Универсальный внешний накопитель для всех iOS-устройств, совместим с PC/Mac, Android
Header Banner
8 800 100 5771 | +7 495 540 4266
c 9:00 до 24:00 пн-пт | c 10:00 до 18:00 сб
0 Comments

Содержание

VI. Порядок определения потерь в электрическихсетях и оплаты этих потерь 

50. Размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, переданной в электрическую сеть из других сетей или от производителей электрической энергии, и объемом электрической энергии, которая поставлена по договорам энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) и потреблена энергопринимающими устройствами, присоединенными к данной электрической сети, а также объемом электрической энергии, которая передана в электрические сети других сетевых организаций.

В отношении потребителя, энергопринимающее оборудование которого присоединено к объектам электросетевого хозяйства, с использованием которых указанный потребитель оказывает услуги по передаче электрической энергии, размер фактических потерь электрической энергии, возникающих на таких объектах электросетевого хозяйства (V(факт)), определяется по формуле:

 

V(факт) = V(отп) x (N / (100% – N)),

 

где:

V(отп) – объем отпуска электрической энергии из электрических сетей потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, в энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) смежных субъектов электроэнергетики;

N – величина технологического расхода (потерь) электрической энергии (уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям), которая рассчитана в процентах от объема отпуска электрической энергии в электрическую сеть потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, как сетевой организации и учтена органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении единых (котловых) тарифов.

(см. текст в предыдущей редакции)

51. Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства.

(см. текст в предыдущей редакции)

Стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших на объектах электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть и принадлежащих собственникам или иным законным владельцам, которые ограничены в соответствии с Федеральным законом “Об электроэнергетике” в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов, оплачивается той организацией, которая в соответствии с договором о порядке использования таких объектов обязана приобретать электрическую энергию (мощность) для компенсации возникающих в них фактических потерь электрической энергии.

(см. текст в предыдущей редакции)

52. Потребители услуг, за исключением производителей электрической энергии, обязаны оплачивать в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери, возникающие при передаче электрической энергии по сети сетевой организацией, с которой соответствующими лицами заключен договор.

(в ред. Постановлений Правительства РФ от 15.06.2009 N 492, от 07.07.2017 N 810)

(см. текст в предыдущей редакции)

Потребители услуг, опосредованно присоединенные через энергетические установки производителей электрической энергии, оплачивают в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери только на объемы электрической энергии, не обеспеченные выработкой соответствующей электрической станцией.

Потребители услуг оплачивают потери электрической энергии сверх норматива в случае, если будет доказано, что потери возникли по вине этих потребителей услуг.

53. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям утверждаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в соответствии с настоящими Правилами и методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утверждаемой федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития.

(см. текст в предыдущей редакции)

54. Нормативы потерь электрической энергии в электрических сетях устанавливаются в отношении совокупности линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих соответствующей сетевой организации (собственнику или иному законному владельцу объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, который ограничен в соответствии с Федеральным законом “Об электроэнергетике” в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов), с учетом дифференциации по уровням напряжения сетей при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

(см. текст в предыдущей редакции)

54(1). Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций определяются на основе сравнительного анализа потерь с дифференциацией по уровням напряжения исходя из необходимости сокращения нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, в соответствии с порядком, предусмотренным методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

55. Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям предусматривает снижение нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, и определение нормативов указанных потерь на основе:

1) технологических потерь электрической энергии в объектах электросетевого хозяйства, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии, с учетом технических характеристик линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства, определяющих величину переменных потерь в соответствии с технологией передачи и преобразования электрической энергии, условно-постоянных потерь для линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства;

2) сравнительного анализа потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций с дифференциацией по уровням напряжения.

(см. текст в предыдущей редакции)

55(1). Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в течение расчетного периода в отношении потребителя услуг по передаче электрической энергии, норматива потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемой для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети, определяемой в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике.

(см. текст в предыдущей редакции)

В случае если центр питания (распределительное устройство подстанции, входящей в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, или распределительное устройство электрической станции, соединенное с линиями электропередачи, входящими в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть) (далее – центр питания) и энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) потребителя услуг по передаче электрической энергии, присоединенные к таким центрам питания, расположены в разных субъектах Российской Федерации, при определении стоимости потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети используется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети для соответствующего уровня напряжения в отношении субъекта Российской Федерации, в котором расположен центр питания.

Фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии в течение расчетного периода для целей настоящего пункта определяется как разность между объемами перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии и объемами перетоков из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

В случае если фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии осуществляется от нескольких центров питания, расположенных в разных субъектах Российской Федерации, при определении фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии суммарный объем перетока электрической энергии из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть вычитается из объемов перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии пропорционально объемам перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

В случае если объем фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии на одном уровне напряжения имеет положительное значение, а на другом уровне напряжения – отрицательное значение, определяется общий суммарный объем фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети.

В случае положительного значения суммарного объема фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети применяется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети по соответствующему уровню напряжения того субъекта Российской Федерации, с территории которого фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии имеет положительное значение.

Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций при применении двухставочного варианта тарифа определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии потребителям в течение расчетного периода и ставки на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения.

(см. текст в предыдущей редакции)

Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях. Определение потерь мощности и электроэнергии в линии и в трансформаторе

Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня. Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения нецелевых затрат и выбрать способы их снижения. Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

  • Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
  • Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
  • Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.


Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

  1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:
  • Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
  • Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу (). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

  1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:
  • Холостая работа силовых установок.
  • Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
  • Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

  • системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
  • отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
  • освещение прилегающих к подстанциям территорий;
  • зарядное оборудование АКБ;
  • оперативные цепи и системы контроля и управления;
  • системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
  • различные виды компрессорного оборудования;
  • вспомогательные механизмы;
  • оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

  • в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
  • неправильно указанный тариф;
  • отсутствие контроля за данными приборов учета;
  • ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

  1. Механический . Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
  2. Электрический . Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
  3. Магнитный . При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

  • Оптимизация схемы и режима работы электросети.
  • Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
  • Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
  • Оптимизация нагрузки трансформаторов.
  • Модернизация оборудования.
  • Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

  • регулярный поиск несанкционированных подключений;
  • создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
  • проверка показаний;
  • автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

  • проведение оперативных вычислений;
  • суточный критерий;
  • вычисление средних нагрузок;
  • анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
  • обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.


Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.


Теперь переходим к расчету.

При передаче электрической энергии от генераторов электростанций до потребителя около 12-18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.

При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.

В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.

Потери мощности в линии.

Потери активной мощности (кВт) и потери реактивной мощности (кВАр) можно найти по следующим формулам:

где I расч – расчетный ток данного участка линии, А;

R л – активное сопротивление линии, Ом.

