, кВт.(16)
В формулах (13-16):
РТТ110В, РТТ110С, РТТ110Н - нагрузочные потери мощности в обмотках высшего (110 кВ), среднего (35 кВ) и низшего (6 или 10 кВ) напряжения;
IВ, IС, IН - токовые нагрузки в зимний максимум в каждой обмотке трехобмоточного трансформатора на своем номинальном напряжении (110, 35, 6 или 10 кВ соответственно), А;
R'С, R'Н - сопротивления обмоток 35, 6 или 10 кВ, соответственно, Ом, приведенные к напряжению 110 кВ (к высокой обмотке), определяемые по справочнику ИВЦ ОАО «Мосэнерго» «Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, вольтодобавочные, регулировочные трансформаторы (номинальные расчетные данные)» или рассчитываемые по формулам:
, (17)
. (18)
Например, при UНВ=110 кВ и UНН=6 кВ
, (19)
где RС, RН - сопротивления обмоток 35, 6 или 10 кВ, соответственно, Ом, приведенные к своим номинальным напряжениям, определяемые по тому же справочнику ИВЦ ОАО «Мосэнерго».
Для проверки баланса токов в обмотках трехобмоточных трансформаторов, рассчитанного по формуле:
,(20)
программа РТП вычисляет приведенные к напряжению 110 кВ токи нагрузок:
, (21)
.(22)
Суммарные нагрузочные потери во всех обмотках i-го трехобмоточного трансформатора рассчитывают по формуле:
. (23)
б) нагрузочные потери активной мощности в обмотках двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ с расщепленной обмоткой типа ТРДН, ТРДНС, ТРДЦН и т.п.:
, кВт, (24)
при номинальном напряжении обмотки НН 6 кВ:
, кВт, (25)
, кВт, (26)
при номинальном напряжении обмотки НН 10 кВ:
, кВт, (27)
, кВт, (28)
В формулах (24-28):
РДРТВ, РДРТН1, РДРТН2 - нагрузочные потери мощности в обмотках высшего (110 кВ) напряжения и расщепленных обмотках 1 и 2 низшего напряжения 6 или 10 кВ;
IВ, IН1, IН2 - токовые нагрузки в зимний максимум в обмотках 110 кВ и расщепленных обмотках 1 и 2 6 или 10 кВ на своем номинальном напряжении, А;
R'С, R'Н - сопротивления расщепленных обмоток 1 и 2, соответственно, Ом, приведенные к высокой обмотке, определяемые по справочнику ИВЦ ОАО «Мосэнерго»или рассчитываемые по формулам (18) или (19).
Суммарные нагрузочные потери во всех обмотках i-го двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой рассчитывают по формуле:
;(29)
в) нагрузочные потери активной мощности в обмотках двухобмоточных трансформаторов 110/6 или 10 кВ типа ТМ, ТМН, ТД, ТДН и т.п.:
, кВт, (30)
IВ - токовая нагрузка в зимний максимум на стороне 110 кВ двухобмоточного трансформатора, А.
При измерении токовой нагрузки на стороне 6 или 10 кВ трансформатора, приведение этой нагрузки к высокой стороне осуществляется по формулам (21) или (22) соответственно.
RВ - приведенное к напряжению 110 кВ сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом, определяемое по справочнику ИВЦ ОАО «Мосэнерго».
по программе РТП вычисляют суммарные нагрузочные потери активной мощности в понизительных трансформаторах 110 кВ:
, кВт, (31)
где nТ110 - количество понизительных трансформаторов 110 кВ, шт;
рассчитывают годовые переменные потери электроэнергии по формуле:
WТ110 = РТ110 110-35 , кВтч; (32)
рассчитывают потери электроэнергии в декабре предыдущего года (t-1) по формуле, аналогичной (11);
рассчитывают нормативные потери электроэнергии по месяцам отчетного года по формуле (12).
Аналогичным образом, по той же базе данных и тем же формулам (13)_(32) и программе РТП вычисляют потери мощности и электроэнергии в вольтодобавочных автотрансформаторах.
