческими потерями;

- оценка влияния на технические потери основных параметров поступления и отпуска электроэнергии из сети на основе сопоставительных расчетов потерь при различных значениях параметров или по нормативной характеристике потерь;

- определение количественных целей по снижению потерь для различных служб и подразделений энергосистемы.

Выявление зон и конкретных элементов сети с повышенными техническими потерями проводят на основе результатов расчета потерь и их структуры. В первом приближении к очагам нагрузочных потерь относят линии с плотностью тока более 1 А/мм², а к очагам потерь холостого хода - трансформаторы, загруженные в режиме максимальных нагрузок менее чем на 50 % на однотрансформаторных подстанциях и менее чем на 35 % - на двухтрансформаторных подстанциях.

Выявление фидеров 6-20 кВ с повышенными коммерческими потерями осуществляют на основе сопоставления следующих величин:

- отпуска электроэнергии в фидер - W_о;

- верхней границы интервала неопределенности технических потерь электроэнергии в фидере ΔW_т.max;

- полезного отпуска электроэнергии потребителям, питающимся от данного фидера - W_п.о ;

- диапазона потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями учета электроэнергии, выраженного в виде нижней (ΔW_у.н) и верхней (ΔW_у.в) границ .

Гарантированное (минимальное) значение коммерческих потерь в фидере определяют по формуле

.

Факт переноса части отчетных потерь между месяцами определяют, рассчитывая для каждого месяца значения

,

где W_о - отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей (сумма полезного отпуска электроэнергии собственным потребителям и потерь в сети);

W_пост –условно-постоянные потери.

Если отчетные потери не содержат коммерческой составляющей и фактов переноса потерь между месяцами, разность представляет собой нагрузочные потери, пропорциональные значению W₀². В этом случае значение E должно быть приблизительно одинаковым для всех месяцев. В связи с выводом в ремонт в летний период части линий и оборудования значение Е должно быть даже несколько выше для летних месяцев. Если значение E для зимних месяцев выше, чем для летних. Это говорит о недоплате за электроэнергию в зимние месяцы (отчетные потери выше расчетных) и переплате в летние месяцы (отчетные потери ниже расчетных).

Определение количественных целей снижения составляющих потерь, находящихся в сфере различных служб и подразделений, проводят на основе расчета их гарантированных значений (границ интервалов неопределенности). Для этого используют следующие рассчитанные величины:

- интервал неопределенности технических потерь;

- интервал потерь, обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями учета электроэнергии;

- интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета.

Приведем пример.

Интервал неопределенности технических потерь по данным расчетов составил от 6,6 % до 8,2 %. Интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета, составляет от -0,2 % (переучет) до +0,6 % (недоучет), а обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями от -0,1 % (переучет) до +0,8 % (недоучет). Отчетные потери (за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций) составляют 11,2 %.

Расчет резервов снижения технических потерь показал, что они находятся в диапазоне от 0,7 до 0,9 %.

Анализ результатов расчетов. Гарантированное (минимальное) значение неоплачиваемого потребления (хищения) составляет

ΔW_{ком. min}= ΔW_отч – ΔW_{т. max} - ΔW_{у. max}= 11,2 - 8,2 - 0,8 = 2,2 %.

Гарантированное (минимальное) значение технических потерь составляет 6,6 %.

Значение потерь, обусловленных несоответствием системы учета электроэнергии требованиям ПУЭ, составляет 0,8 - 0,6 = 0,2 %.

Потери неопределенной структуры составляют

ΔW_неопр = ΔW_отч - ΔW_{т. min} - ΔW_{ком. min}= 11,2 - 6,6 - 2,2 = 2,4 %.

В соответствии с расчетами персоналу энергосбыта ставится задача снижения хищений в перспективе минимум на 2,2 % (на планируемый период это может быть, например, 0,5 %), персоналу сетей - снижения технических потерь в перспективе минимум на 0,7 %, персоналу метрологических служб - снижения недоучета на 0,2 % (все значения в процентах от отпуска электроэнергии в сеть). Потери неопределенной структуры, равные 2,4 %, не могут быть гарантировано отнесены к какой либо составляющей, однако улучшение в перспективе качества информации, используемой при расчетах технических потерь, позволит сократить их значение, разнеся часть их между техническими и коммерческими потерями.

Использование интервальной оценки потерь электроэнергии для определения гарантированных значений их структурных составляющих иллюстрируется на рис.1.

Обобщенный анализ потерь электроэнергии и их структуры целесообразно проводить на основе формы их учета, соответствующей рис.2 и приведенной в табл.1. Форма включает в себя:

- данные, получаемые по приборам учета электроэнергии;

- данные, получаемые в результате расчетов технических потерь электроэнергии;

- данные, получаемые в результате расчетов потерь, обусловленных погрешностями систем учета электроэнергии;

- расчетные значения эффективности мероприятий по снижению потерь (резервы снижения потерь), определяемые либо непосредственно при расчете потерь по перечисленным программам, либо сопоставительными расчетами по ним.