Потери мощности в трансформаторах.

Потери мощности в силовых трансформаторах состоят из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери активной мощности (кВт) в трансформаторе можно определить по следующей формуле:

Потери активной мощности в трансформаторе

где ?Рст – потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении. Зависят только от мощности трансформатора и приложенного к первичной обмотке трансформатора напряжения. ?Рст приравнивают ?Рх ;

?Рх — потери холостого хода трансформатора;

?Роб – потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт; ?Роб приравнивают ?Рк .

?Рк – потери короткого замыкания;

?=S/Sном – коэффициент загрузки трансформатора равен отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности;

Потери реактивной мощности трансформатора (кВАр) можно определить по следующей формуле:

где ? Qст – потери реактивной мощности на намагничивание, кВАр. ? Qст приравнивают ? .

? – намагничивающая мощность холостого хода трансформатора;

? Qрас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.

Значения ? Рст(? Рх) и ? Роб(? Рк) приведения в каталогах производителей силовых трансформаторов. Значения ? Qст(? Qх) и ?Qрас определяют по данным каталогов из следующих выражений:

где – ток холостого хода трансформатора, %;

– напряжение короткого замыкания, %;

Iном – номинальный ток трансформатора, А;

Xтр – реактивное сопротивление трансформатора;

Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Потери электроэнергии.

На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т.к в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение.

Время максимальных потерь ? – условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии в год.

Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Тмах называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Пусть W (кВт*ч) – энергия переданная по линии за некоторый промежуток времени, Рмах (кВт) -максимальная нагрузка, тогда время использования максимальной нагрузки:

Тмах=W/Рмах

На основании статистических данных для отдельных групп электроприемников были получены следующие значения Тмах :

  • Для внутреннего освещения – 1500—2000 ч;
  • Наружного освещения – 2000—3000 ч;
  • Промышленного предприятия односменного – 2000—2500 ч;
  • Двухсменного – 3000—4500 ч;
  • Трехсменного – 3000—7000 ч;

Время потерь ? можно найти по графику, зная Тмах и коэффициент мощности.

Потери энергии в трансформаторе:

Потери энергии в трансформаторе

где ? Wатр –общая потеря активной энергии (кВт*ч) в трансформаторе;

? Wртр –общая потеря реактивной энергии (кВАр*ч) в трансформаторе.

Потерями в электросетях считают разность между переданной электроэнергией от производителя до учтенной потребленной электроэнергией потребителя. Потери происходят на ЛЭП, в силовых трансформаторах, за счет вихревых токов при потреблении приборов с реактивной нагрузкой, а также из-за плохой изоляции проводников и хищения неучтенного электричества. В этой статье мы постараемся подробно рассказать о том, какие бывают потери электроэнергии в электрических сетях, а также рассмотрим мероприятия по их снижению.

Расстояние от электростанции к поставляющим организациям

Учет и оплата всех видов потерь регулируется законодательным актом: «Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (ред. от 22.02.2016) «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…» п. VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь. Если вы хотите разобраться с тем, кто должен оплачивать часть утраченной энергии, рекомендуем изучить данный акт.

При передаче электроэнергии на большие расстояния от производителя до поставщика ее к потребителю теряется часть энергии по многим причинам, одна из которых — напряжение, потребляемое обычными потребителями (оно составляет 220 или 380 В). Если производить транспортировку такого напряжения от генераторов электростанций напрямую, то необходимо проложить электросети с диаметром провода, который обеспечит всех необходимым током при указанных параметрах. Провода будут очень толстыми. Их невозможно будет подвесить на линиях электропередач, из-за большого веса, прокладка в земле тоже обойдется недешево.

Более подробно узнать о том, вы можете в нашей статье!

Для исключения этого фактора в распределительных сетях применяют высоковольтные линии электропередач. Простая формула расчета такова: P=I*U. Мощность равна произведению тока на напряжение.

Мощность потребления, Вт Напряжение, В Ток, А
100 000 220 454,55
100 000 10 000 10

Повышая напряжение при передаче электроэнергии в электрических сетях можно существенно снизить ток, что позволит обойтись проводами с намного меньшим диаметром. Подводный камень данного преобразования заключается в том, что в трансформаторах есть потери, которые кто-то должен оплатить. Передавая электроэнергию с таким напряжением, она существенно теряется и от плохого контакта проводников, которые со временем увеличивают свое сопротивление. Возрастают потери при повышении влажности воздуха – увеличивается ток утечки на изоляторах и на корону. Также увеличиваются потери в кабельных линиях при снижении параметров изоляции проводов.

Передал поставщик энергию в поставляющую организацию. Та в свою очередь должна привести параметры в нужные показатели: преобразовать полученную продукцию в напряжение 6-10 кВ, развести кабельными линиями по пунктам, после чего снова преобразовать в напряжение 0,4 кВ. Снова возникают потери на трансформацию при работе трансформаторов 6-10 кВ и 0,4 кВ. Бытовому потребителю доставляется электроэнергия в нужном напряжении – 380 В или 220В. Любой трансформатор имеет свой КПД и рассчитан на определенную нагрузку. Если мощность потребления больше или меньше расчетной мощности, потери в электрических сетях возрастают независимо от желания поставщика.

Следующим подводным камнем всплывает несоответствие мощности трансформатора, преобразующего 6-10 кВ в 220В. Если потребители берут энергии больше паспортной мощности трансформатора, он или выходит из строя, или не сможет обеспечить необходимые параметры на выходе. В результате снижения напряжения сети электроприборы работают с нарушением паспортного режима и, как следствие, увеличивают потребление.

Мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии в системах электроснабжения подробно рассмотрены на видео:

Домашние условия

Потребитель получил свои 220/380 В на счетчике. Теперь потерянная после счетчика электрическая энергия ложится на конечного потребителя.

Она складывается из:

  1. Потерь на при превышении расчетных параметров потребления.
  2. Плохой контакт в приборах коммутации (рубильники, пускатели, выключатели, патроны для ламп, вилки, розетки).
  3. Емкостной характер нагрузки.
  4. Индуктивный характер нагрузки.
  5. Использование устаревших систем освещения, холодильников и другой старой техники.

Рассмотрим мероприятия по снижению потерь электроэнергии в домах и квартирах.

П.1 – борьба с таким видом потерь одна: применение проводников соответствующих нагрузке. В существующих сетях необходимо следить за соответствием параметров проводов и потребляемой мощностью. В случае невозможности откорректировать эти параметры и ввести в норму, следует мириться с тем, что энергия теряется на нагрев проводов, в результате чего изменяются параметры их изоляции и повышается вероятность возникновения пожара в помещении. О том, мы рассказывали в соответствующей статье.

