Многоуровневый интегрированный комплекс программ РТП для расчетов и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях ОАО «Мосэнерго»
Кузьмин В.В., канд. экономических наук,
Чугунов А.А., инж., ОАО «Мосэнерго»,
Воротницкий В.Э., докт. технических наук,
Макоклюев Б.И., канд. технических наук,
Калинкина М.А., канд. технических наук,
Заслонов С.В., инж.,
Набиев Р.Ф., инж., ОАО «ВНИИЭ».
1. Актуальность повышения точности расчета нормативов потерь электроэнергии
В последние годы в связи с вводом в действие ряда федеральных нормативных документов по тарифной политике и ценообразованию в электроэнергетике, в первую очередь [1-2], достаточно остро встал вопрос о достоверном определении нормативов потерь электроэнергии в сетях, о разделении отчетных потерь на нормативную и сверхнормативную части, о выборе оптимальных путей снижения сверхнормативных потерь, которые рассматриваются как прямые убытки энергоснабжающих организаций.
Норматив потерь электроэнергии в электрических сетях - это экономически обоснованный и документально подтвержденный технологический расход электроэнергии при ее транспортировке, относящийся к налогооблагаемым материальным ресурсам и направленный на получение дохода энергоснабжающей организации [2].
В соответствии с [1], норматив потерь электроэнергии должен быть дифференцирован по четырем уровням напряжения: ВН (110 кВ и выше), СН1 (35 кВ), СН2 (20-1 кВ), НН (0,38 кВ и ниже). Особую важность при этом приобретает достоверный расчет технических потерь электроэнергии не только в сетях 6(10) кВ и выше, но и в низковольтных сетях 0,38 кВ, что требует серьезных дополнительных усилий на сбор и обработку исходных данных для этого расчета.
Точность определения норматива потерь самым непосредственным образом влияет на точность оценки сверхнормативных технических и коммерческих потерь и соответственно на эффективность мероприятий по их снижению.
С целью повышения объективности и обоснованности нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4-750 кВ ОАО «Мосэнерго» был разработан многоуровневый интегрированный программный комплекс РТП, который эксплуатируется в энергосистеме с 1998 г.
2. Назначение и область применения
Комплекс РТП состоит из нескольких программных модулей и подсистем, установленных на различных уровнях управления энергосистемы - в районах и предприятиях электросетей (РЭС, ПЭС), московской кабельной сети (МКС), в генеральной дирекции. Структурная схема программных модулей и баз данных приведена на рисунке 1.
РТП позволяет рассчитывать суммарную величину и структуру технических потерь электроэнергии по энергосистеме в целом, проследить динамику потерь по месяцам года, сопоставить потери электроэнергии в различных элементах сети по ступеням напряжения, структурным подразделениям.
Результаты расчетов технических потерь электроэнергии могут быть использованы для:
· расчета нормативов потерь;
· анализа структуры и причин роста потерь;
· учета потерь в расчетах допустимых и фактических небалансов электроэнергии в электрических сетях РЭС, ПЭС и энергосистеме в целом, локализации небалансов и принятия мер по их снижению;
· учета потерь электроэнергии при расчетах тарифов на электроэнергию по ступеням напряжения;
· оценки величины коммерческих потерь электроэнергии в энергосистеме и ПЭС и определения эффективности мероприятий по снижению потерь.
Расчеты проводятся в соответствии с «Методикой нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях филиалов ОАО «Мосэнерго». Методика максимально учитывает имеющуюся в РЭС, ПЭС и энергосистеме в целом схемную и режимную информацию и основывается на методах расчета, регламентированных отраслевыми и федеральными нормативно-техническими документами [3, 4]. Комплекс РТП адаптирован к условиям эксплуатации электрических сетей энергосистемы и обеспечивает прозрачные взаимоотношения филиалов электрических сетей и генеральной дирекции по расчетам нормативов потерь. Генеральная дирекция и персонал электросетевых предприятий имеют равные возможности по контролю исходной информации и результатов расчета потерь по всем необходимым структурным составляющим потерь.