Показатели, значения которых получают расчетным путем (с помощью программ соответствующих расчетов), отмечены в табл.1 знаком «*», получаемые от приборов учета - знаком "+". Остальные показатели являются результатами операций, проводимых над числами таблицы.

Показатели, получаемые от приборов учета, являются детерминированными. Составляющие потерь, получаемые расчетным путем, физически не могут иметь 100%-й достоверности, поэтому их целесообразно представлять в виде трех значений: среднего значения и двух границ интервала возможных значений.

110 кВ	Wп	Поступление энергии в сеть 110 кВ и выше
110 кВ	ΔW110	Потери в сети 110 кВ и выше
	WО 110	Полезный отпуск на напряжении 110 кВ и выше
35 кВ	WП 35	Поступление в сеть 35 кВ
35 кВ	ΔW35	Потери в сети 35 кВ
	WО 35	Полезный отпуск на напряжении 35 кВ
10 кВ	WП 10	Поступление в сеть 6-20 кВ
	WО 10П.Ф	Полезный отпуск в потребительские фидера 6-20 кВ
10 кВ	ΔW10	Потери в сети 6-20 кВ
	WО 10ТП	Полезный отпуск в потребительские ТП 6-20 кВ
0,4 кВ
	WО 0,4П.Л	Полезный отпуск в потребительские линии 0,4 кВ
0,4 кВ	ΔW0,4	Потери в сетях 0,4 кВ
	WО 0,4С	Полезный отпуск из линий 0,4 кВ, принадлежащих энергоснабжающей организации

Рисунок 1 - Структура поступления, полезного отпуска и потерь электроэнергии по ступеням напряжения

Рисунок 2 - Интервальные оценки структурных составляющих потерь

Для определения верхней и нижней границ суммарного показателя, являющегося суммой или разностью других показателей, выраженных в интервальной форме, вначале определяют размах изменения каждого показателя

D = W_max - W _{min ,}

а затем значения границ суммарного показателя по формуле:

,

где W_ср - значение суммы (разности) средних значений показателей;

n,m,k - номера суммируемых показателей.

Таблица 1а - Структура отпуска и потерь электроэнергии

Наименование показателя	Значение показателя, млн. кВт·ч
+1. Отпуск в сеть для собственных потребителей, всего +1.1. в том числе, с шин 6-20 кВ электростанций +2. Отпущено из сетей 35 кВ и выше, всего (п.2.1 + п.2.2 + п.2.3) в том числе: +2.1. потребителям на напряжении 110 кВ и выше +2.2. потребителям на напряжении 35 кВ +2.3. на шины 6-20 кВ подстанций 35-110/6-20 кВ +3. Отпущено с шин 6-20 кВ электростанций и подстанций 35-110/6-20 кВ (п.1.1 + п. 2.3), всего в том числе: +3.1. в фидера 6-20 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы (технический учет) +3.2. в потребительские (безпотерьные) фидера +4. Отпущено из фидеров 6-20 кВ, находящихся на балансе энергосистемы, всего (п.4.1. +п.4.2) в том числе: +4.1. через потребительские распределительные трансформаторы 6-20/0,4 кВ) +4.2. на шины 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6-20/0,4 кВ, находящихся на балансе энергосистемы (технический учет), всего (п.4.2.1. + п.4.2.2) в том числе: +4.2.1. в линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы +4.2.2. непосредственно с шин 0,4 кВ (безпотерьные линии) +5. Полезный отпуск потребителям на напряжении 6-10 кВ и ниже, включая расход на производственные и хозяйственные нужды энергосистемы, всего (п.5.1 + п.5.2) в том числе: +5.1. на напряжении 6-20 кВ (п.3.2 + п.4.1) +5.2. на напряжении 0,4 кВ +5.2.1. из них населению 6. Потери в сетях, всего (п.1–п.2.1–п.2.2- п.5.1-п.5.2)=(п.6.1+п.6.2+п.6.3) -(% к п.1) в том числе: 6.1. в сетях 35 кВ и выше (п.1–п.1.1–п.2) - (% к п.1-п.1.1) - (% к п.1) 6.2. в сетях 6-20 кВ (п.3.1–п.4) - (% к п. 4) - (% к п.1) 6.3. в сетях 0,4 кВ (п.4.2–п.5.2) - (% к п. 4.2) - (% к п.1)	2230,0 30,0 2090,0 500,0 100,0 1490,0 1520,0 1120,0 400,0 1040,0 300,0 740,0 600,0 140,0 1350,0 700,0 650,0 300,0 280,0 (12,56%) 110,0 (5,00%) (4,93%) 80,0 (7,69%) (3,59%) 90,0 (12,16%) (4,04%)