П.2 – плохой контакт: в рубильниках – это использование современных конструкций с хорошими неокисляющимися контактами. Любой окисел увеличивает сопротивление. В пускателях – тот же способ. Выключатели – система включения-выключения должна использовать металл, хорошо выдерживающий действие влаги, повышенных температур. Контакт должен быть обеспечен хорошим прижатием одного полюса к другому.

П.3, П.4 – реактивная нагрузка. Все электроприборы, которые не относятся к лампам накаливания, электроплитам старого образца имеют реактивную составляющую потребления электроэнергии. Любая индуктивность при подаче на нее напряжения сопротивляется прохождению по ней тока за счет возникающей магнитной индукции. Через время электромагнитная индукция, которая препятствовала прохождению тока, помогает его прохождению и добавляет в сеть часть энергии, которая является вредной для общих сетей. Возникают так называемые вихревые токи, которые искажают истинные показания электросчетчиков и вносят отрицательные изменения в параметры поставляемой электроэнергии. То же происходит и при емкостной нагрузке. Возникающие вихревые токи портят параметры поставленной потребителю электроэнергии. Борьба – использование специальных компенсаторов реактивной энергии, в зависимости от параметров нагрузки.

П.5. Использование устаревших систем освещения (лампочки накаливания). Их КПД имеет максимальное значение – 3-5%, а может быть и меньше. Остальные 95% идут на нагревание нити накала и как следствие на нагревание окружающей среды и на излучение не воспринимаемое человеческим глазом. Поэтому совершенствовать данный вид освещения стало нецелесообразным. Появились другие виды освещения – люминесцентные лампы, которые стали широко применяться в последнее время. КПД люминесцентных ламп достигает 7%, а светодиодных до 20%. Использование последних даст экономию электроэнергии прямо сейчас и в процессе эксплуатации за счет большого срока службы – до 50 000 часов (лампа накаливания – 1 000 часов).

Отдельно хотелось бы отметить, что сократить потери электрической энергии в доме можно с помощью . Помимо этого, как мы уже сказали, электроэнергия теряется при ее хищении. Если вы заметили, что , нужно сразу же предпринимать соответствующие меры. Куда звонить за помощью, мы рассказали в соответствующей статье, на которую сослались!

Рассмотренные выше способы уменьшения мощности потребления дают снижение нагрузки на электропроводку в доме и, как следствие, сокращение потерь в электросети. Как вы уже поняли, методы борьбы наиболее широко раскрыты для бытовых потребителей потому что не каждый хозяин квартиры или дома знает о возможных потерях электроэнергии, а поставляющие организации в своем штате держат специально обученных по этой теме работников, которые в состоянии бороться с такими проблемами.

Величина постоянных потерь электроэнергии в элементах электрической сети составляет

W “=(Р к +Р у +Р хх)Т вкл =Р Т вкл, (8.1)

где Т вкл – время включения или время работы элементов электрической сети в течение года. Для воздушных и кабельных линий и трансформаторов при выполнении проектных расчетов принимается Т вкл = 8760 ч.

Суммарная величина потерь электроэнергии в сети составляет

W =W “+W “. (8.2)

Рассмотрим способы определения переменных потерь в электрической сети. Пусть для элемента электрической сети, например воздушной линии, имеющей активное сопротивление R , известен годовой график нагрузки. Этот график представляется в виде ступенчатого графика по продолжительности Dt i каждой нагрузки Р i . (рис. 8.1,а ).

Энергия, передаваемая в течение года через рассматриваемый элемент сети, выразится как

W = . (8.3)

Эта энергия представляет собой площадь фигуры, ограниченной графиком нагрузки.

На этом же графике построим прямоугольник с высотой, равной наибольшей нагрузке Р max , и площадью, равной площади действительного графика нагрузки. Основанием этого прямоугольника будет время Т max . Это время называется продолжительностью использования наибольшей нагрузки . За это время при работе элемента сети с наибольшей нагрузкой через него будет передана та же электроэнергия, что и при работе по действительному годовому графику нагрузки. Средние значения Т max для различных отраслей промышленности приводятся в .

Потери мощности в рассматриваемом элементе сети для каждого i -го интервала времени составят

Р i =(S i /U ном) 2 R =(P i /U ном cos) 2 R , (8.4)

где cos – коэффициент мощности нагрузки.

На рис. 8.1,б приведен ступенчатый график потерь мощности, построенный по выражению (8.4). Площадь этого графика равна годовым переменным потерям электроэнергии в рассматриваемом элементе сети

а) б)

Рис. 8.1. Графики нагрузки по продолжительности для определения времени

Т max (а ) и времени max (б )

W “= . (8.5)

По аналогии с рис. 8.1,а построим прямоугольник с высотой, равной наибольшим потерям Р max , и площадью, равной площади действительного графика потерь электроэнергии. Основанием этого прямоугольника будет время max . Это время называется временем наибольших потерь мощности . За это время при работе элемента сети с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии в нем будут такими же, что и при работе по действительному годовому графику нагрузки.

Связь между Т max и max приближенно устанавливается эмпирической зависимостью

max =(0,124+Т max 10 -4) 2 8760. (8.6)

При перспективном проектировании электрических сетей график нагрузки потребителей, как правило, не известен. С определенной степенью достоверности известна лишь наибольшая расчетная нагрузки Р max .

Для характерных потребителей в справочной литературе приводятся значения Т max . В этом случае переменные годовые потери электроэнергии в элементе электрической сети определяются по выражению

W “=P max max , (8.7)

где max рассчитывается по выражению (8.6).

Контрольные вопросы к разделу 8

1. Поясните термины “постоянные потери” и ”переменные потери” электроэнергии.

2. Назовите составляющие постоянных потерь.

3. Что такое число часов использования наибольшей нагрузки?

4. Что такое число часов наибольших потерь мощности?

5. Как рассчитываются переменные потери энергии при проектировании

электрических сетей?

Информация о потерях электроэнергии в сетях в абсолютном и относительном выражении по уровням напряжения, используемым для целей ценообразования; о затратах на покупку потерь в собственных сетях; об уровне нормативных потерь электроэнергии на текущий период с указанием источника опубликования решения об установлении уровня нормативных потерь; о перечне мероприятий по снижению размеров потерь в сетях, а также о сроках их исполнения и источниках финансирования; о закупке электрической энергии для компенсации потерь в сетях и ее стоимости

по итогам 4 квартала 2011 года в разрезе по субъектам РФ.

В 4 квартале 2011 года отпуск электроэнергии в сеть ОАО «Ленэнерго» составил 9 214.0 млн.кВтч, в том числе объем переданной электроэнергии по договорам оказания услуг по передаче электроэнергии потребителям составил 7 820.8 млн.кВтч, и объем потерь электроэнергии при ее передаче по сетям ОАО «Ленэнерго» составил 1 102.6 млн.кВтч или 12% от отпуска в сеть.