5. Структура программного обеспечения
Общая структура программного обеспечения приведена на рисунке 1. Большинство программных модулей разработаны в рамках комплекса РТП (модули с индексами РТП 1, РТП 2 и РТП 3). Индекс модуля определяет уровень его функционирования: 1- уровень энергосистемы, 2- уровень ПЭС , 3 - уровень РЭС. В состав комплекса входят модули:
· РТП 3.2 - расчет потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ;
· РТП 3.1 - расчет потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6(10) кВ (рисунок 2, 3);
· РТП 2.2 - расчет годовых условно-постоянных и переменных потерь электроэнергии в разомкнутых сетях ПЭС (рисунок 5);
· РТП 2.1 - расчет структуры потерь во всех сетях ПЭС (включая замкнутые) с разбивкой по месяцам года (рисунок 6);
· РТП 1.3 - расчет годовых переменных потерь электроэнергии (в замкнутой электрической сети 110-750 кВ) как суммы ежесуточных потерь электроэнергии;
· РТП 1.2 - сводный расчет годовых условно-постоянных и переменных потерь электроэнергии в сети 0.38-750 кВ (рисунок 7);
· РТП 1.1 - сводный расчет структуры потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистемы с разбивкой по видам оборудования, ступеням номинальных напряжений сети, предприятиям и временным периодам (рисунок 8).
В комплекс РТП интегрированы также по входным и выходным данным некоторые программные подсистемы, эксплуатируемые в ОАО «Мосэнерго»:
· «Сеть МЭ» - программа оперативных расчетов электрических режимов и потерь мощности в электрической сети 110 кВ и выше (разработка ИВЦ ОАО «Мосэнерго»);
· «Оценка состояния» - программа достоверизации телеизмерений и расчетов режимов сети 500-750 кВ (разработка ГВЦ Энергетики);
· «Энергостат» - программа расчета активных и реактивных нагрузок в узлах замкнутой сети энергосистемы 110 кВ и выше [7];
· «ИВК СЭС» - программа расчета установившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в Московской кабельной сети (разработка Киевского технического университета).
Программные модули РТП 2 (РТП 2.1 и РТП 2.2) установлены в предприятиях электрических сетей (ПЭС), РТП 3 (РТП 3.1 и РТП 3.2) - в районах (РЭС) и предприятиях электрических сетей. Интегрированный программный модуль РТП 1 (РТП 1.1, РТП 1.2 и РТП 1.3), объединяющий все результаты расчетов технических потерь в целом по энергосистеме установлен в планово-экономическом отделе (ПЭО) и Энергосбыте ОАО «Мосэнерго», которые рассчитывают общую структуру потерь, контролируют работу по нормированию потерь по сетевым предприятиям и энергосистеме в целом.
Обмен данными между программными модулями осуществляется по локальной сети генеральной дирекции и по корпоративной сети ОАО «Мосэнерго». Большая часть подготовки данных и расчетов производится на уровне предприятий электрических сетей, где установлены модули РТП 2. Программные модули РТП 2 суммируют по ПЭС в целом переменные потери электроэнергии по электрическим сетям 0,38-10 кВ РЭС, потери в разомкнутых сетях 35-110 кВ, переменные потери в замкнутой сети ПЭС 110 кВ и выше в соответствии с балансовой принадлежностью сетей. Функциональная схема РТП 2 приведена на рисунке 4.
На рисунках 5, 6, 7 представлены отдельные экранные формы модулей РТП 2 и РТП 1.3.
6. Опыт эксплуатации и перспективы развития
Пятилетний опыт эксплуатации комплекса РТП подтвердил правильность выбора системы расчетов потерь, основанной на определении технических потерь электроэнергии и мощности с максимальным использованием схемной и режимной информации, имеющейся в энергосистеме. Несмотря на значительный объем информации и количество структурных подразделений (13 сетевых предприятий, Московская кабельная сеть, ПЭО, Энергосбыт, ИВЦ ОАО «Мосэнерго»), система сбора информации и расчетов работает достаточно стабильно. Особо следует отметить возможность доступа к исходным данным и результатам расчетов персонала всех подразделений ОАО «Мосэнерго», участвующих в расчетах. Вместе с тем определились основные направления усовершенствования системы расчетов потерь, которые выявлены в результате эксплуатации РТП:
1. Усовершенствование методов расчета некоторых структурных составляющих потерь, в первую очередь, в электрических сетях 0,38 кВ [8]. Модернизация программ для более удобной подготовки баз данных оборудования и измерений на уровне ПЭС с возможностью архивации многолетних данных режимных параметров, состава и состояний оборудования. Перевод всех программ комплекса на клиент-серверные базы данных с возможностью ввода и коррекции информации с клиентских мест, установленных на удаленных объектах (подстанции, РЭС). Разработка гибкой системы генерации отчетных форм с возможностью вывода отчетных табличных и графических форм в форматы «MS OFFICE».