Таблица 1б - Анализ потерь электроэнергии

Наименование показателя	Среднее значение показателя	Границы интервала значений
		нижняя	верхняя
Сети 35 кВ и выше** 7. Расчетные технические потери в сетях 35 кВ и выше, всего в том числе: *7.1. нагрузочные *7.2. холостого хода (включая токи утечки по изоляции высоковольтных кабельных линий) *7.3. на корону и из-за токов утечки по изоляторам ВЛ *7.4. в компенсирующих устройствах 35 кВ и выше *7.5. в измерительных трансформаторах 35кВ и выше и 6-20 кВ, присоединенных до счетчиков технического учета на вводах 6-20 кВ * 8. Из п. 7 в сетях 35 кВ + 9. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд до счетчика технического учета * 10. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше * 11. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше * 12. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше * 13. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше 14. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше (п.6.1 - п.7(среднее значение) - п.9) 15. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 35 кВ и выше – коммерческие потери (п.14 – п. 12) 16. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 35 кВ и выше – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.12–п.13) Сети 6-20 кВ 17. Расчетные технические потери в сетях 6-20 кВ, всего в том числе: *17.1. нагрузочные *17.2. холостого хода (включая потери от токов утечки по изоляции кабелей) *17.3. из-за токов утечки по изоляторам воздушных линий *17.4. в компенсирующих устройствах *17.5. в измерительных трансформаторах, присоединенных после счетчиков технического учета + 18. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд после счетчика технического учета * 19. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ * 20. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ * 21. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ * 22. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ 23. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ (п.6.2-п.17(среднее значение)-п.18) 24. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 6-20 кВ – коммерческие потери (п.23 – п.21) 25. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 6-20 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.21 – п. 22) Сети 0,4 кВ *** * 26. Расчетные технические потери в сетях 0,4 кВ * 27. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ * 28. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ 29. Допустимые коммерческие потери (при ПС = 2,0 по формуле (4.1) равны 5% от п. 5.2.1) *30. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ *31. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ 32. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ (п.6.3 - п.26 (среднее значение)) 33. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 0,4 кВ – резерв снижения коммерческих потерь (п.32 – п.30) 34. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 0,4 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.30 – п. 31) Суммарные потери 35. Расчетные технические потери в сетях всех напряжений (п.7 + п.17) 36. Суммарный расход на собственные нужды подстанций (п.10 + п.19) *37. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений *38. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений *39. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений *40. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений 41. Фактический небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений – сумма коммерческих потерь, инструментальных погрешностей приборов учета и погрешности расчета технических потерь (п.6 - п.27 (среднее значение) - п.28) 42. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях всех напряжений (недопустимые коммерческие потери) (п.41 – п.39) 43. Суммарные коммерческие потери (п.42 + п.29) 44. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях всех напряжений – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.39 – п.40) *45. Нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций 46. Резерв снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций (п.36 – п.45) 47. Резервы снижения технических потерь (расчетный эффект от мероприятий), всего в том числе: *в сетях 35 кВ и выше *в сетях 6-20 кВ и ниже 48. Суммарный резерв снижения потерь (п.42 + п.44 + п.46+п.47)	80,0 41,0 24,0 13,0 1,4 0,6 4,0 5,0 15,6 12,2 15,6 12,2 25,0 9,4 3,4 51,8 15,7 32,1 0,3 3,2 0,5 2,1 17,8 13,1 17,8 13,1 26,1 8,3 4,7 42,4 15,2 0,5 15,0 30,2 15,5 47,6 17,4 14,7 174,2 7,1 48,6 25,8 63,6 40,8 98,7 35,1 50,1 22,8 6,0 1,1 25,0 9,0 16,0 84,0	75,5 38,0 22,5 9,0 1,2 0,5 3,6 5,0 9,8 7,0 8,3 5,3 25,0 0,8 -6,6 49,5 14,3 30,3 0,2 3,0 0,4 2,1 11,1 8,7 10,7 8,1 26,1 1,2 -4,0 32,2 14,6 0,1 15,0 20,0 5,3 47,6 7,2 0,2 162,8 7,1 43,5 21,9 51,1 28,4 98,7 22,6 37,6 5,2 6,0 1,1 21,4 7,0 13,0 62,4	84,5 44,0 25,5 17,0 1,6 0,7 4,4 5,0 21,4 17,4 22,9 19,1 25,0 18,0 13,4 54,1 17,1 33,9 0,4 3,4 0,6 2,1 24,5 17,5 24,9 18,1 26,1 15,4 13,4 52,6 15,8 0,9 15,0 40,4 25,7 47,6 27,6 29,2 185,6 7,1 53,7 30,7 76,1 53,2 98,7 47,6 62,6 40,4 6,0 1,1 28,6 11,0 19,0 105,6