№ п/п Показатели 4 квартал 2011 года
Отпуск в сеть РСК Объем отпущенной электроэнергии из сетей РСК потребителям услуг и смежным ТСО “Котловой” полезный отпуск Потери электроэнергии в сетях ОАО «Ленэнерго»
млн. кВт/ч млн. кВт/ч млн. кВт/ч %
1 2 4 5 6 7 8
1 ОАО «Ленэнерго» 9 214,00 8 111,50 7 820,80 1 102,60 12,00
1.1 BH (110кВ) 7 983,70 2 104,90 2 096,60 220,50 2,80
1.2 CHI (35кВ) 1 387,70 243,30 238,30 51,80 3,70
1.3 CHII (6-10кВ) 6 591,90 2 997,70 2 846,30 463,00 7,00
1.4 HH (0,4кВ) 3 132,80 2 765,60 2 639,60 367,20 11,70
2 Санкт-Петербург 5 889,00 5 153,20 5 017,70 735,80 12,50
2.1 BH (110кВ) 4 830,00 891,10 887,10 123,70 2,60
2.2 CHI (35кВ) 924,90 139,60 137,20 33,30 3,60
2.3 CHII (6-10кВ) 4 700,30 2 237,00 2 166,40 337,30 7,20
2.4 HH (0,4кВ) 2 127,10 1 885,60 1 826,80 241,60 11,40
3 Ленинградская область 3 325,00 2 958,30 2 803,10 366,70 11,0
3.1 BH (110кВ) 3 153,60 1 213,90 1 209,40 96,90 3,10
3.2 CHI (35кВ) 462,80 103,70 101,00 18,60 4,00
3.3 CHII (6-10кВ) 1 891,60 760,60 679,90 125,70 6,70
3.4 HH (0,4кВ) 1 005,60 880,00 812,80 125,60 12,50

по итогам 3 квартала 2011 года в разрезе по субъектам РФ.

В 3 квартале 2011 года отпуск электроэнергии в сеть ОАО «Ленэнерго» составил  7 120,13 млн.кВтч, в том числе объем переданной электроэнергии по договорам оказания услуг по передаче  электроэнергии потребителям составил 6 440,67 млн.кВтч, и объем потерь электроэнергии при её передаче по сетям ОАО «Ленэнерго» составил 528,61 млн.кВтч или 7,42 % от отпуска в сеть.

№ п/п Показатели 3 квартал 2011 года
Отпуск в сеть РСК Объем отпущенной электроэнергии из сетей РСК потребителям услуг и смежным ТСО “Котловой” полезный отпуск Потери электроэнергии в сетях ОАО «Ленэнерго»
млн. кВт/ч млн. кВт/ч млн. кВт/ч %
1 2 4 5 6 7 8
1 ОАО «Ленэнерго» 7 120,13 6 591,51 6 440,67 528,61 7,42
1.1 BH (110кВ) 6 686,10 6 588,42 1 943,80 97,68 1,46
1.2 CHI (35кВ) 1 072,30 1 043,63 188,89 28,66 2,67
1.3 CHII (6-10кВ) 4 852,73 4 572,00 2 236,38 280,74 5,79
1.4 HH (0,4кВ) 2 257,65 2 136,11 2 071,60 121,54 5,38
2 Санкт-Петербург 4 523,26 4 179,85 4 098,89 343,41 7,59
2.1 BH (110кВ) 4 233,73 4 170,06 764,64 63,67 1,50
2.2 CHI (35кВ) 736,76 716,64 112,06 20,12 2,73
2.3 CHII (6-10кВ) 3 558,01 3 355,43 1 759,06 202,58 5,69
2.4 HH (0,4кВ) 1 555,262 1 498,21 1 463,13 57,05 3,67
3 Ленинградская область 2 596,87 2 411,67 2 341,77 185,202 7,13
3.1 BH (110кВ) 2 452,38 2 418,37 1 179,16 34,01 1,39
3.2 CHI (35кВ) 335,54 326,99 76,83 8,54 2,55
3.3 CHII (6-10кВ) 1 294,73 1 216,57 477,31 78,16 6,04
3.4 HH (0,4кВ) 702,39 637,90 608,47 64,49 9,18

Общее количество технологических нарушений за 3 квартал 2011 года составило 1 563 шт., при этом суммарная длительность технологических нарушений, вызвавших перерыв электроснабжения потребителей составила 5 526,92 часа, что привело к общей величине недоотпуска электроэнергии потребителям 375 350 кВт.ч.

по итогам 2 квартала 2011 года в разрезе по субъектам РФ.

Во 2 квартале 2011 года отпуск электроэнергии в сеть ОАО «Ленэнерго» составил  7 479,87 млн.кВтч, в том числе объем переданной электроэнергии по договорам оказания услуг по передаче  электроэнергии потребителям составил 6 815,6 млн.кВтч, и объем потерь электроэнергии при её передаче по сетям ОАО «Ленэнерго» составил 504,23 млн.кВтч или 6,74 % от отпуска в сеть.

№ п/п Показатели 2 квартал 2011 года
Отпуск в сеть РСК Объем отпущенной электроэнергии из сетей РСК потребителям услуг и смежным ТСО “Котловой” полезный отпуск Потери электроэнергии в сетях ОАО «Ленэнерго»
млн. кВт/ч млн. кВт/ч млн. кВт/ч %
1 2 4 5 6 7 8
1 ОАО «Ленэнерго» 7 479,87 6 975,64 6 815,60 504,23 6,74
1.1 BH (110кВ) 6 703,42 1 980,34 1 973,03 75,91 1,13
1.2 CHI (35кВ) 981,79 202,54 197,94 23,64 2,41
1.3 CHII (6-10кВ) 5 195,45 2 468,93 2 371,72 269,58 5,19
1.4 HH (0,4кВ) 2 458,92 2 323,82 2 272,91 135,10 5,49
2 Санкт-Петербург 4 743,80 4 423,23 4 350,07 320,57 6,76
2.1 BH (110кВ) 4 159,83 781,92 779,84 46,05 1,11
2.2 CHI (35кВ) 660,66 115,22 113,96 15,79 2,39
2.3 CHII (6-10кВ) 3 783,24 1 894,79 1 856,71 193,00 5,10
2.4 HH (0,4кВ) 1 697,01 1 631,27 1 599,56 65,74 3,87
3 Ленинградская область 2 736,07 2 552,41 2 465,33 183,66 6,71
3.1 BH (110кВ) 2 543,59 1 198,39 1 193,19 29,86 1,17
3.2 CHI (35кВ) 321,13 87,32 83,98 7,86 2,45
3.3 CHII (6-10кВ) 1 412,21 574,14 515,01 76,58 5,42
3.4 HH (0,4кВ) 761,91 692,55 673,35 69,36 9,10

по итогам 1 квартала 2011 года в разрезе по субъектам РФ.