3. Основные функции
Расчеты проводятся в соответствии с принятой в ОАО «Мосэнерго» месячной периодичностью нормирования потерь электроэнергии.
В замкнутых электрических сетях 110 кВ и выше расчет переменных потерь мощности и электроэнергии ведется ежесуточно с учетом реальных изменений коммутационного состояния сети и ее работы в режимах суточных максимумов нагрузки. Потери электроэнергии за месяц определяются путем суммирования потерь электроэнергии за сутки.
В разомкнутых электрических сетях 110, 35, 6(10) кВ, силовых трансформаторах, синхронных компенсаторах и токоограничивающих реакторах расчеты переменных потерь мощности выполняются для нагрузок зимнего максимума с их пересчетом в годовые переменные потери электроэнергии по времени наибольших потерь.
Годовые переменные потери распределяются по месяцам пропорционально квадратам прироста известного отпуска электроэнергии в сеть. При этом для более точного учета паспортных данных оборудования электрических сетей 35-110 кВ каждая линия, трансформатор и синхронный компенсатор представляются в базе данных своими индивидуальными параметрами, которые ежегодно обновляются. То же относится к условно-постоянным потерям электроэнергии, для расчета которых создана отдельная подробная база данных практически по каждому элементу электрической сети 35-220 кВ. Кроме того, в энергосистеме создана база данных по схемным и режимным параметрам и результатам расчетов потерь по всем распределительным линиям 6(10) кВ. Исключение составляют измерительные трансформаторы тока, напряжения и счетчики, для которых задается их количество, а потери определяются по удельным показателям на единицу оборудования.
Комплекс РТП позволяет проводить расчеты:
· переменных потерь мощности и электроэнергии в замкнутой электрической сети 110 кВ и выше;
· переменных потерь мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах 35 кВ и выше;
· переменных потерь мощности и электроэнергии в тупиковых и отпаечных линиях 110 кВ;
· переменных потерь мощности и электроэнергии в линиях 35 кВ;
· переменных потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 0,38-6(10) кВ [5, 6];
· переменных потерь мощности и электроэнергии в токоограничивающих ректорах и синхронных компенсаторах;
· условно-постоянных потерь электроэнергии:
o в силовых трансформаторах;
o на корону в воздушных линиях;
o в синхронных компенсаторах;
o в трансформаторах тока, напряжения и счетчиках электроэнергии.
4. Основные особенности расчета переменных потерь электроэнергии в замкнутых и разомкнутых электрических сетях 110-220 кВ
Переменные потери электроэнергии в замкнутых электрических сетях 110-220 кВ
Переменные потери электроэнергии в замкнутых сетях 110-220 кВ рассчитывают ежесуточно с использованием программы установившегося режима и суточных графиков нагрузки энергосистемы. Потери электроэнергии за сутки вычисляют по формуле:
WСi = РМСi Сi , кВтч, (1)
где РМСi - определяемые по программе расчета установившегося режима нагрузочные потери мощности в линиях и трансформаторах 110-220 кВ, кВт, в час максимума нагрузки энергосистемы в i-е сутки;
Сi- число часов максимальных потерь (далее время потерь) за i-е сутки, определяемые по суммарному суточному графику нагрузки энергосистемы и формуле:
, ч, (2)
где Рji, Рmi - j-е часовые и максимальное значения i-го суточного графика суммарной нагрузки энергосистемы, МВт.
Результаты суточного расчета потерь электроэнергии разбивают в соответствии с установленными границами по предприятиям электрических сетей, линиям, трансформаторам и ступеням напряжения 110 и 220 кВ.
Потери электроэнергии за месяц определяют суммированием суточных результатов расчета:
, кВтч, (3)
где n - число суток в данном месяце.
Потери электроэнергии за год определяют суммированием потерь электроэнергии за 12 месяцев:
, кВтч. (4)
По результатам расчетов годовых потерь электроэнергии по ОАО «Мосэнерго» в целом рассчитывают годовое значение времени потерь по энергосистеме, которое принимают одинаковым для замкнутых сетей всех ЭС на текущий год:
, ч,(5)
где РМЗГ - максимальное в течение год значение потерь мощности в электрической сети 110-220 кВ ОАО «Мосэнерго».