2. Переход к следующему этапу расчета и анализа потерь электроэнергии - разработке и внедрению мероприятий по снижению потерь. Потери электроэнергии являются одной из составляющих баланса электроэнергии в электрических сетях. Для выбора и внедрения мероприятий по снижению потерь необходим анализ не только результатов расчетов технических потерь, но и их сопоставление с фактическими (отчетными) потерями - определение фактических небалансов электроэнергии в электрической сети (коммерческих потерь), сравнение этих небалансов с допустимыми небалансами по сети в целом, по отдельным участкам и узлам. Структурная схема автоматизированной системы анализа потерь и балансов электроэнергии представлена на рисунке 9. Разработка и внедрение в ОАО «Мосэнерго» первой очереди этой системы на базе комплекса РТП планируется в 2004 году.
В соответствии с Постановлением ФЭК РФ от 14.05.2003 № 37-Э/1 (п. 58, таблица 1.3 "Расчет технологического расхода электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций") в норматив технологических потерь планируется включить дополнительную составляющую - потери электроэнергии, обусловленные погрешностями приборов учета электроэнергии. Эти потери будут вычисляться, как абсолютное значение допустимого небаланса электроэнергии в электрической сети ОАО "Мосэнерго", принимаемого в качестве допустимого значения погрешности системы учета электроэнергии.
программа электроэнергия сеть интегрированный
Выводы
1. Опыт эксплуатации комплекса РТП показал, что расчет и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистемы на современном этапе должны осуществляться с максимальным использованием имеющейся в энергосистеме информации и базироваться на основе детальных расчетов технических потерь с разбивкой по оборудованию, ступеням напряжения и предприятиям электросетей. Интегрированная многоуровневая система расчетов обеспечивает доступность, прозрачность и проверяемость исходных данных и результатов расчетов нормативов потерь как для подразделений энергосистемы, так и для контролирующих органов: региональных энергетических комиссий, территориальных управлений Госэнергонадзора, налоговых инспекций.
2. Основным направлением развития программного обеспечения по расчетам технических потерь электроэнергии является создание на его основе автоматизированной системы расчета и анализа потерь и балансов электроэнергии по электрическим сетям в целом, выделенным участкам, ступеням напряжения, структурным подразделениям, отдельным узлам. Основное назначение этой системы состоит в получении достоверных значений не только технических, но и коммерческих потерь электроэнергии.
3. Потери электроэнергии должны рассчитываться за год в целом с разбивкой по месяцам на основе методов, рекомендованных отраслевыми нормативными документами.
Литература
1. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. Утв. Постановлением ФЭК РФ от 31.07.2002 № 49-Э/8. Перечень изменений и дополнений. Утв. Постановлением ФЭК России от 14 мая 2003 г. №37-Э/1.
2. Глава 25 НК РФ «Налог на прибыль организации». Введена ФЗ от 06.08.2001 № 110-ФЗ.
3. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. - М.: СПО ОРГРЭС, 1995.
4. И34-70-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. - М.: СПО «Союзтехэнерго», 1987.
5. В.Э. Воротницкий, С.В. Заслонов, М.А. Калинкина. Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6(10) кВ. / Электрические станции, 1999. -№8-с.38-42.
6. В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Учебно-методическое пособие. - М.: ИПК госслужбы, 2000. -61с.
7. Б.И. Макоклюев. Расчет и планирование режимных параметров, балансов мощности и электроэнергии АО-энерго и предприятий сетей с помощью программных комплексов «Энергостат» и «РБЭ». Сборник докладов: «Современные методы и средства расчета, нормирования и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях». - М.: НЦ ЭНАС, 2000.
8. С.В. Заслонов, М.А. Калинкина. Расчет технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 0,38-10 кВ. / Энергетик, 2002. №7, с.21-22.
Приложение
Рисунок 1. Структура программных модулей и баз данных комплекса РТП.
Рисунок 2. Экранная форма РТП 3.1 (схема фидера).
Рисунок 3. Экранная форма РТП 3.2 (результаты расчета потерь в сетях 0,38-10 кВ).
Рисунок 4. Функциональная структура модуля РТП 2.