В 1 квартале 2011 года отпуск электроэнергии в сеть ОАО «Ленэнерго» составил  9 646,33 млн.кВтч, в том числе объем переданной электроэнергии по договорам оказания услуг по передаче  электроэнергии потребителям составил 7 897,97 млн.кВтч, и объем потерь электроэнергии при её передаче по сетям ОАО «Ленэнерго» составил 1 411,03 млн.кВтч или 14,63 % от отпуска в сеть.

№ п/п Показатели 1 квартал 2011 года
Отпуск в сеть РСК Объем отпущенной электроэнергии из сетей РСК потребителям услуг и смежным ТСО “Котловой” полезный отпуск Потери электроэнергии в сетях ОАО «Ленэнерго»
млн. кВт/ч млн. кВт/ч млн. кВт/ч %
1 2 4 5 6 7 8
1 ОАО «Ленэнерго» 9 646,33 8 235,3 7 897,97 1 411,03 14,63
1.1 BH (110кВ) 8 263,56 2 102,93 2 088,29 274,31 3,32
1.2 CHI (35кВ) 1 341,94 261,17 252,55 68,28 5,09
1.3 CHII (6-10кВ) 6 935,91 3 158,83 2 962,96 765,37 11,03
1.4 HH (0,4кВ) 3 015,44 2 712,37 2 594,17 303,07 10,05
2 Санкт-Петербург 6 141,29 5 205,68 5 072,39 935,61 15,23
2.1 BH (110кВ) 4 961,0 907,44 903,61 177,12 3,57
2.2 CHI (35кВ) 872,94 145,25 142,95 46,99 5,38
2.3 CHII (6-10кВ) 4 862,19 2 306,14 2 236,76 552,93 11,37
2.4 HH (0,4кВ) 2 005,42 1 846,85 1 789,07 158,57 7,91
3 Ленинградская область 3 505,04 3 029,62 2 825,58 475,42 13,56
3.1 BH (110кВ) 3 301,56 1 195,49 1 184,68 97,19 2,94
3.2 CHI (35кВ) 469,0 115,92 109,6 21,29 4,54
3.3 CHII (6-10кВ) 2 073,72 852,69 726,2 212,44 10,24
3.4 HH (0,4кВ) 1 010,02 865,52 805,1 144,5 14,31

Коммерческие потери электроэнергии и их снижение

Чем больше потерь электроэнергии у сетевых компаний, тем выше цена на электроэнергию, постоянное повышение которой тяжелым бременем ложится на потребителя.

Общие сведения

Структура фактических потерь электроэнергии состоит из многих составляющих.  Ранее их часто укрупнено объединяли в две большие группы: технические и коммерческие потери. К первым относили нагрузочные, условно-постоянные потери и расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. Все остальные потери, в том числе инструментальные погрешности измерений, относили ко второй группе потерь. В такой классификации есть определенные условности. Расход электроэнергии на собственные нужды не является по своей сути «чистыми» техническими потерями, и учитывается электросчетчиками. Так же и метрологические погрешности, в отличие от других составляющих коммерческих потерь, имеют иную природу возникновения. Поэтому «коммерческие потери» изначально трактовались довольно обширно, есть даже такое определение, как «допустимый уровень коммерческих потерь» – значение коммерческих потерь электроэнергии, обусловленное погрешностями системы учета электроэнергии (электросчетчиков, трансформаторов тока и напряжения) при соответствии системы учета требованиям ПУЭ. [1]

В настоящее время при классификации потерь электроэнергии более часто употребляется термин «технологические потери электроэнергии», определение которого установлено Приказом  Минэнерго РФ от 30.12.08 № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям». Собирательное выражение «коммерческие потери электроэнергии» на сегодняшний день не закреплено в законодательстве, но встречается в отраслевых нормативно-технических документах. В одном из них под коммерческими потерями понимается разность между отчетными и техническими потерями, при этом  «техническими потерями электроэнергии» считается весь «технологический расход электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям, определяемый расчетным путем» [2].

Также, в форме федерального статистического наблюдения № 23-Н “Сведения о производстве и распределении электрической энергии”, утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 01.10.2012 г. № 509, используется отчетный показатель «коммерческие потери». Его определение в рамках формы 23-Н звучит как «данные о количестве электроэнергии, не оплаченной абонентами», без приведения формулы расчета. В отраслевых же отчетных документах сетевых компаний, например в формах 2-рег, 46 –ЭЭ (передача), указываются только фактические потери, а в макетах 7-энерго подробная структура технологических потерь. Коммерческие потери, а также нетехнические или нетехнологические, в этих формах не указываются.

В таблицах для обоснования и экспертизы технологических потерь электроэнергии на регулируемый период [3], заполняемых сетевыми организациями,  математическая разность между фактическими и технологическими потерями электроэнергии называется «нетехнические потери электроэнергии»,  хотя логичнее назвать их «нетехнологические».

Чтобы избежать путаницы  в применяемой терминологии, в укрупненной структуре фактических потерь электроэнергии более корректно обозначить две группы:

1. Технологические потери.

2. Коммерческие потери.

Технологические потери включают в себя технические потери в электрических сетях, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии [3].

Они не являются убытками предприятия в полной мере этого слова, так как стоимость их нормативного объема учитывается в тарифе на передачу электроэнергии. Средства на покрытие финансовых издержек, связанных с приобретением электроэнергии для компенсации технологических потерь в рамках установленного норматива, поступают в сетевую компанию в составе собранной выручки за передачу электроэнергии.

Технические потери электроэнергии можно рассчитать по законам электротехники, допустимые погрешности приборов учета – на основании их метрологических характеристик, а расход на собственные нужды подстанций определить по показаниям электросчетчиков.

Коммерческие потери невозможно измерить приборами и рассчитать по самостоятельным формулам. Они определяются математически как разность между фактическими и технологическими потерями электроэнергии и не подлежат включению в норматив потерь электроэнергии. Затраты, связанные с их оплатой, не компенсируются тарифным регулированием.

Применяемое определение «коммерческие» (англ. «commerce» – «торговля») для этого вида потерь, подчеркивает связь убытка с процессом оборота товара, которым является электроэнергия. Потери электроэнергии, относимые к категории коммерческих, большей частью являются электропотреблением, которое по разным причинам не зафиксировано документально. Поэтому оно не учтено как отдача из сетей, и никому из потребителей не предъявлено к оплате.