Переменные потери электроэнергии в тупиковых и отпаечных линиях 110 кВ
Тупиковые и отпаечные линии выделены в отдельную группу в связи с тем, что они не включены в расчетную схему ИВЦ ОАО «Мосэнерго». Для этих линий установлен следующий порядок расчетов:
ежегодно по состоянию на 1 января отчетного года уточняют список тупиковых и отпаечных линий с указанием мест их присоединения, марок проводов, длин линий и активных сопротивлений участков (Rтоi), корректируют соответствующую базу данных;
выполняют и заносят в базу данных замеры токов в зимний максимум нагрузки (Iмтоi) предыдущего года (t-1) по отношению к отчетному году t на участках тупиковых линий и трансформаторах (на стороне 110 кВ) отпаечных линий. Если, например, отчетным является 2003 год, по месяцам которого определяется норматив потерь, то предыдущим по отношению к отчетному является 2002 год и замеры токов должны выполнятся в зимний максимум 2002 года;
по программе РТП (Расчет Технических Потерь) по скорректированной базе данных и выполненным контрольным замерам рассчитывают нагрузочные потери активной мощности в каждой тупиковой и отпаечной линии по формуле:
, кВт(6)
и по той же программе вычисляют суммарные потери мощности:
, кВт, (7)
где nТО - количество тупиковых и отпаечных линий;
по форме государственной статической отчетности №9-ПС о потреблении электроэнергии определяют годовое число часов использования максимума нагрузки для сетей 110-35 кВ, работающих в режиме одностороннего питания:
, ч,(8)
где WГ, РМЗ - суммарное годовое потребление электроэнергии промышленными, непромышленными, сельскохозяйственными потребителями и населением Московской области за предыдущий год (t-1) по отношению к отчетному году t (см. выше п.2), кВтч, и активная максимальная суммарная нагрузка тех же групп потребителей, кВт, соответственно;
вычисляют годовое число часов наибольших потерь по формуле:
, ч, (9)
которое принимают одинаковым для всех электрических сетей 110-35 кВ ОАО «Мосэнерго», работающих в режиме одностороннего питания;
рассчитывают годовые переменные потери электроэнергии по формуле:
WТО110 = РТО110-35 , кВтч; (10)
вычисляют потери электроэнергии в декабре месяце в год (t-1):
, кВтч, (11)
где Кi = WOCi / WОСД - отношение отпуска электроэнергии в сеть данного филиала ЭС в i-й месяц (t-1) года к отпуску электроэнергии в декабре месяце этого же года;
рассчитывают норматив потерь электроэнергии в i-й месяц отчетного года t:
, кВтч. (12)
Переменные потери электроэнергии в понизительных трансформаторах 110 кВ
Понизительные трансформаторы 110 кВ также не включены в расчетную схему сети ИВЦ ОАО «Мосэнерго». Поэтому установлен следующий порядок расчетов:
ежегодно по состоянию на 1 января текущего года уточняют список понизительных трансформаторов 110 кВ с указанием наименований и номеров подстанций, активных сопротивлений обмоток, корректируют соответствующую базу данных. При этом для трехобмоточных трансформаторов 110/35/6(10) кВ и двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ с расщепленной обмоткой активные сопротивления должны указываться по каждой обмотке с приведением сопротивлений к напряжению 110 кВ; для двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ должны указываться общие активные сопротивления, приведенные к напряжению 110 кВ;
выполняют и заносят в базу данных результаты измерений токов в зимний максимум нагрузки (I МТ110i) предыдущего года (t-1) по отношению к отчетному году t:
для трехобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ - в каждой обмотке отдельно, на своем номинальном напряжении;
для двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ - на стороне 110 кВ;
по программе РТП рассчитывают:
а) нагрузочные потери активной мощности в обмотках трехобмоточных трансформаторов 110/35/6(10) кВ типа ТДТН, ТДТНГ, ТДТНГУ и т.п.:
, кВт, (13)
, кВт, (14)
, кВт.(15)
Например, при номинальном напряжении обмотки НН 10 кВ и обмотки ВН 110 кВ