В соответствии с действующим законодательством, сетевые организации обязаны оплачивать фактические потери электрической энергии, возникшие в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства [4], следовательно, и коммерческие потери в их составе. Коммерческие потери электроэнергии в отличие от технологических являются прямым финансовым убытком сетевых компаний. Являясь, с одной стороны, причиной денежных расходов сетевого предприятия, они в то же время являются и его упущенной выгодой от неоплаченной передачи электроэнергии. Поэтому сетевые организации в большей степени, чем другие участники рынка электроэнергии, заинтересованы в максимально точном учете электроэнергии и правильности расчетов её объемов в точках поставки на границах своей балансовой принадлежности.

Можно говорить о некорректности перекладывания на сетевые компании всей финансовой ответственности за коммерческие потери электроэнергии, поскольку причины их возникновения, а также  эффективность их выявления и устранения зависят не только от электросетевых компаний. Но факт остается фактом: коммерческие потери электроэнергии являются «головной болью» в первую очередь сетевых организаций.

В то же время несовершенство законодательно – правовой базы, отсутствие у сетевых предприятий прямых договорных отношений по энергоснабжению с потребителями, недостаточное финансирование и невозможность значительного увеличения штата сотрудников, контролирующих электропотребление, ограничивает возможности сетевых организации в выявлении и устранении причин возникновения коммерческих потерь электроэнергии.

Причины возникновения коммерческих потерь электроэнергии

Величина коммерческих потерь электроэнергии зависит от значений других структурных показателей баланса электроэнергии. Чтобы узнать объем коммерческих потерь электроэнергии за определенный период, необходимо сначала составить баланс электроэнергии рассматриваемого участка электрической сети, определить фактические потери и рассчитать все составляющие технологических потерь электроэнергии. Дальнейший анализ потерь электроэнергии помогает локализовать их участки и выявить причины их возникновения для последующего выбора мероприятий по их снижению.

Основные причины коммерческих потерь электроэнергии можно объединить в следующие группы:

1.    Инструментальные, связанные с погрешностями измерений количества электроэнергии.

2.    Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям.

3.    Несанкционированное электропотребление.

4.    Погрешности расчета технологических потерь электроэнергии.

 1.      Работа измерительных комплексов электроэнергии сопровождается инструментальной погрешностью, величина которой зависит от фактических технических характеристик приборов учета и реальных условий их эксплуатации. Требования к измерительным приборам, установленные законодательными и нормативно–техническими документами, влияют в конечном итоге на максимально допустимую величину недоучета электроэнергии, которая входит в состав нормативных технологических потерь. Отклонение фактического недоучета электроэнергии от расчетного допустимого значения относится к коммерческим потерям.

Основные причины, приводящие к появлению коммерческих «инструментальных» потерь:

– перегрузка вторичных цепей измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН),

– низкий коэффициент мощности (cos φ) измеряемой нагрузки,

– влияние на счетчик электроэнергии магнитных и электромагнитных полей различной частоты,

– несимметрия и значительное падение напряжения во вторичных измерительных цепях,

– отклонения от допустимого температурного режима работы,

– недостаточный порог чувствительности счетчиков электроэнергии,

– завышенный коэффициент трансформации измерительных ТТ,

– систематические погрешности индукционных электросчетчиков.

Также на результат измерений влияют следующие факторы, наличие которых во многом определяется существующим в сетевой организации уровнем контроля состояния и правильности работы используемого парка  приборов учета:

– сверхнормативные сроки службы измерительных комплексов,

– неисправность приборов учета,

– ошибки при монтаже приборов учета, в т. ч. неправильные схемы их подключения, установка измерительных ТТ с различными коэффициентами трансформации в разные фазы одного присоединения и т.п.

До сих пор в эксплуатации имеются устаревшие, выработавшие свой ресурс индукционные электросчетчики класса точности 2,5. Причем такие приборы учета встречаются не только у потребителей – граждан, но и у потребителей – юридических лиц.

Согласно действовавшему до 2007г. ГОСТ 6570-96 «Счетчики активной и реактивной энергии индукционные», срок эксплуатации счетчиков электроэнергии с классом точности 2,5 был ограничен первым межповерочным интервалом, а с 01.07.97 выпуск счетчиков класса 2,5 прекращен.

Индукционные счетчики класса точности 2,5 исключены из Государственного реестра средств измерений, они не производятся и не принимаются на поверку. Срок поверки для однофазного индукционного счетчика составляет 16 лет, а трехфазного – 4 года. Поэтому, по срокам межповерочного интервала, трехфазные индукционные электросчетчики класса точности 2,5 не должны применяться для коммерческого учета электроэнергии уже несколько лет.

Действующий в настоящее время ГОСТ Р 52321-2005 (МЭК 62053-11:2003) распространяется на электромеханические (индукционные) счетчики ватт-часов классов точности 0,5; 1 и 2. Для индукционных электросчетчиков класса 2,5 в настоящее время нет действующих нормативных документов, устанавливающих  метрологические требования.

Можно сделать вывод о том, что применение в настоящее время однофазных индукционных электросчетчиков с классом точности 2,5 в качестве средств измерения не соответствует положениям Федерального закона от 26.06.2008 № 102-ФЗ “Об обеспечении единства измерений”.

 2.      Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям обусловлены следующими факторами:

– Искажения данных о фактических показаниях счетчиков электроэнергии на любом этапе операционного процесса. Сюда относятся ошибки при визуальном снятии показаний счетчиков, неточная передача данных, неправильный ввод информации в электронные базы данных и т.п.

– Несоответствие  информации о применяемых приборах учета, расчетных коэффициентах, их фактическим данным. Ошибки могут возникать уже на этапе заключения договора, а также при неточном внесении информации в электронные базы данных, их несвоевременной актуализации и т.п. Сюда же следует отнести случаи замены приборов учета без одновременного составления актов и фиксации показаний снятого и установленного счетчика, коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов.

– Неурегулированные договорные условия в области электроснабжения и оказания услуг по передаче электроэнергии в отношении состава точек поставки, приборов учета и применяемых алгоритмов расчета потерь в электрооборудовании при их установке не на границе  балансовой принадлежности. Подобные ситуации могут приводить не только к ошибкам в расчетах, особенно при смене владельца объекта, реструктуризации организаций – потребителей электроэнергии и т.п., но и к фактическому «бездоговорному» электроснабжению объектов  в отсутствие официального внесения  конкретных точек поставки в договоры энергоснабжения или оказания услуг по передаче электроэнергии.

– Неодновременность снятия показаний приборов учета электроэнергии, как у потребителей, так и по точкам поступления электроэнергии в сеть (отдачи из сети).

– Несоответствие календарных периодов выявления и включения неучтенной электроэнергии в объемы её передачи.

– Установка приборов учета не на границе балансовой принадлежности сетей, неточности и погрешности применяемых алгоритмов расчета потерь электрической энергии в элементах сети от границы балансовой принадлежности до точки измерения, либо отсутствие таких алгоритмов для «дорасчета» потерь электроэнергии.

– Определение количества переданной электроэнергии расчетными методами в отсутствие приборов учета или его неисправности.

– «Безучетное» электроснабжение, с определением количества потребленной электроэнергии по установленной мощности электроприемников, а также с применением других нормативно-расчетных методик. Такие случаи нарушают положения Федерального закона № 261 – ФЗ “Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации ” от 23.11.2009, в части оснащения приборами учета электрической энергии и их ввода в эксплуатацию.

– Недостаточная оснащенность приборами учета электрической энергии границ балансовой принадлежности электрических сетей, в т.ч. с многоквартирными жилыми домами.

– Наличие бесхозяйных сетей, отсутствие работы по установлению их балансодержателей.

– Применение замещающей (расчетной) информации за время недоучета электроэнергии при неисправности прибора учета.

 3.      Несанкционированное электропотребление.

К данной категории следует отнести так называемые «хищения» электроэнергии, к которым относят несанкционированное присоединение к электрическим сетям, подключение электроприемников помимо электросчетчика, а также любые вмешательства в работу приборов учета и иные действия с целью занижений показаний счетчика электроэнергии. Сюда же следует отнести и несвоевременное сообщение в энергоснабжающую организацию о неисправностях приборов учета.

Несанкционированное электропотребление электроэнергии часто составляют основную долю коммерческих потерь, особенно в сети 0,4кВ. Всевозможными способами хищений электроэнергии занимаются в большинстве своем бытовые потребители, особенно в частном жилом секторе, но имеются случаи хищения электроэнергии промышленными и торговыми предприятиями, преимущественно небольшими.

Объемы хищений электроэнергии возрастают в периоды  пониженной температуры воздуха, что свидетельствует о том, что основная часть не учитываемой электроэнергии в этот период расходуется на отопление.

4. Погрешности расчетов технологических потерь электроэнергии:

Поскольку коммерческие потери –  расчетная величина, получаемая математически, то погрешности определения технологического расхода  электроэнергии имеют прямое влияние на значение коммерческих потерь. Погрешности расчетов технологических потерь обусловлены применяемой методикой расчетов, полнотой и достоверностью информации. Точность расчетов нагрузочных потерь электроэнергии, проводимых методов оперативных расчетов или расчетных суток, несомненно выше, чем при расчетах по методу средних нагрузок или обобщенным параметрам сети. К тому же, реальные технические параметры элементов электрической сети зачастую имеют отклонения от справочных и паспортных значений, применяемых в расчетах, что связано с продолжительностью их эксплуатации и фактическим техническим состоянием электрооборудования. Информация о параметрах электрических режимов работы сети, расходах электроэнергии на собственные нужды, также не обладает идеальной достоверностью, а содержит некоторую долю погрешности. Все это определяет суммарную погрешность  расчетов технологических потерь. Чем выше их точность, тем более точным будет и расчет коммерческих потерь электроэнергии.

Пути снижения коммерческих потерь

Мероприятия, направленные на снижение коммерческих потерь электроэнергии определяются причинами их возникновения. Многие мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии, достаточно подробно освещены в научно-технической литературе [5], [6]. Основной перечень мероприятий, направленных на совершенствование приборов учета электроэнергии  приведен в отраслевой инструкции [1].

Мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии можно условно разделить на две группы:

1. Организационные, повышающие точность расчетов показателей баланса электроэнергии, в т.ч. полезного отпуска потребителям.

2. Технические, в основном связанные с обслуживанием и совершенствованием систем  учета электроэнергии.

К основным организационным мероприятиям следует отнести следующие:

– Проверка наличия актов разграничения балансовой принадлежности по точкам поставки внешнего и внутреннего сечения учета электроэнергии, своевременная фиксация всех точек поставки электроэнергии, проверка на соответствие с договорными условиями.

– Формирование и своевременная актуализация баз данных о потребителях электроэнергии и группах учета, с привязкой их к конкретным элементам схемы электрической сети.

– Сверка фактических  технических характеристик приборов учета и применяемых в расчетах.

– Проверка наличия и правильности алгоритмов «дорасчета» потерь при установке приборов учета  не на границе балансовой принадлежности.

– Своевременная сверка показаний приборов учета, максимальная автоматизация операционной деятельности по расчетам объемов электроэнергии для исключения влияния «человеческого фактора».

– Исключение практики «безучетного» электроснабжения.

– Выполнение расчетов технологических потерь электроэнергии, повышение точности их расчетов.

– Контроль фактических небалансов электроэнергии на ПС, своевременное принятие мер по устранению сверхдопустимых отклонений.

– Расчеты «пофидерных» балансов электроэнергии в сети, балансов по ТП 10(6)/0,4 кВ, в линиях 0,4 кВ, для выявления «очагов» коммерческих потерь электроэнергии.

– Выявление хищений электроэнергии.

– Обеспечение персонала, выполняющего проверки приборов учета и выявление хищений  электроэнергии, необходимым инструментом и инвентарем. Обучение методам выявления хищений  электроэнергии, повышение мотивации дополнительным материальным вознаграждением с учетом эффективности работы.

 К основным техническим мероприятиям, направленным на  снижение коммерческих потерь электроэнергии, следует отнести следующие:

– Инвентаризация измерительных комплексов электроэнергии, маркирование  их знаками визуального контроля, пломбирование электросчетчиков, измерительных трансформаторов, установка и пломбирование  защитных кожухов клеммных зажимов измерительных цепей.

– Своевременная инструментальная проверка приборов учета, их поверка и калибровка.

– Замена счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов на приборы учета  с повышенными классами точности.

– Устранение недогрузки и перегрузки трансформаторов тока и напряжения, недопустимого уровня потерь напряжения в измерительных цепях ТН.

– Установка приборов учета на границах балансовой принадлежности, в т.ч. пунктов учета электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности, проходящей по линиям электропередач.

– Совершенствование расчетного и технического учета электроэнергии, замена устаревших измерительных приборов, а также  приборов учета с техническими параметрами, не соответствующими законодательным и нормативно – техническим требованиям.

– Установка приборов учета за пределами частных владений.

– Замена «голых» алюминиевых проводов ВЛ – 0,4 кВ на СИП, замена вводов в здания, выполненных голым проводом, на коаксиальные кабели.

– Внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), как для промышленных, так и для бытовых потребителей.

Последнее из перечисленных мероприятий является наиболее эффективным в  снижении коммерческих потерь электроэнергии, поскольку является комплексным решением основных ключевых задач, обеспечивая достоверное и дистанционное получение информации от каждой точки измерения, осуществляя постоянный контроль исправности приборов учета. Кроме того, максимально усложняется осуществление  несанкционированного электропотребления,  и упрощается выявление «очагов» потерь в кратчайшие сроки с минимальными трудозатратами. Ограничивающим фактором широкой автоматизации учета электроэнергии является дороговизна систем АИИС КУЭ. Реализацию данного мероприятия возможно осуществлять поэтапно, определяя приоритетные узлы электрической сети для автоматизации учета на основании  предварительного энергетического обследования с оценкой экономической эффективности внедрения проекта.

Для решения вопросов по снижению коммерческих потерь электроэнергии также необходимо совершенствовать нормативно-правовую базу в области энергоснабжения и учета электроэнергии. В частности, применение нормативов потребления коммунальных услуг по электроснабжению должно побуждать абонентов к скорейшей установке приборов учета (устранения их неисправностей), а не к подсчету  выгоды от их отсутствия. Процедура допуска представителей сетевых компаний для проверки состояния приборов учета и снятия их показаний у потребителей, в первую очередь у физических лиц, должна быть максимально проста, а ответственность за несанкционированное электропотребление усилена.

Заключение

Коммерческие потери электроэнергии являются серьезным финансовым убытком сетевых предприятий, отвлекают их денежные средства от решения других насущных задач в области электроснабжения.

Снижение коммерческих потерь электроэнергии является комплексной задачей, которая в своем решении требует разработки конкретных мероприятий на основе предварительного энергообследования и определения фактической структуры потерь электроэнергии и их причин.

АНО «Агентство по энергосбережению УР» выполняет все работы, связанные с энергетическим обследованием предприятий, мониторингом электропотребления, расчетом и нормированием технологических потерь электроэнергии, определением структуры потерь электроэнергии и разработкой мероприятий по их снижению.

 ЛИТЕРАТУРА:

1.       РД 34.09.254 «Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. И 34-70-028-86», М., СПО Союзтехэнерго, 1987

2.      РД 153-34.0-09.166-00 «Типовая программа проведения энергетических обследований подразделений электрических сетей АО-энерго», СПО ОРГРЭС, 2000

3.      Приказ Министерства энергетики РФ от 30.12.2008 г. № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям»

4.      Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг (утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 г. № 861)

5.      Воротницкий В.Э, Калинкина М.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях (Учебно-методическое пособие) – М.: ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПКгосслужбы, 2003

6.      Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А., Паринов И.А., Туркина О.В. Методы и средства расчета, анализа и снижения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям М.: ДиалогЭлектро, 2006

автор Мохов С.Л.

потеряно в передаче: сколько электроэнергии пропадает между электростанцией и вашей вилкой?

Сколько энергии теряется в пути, когда электричество передается от электростанции к розетке в вашем доме? Этот вопрос исходит от Джима Барлоу, архитектора из Вайоминга, в рамках нашего проекта IE Questions.

Чтобы найти ответ, нам нужно разбить его шаг за шагом: сначала превратить сырье в электричество, затем переместить это электричество в ваш район и, наконец, направить это электричество через стены вашего дома в вашу розетку.

Шаг 1. Производство электроэнергии

Электростанции – угольные, газовые, нефтяные или атомные – работают по тому же общему принципу. Плотный материал сжигается для выделения тепла, которое превращает воду в пар, который вращает турбину, вырабатывающую электричество. Термодинамические ограничения этого процесса («Черт возьми, эта возрастающая энтропия!») Означают, что только две трети энергии в сырье фактически попадает в сеть в виде электричества.

Потери энергии на электростанциях: около 65%, или 22 квадриллиона БТЕ в США в 2013 г.

На этом графике показана тепловая эффективность различных типов электростанций. Все типы станций имеют примерно одинаковую эффективность, за исключением природного газа, эффективность которого в последние годы улучшилась за счет добавления станций с комбинированным циклом. (Линия эффективности угля почти идентична ядерной энергии и поглощена фиолетовым цветом).

Шаг 2: Передача электроэнергии – передача и распределение

Большинство из нас живет не рядом с электростанцией. Так что нам нужно как-то подвести электричество в наши дома. Это похоже на работу для линий электропередач.

Трансмиссия

Во-первых, электричество передается по высоковольтным линиям электропередачи на большие расстояния, часто на многие мили по стране. Напряжение в этих линиях может составлять сотни тысяч вольт. Не стоит связываться с этими строками.

Почему такое напряжение? Чтобы ответить на этот вопрос, нам нужно обратиться к физике средней школы, а именно к закону Ома. Закон Ома описывает, как связаны количество энергии в электричестве и его характеристики – напряжение, ток и сопротивление. Это сводится к следующему: потери в масштабе квадратов тока провода. Этот квадратный коэффициент означает, что крошечный скачок тока может вызвать большой скачок потерь. Поддержание высокого напряжения позволяет нам поддерживать низкий ток и потери на низком уровне. (Для ботаников-историков: вот почему AC выиграл битву течений.Спасибо, Джордж Вестингауз.)

Jordan Wirfs-Brock / Inside Energy

Провисание линий электропередач фактически является ограничивающим фактором в их конструкции. Инженеры должны следить за тем, чтобы они не подходили слишком близко к деревьям и зданиям.

Когда это электричество пропадает, куда оно девается? Нагревать. Электроны, движущиеся вперед и назад, сталкиваются друг с другом, и эти столкновения нагревают линии электропередач и воздух вокруг них.

Вы действительно можете услышать эти потери: этот треск, когда вы стоите под опорой передачи, теряется электричество.Вы также можете увидеть потери: обратите внимание, как линии электропередач провисают посередине? Отчасти это серьезность. Но остальное – электрические потери. Тепло, как и тепло от потери электричества, заставляет металлические линии электропередач расширяться. Когда они это делают, они провисают. Линии электропередач в жаркие дни становятся слабее и негерметичнее.

Распределение

Высоковольтные линии электропередачи – большие, высокие, дорогие и потенциально опасные, поэтому мы используем их только тогда, когда электричество необходимо передавать на большие расстояния. На подстанциях недалеко от вашего района электричество переходит на более мелкие линии электропередач с более низким напряжением, например, на деревянных столбах.Сейчас мы говорим о десятках тысяч вольт. Затем трансформаторы (предметы в форме банок, сидящие на этих столбах) еще больше понижают напряжение до 120 вольт, чтобы сделать вход в ваш дом безопасным.

Как правило, меньшие линии электропередач означают большие относительные потери. Таким образом, даже несмотря на то, что электричество может перемещаться по высоковольтным линиям намного дальше – на десятки или сотни миль – потери низкие, около двух процентов. И хотя ваша электроэнергия может проходить несколько миль или меньше по низковольтным распределительным линиям, потери высоки, около четырех процентов.

Потери энергии при передаче и распределении: Около 6% – 2% при передаче и 4% при распределении – или 69 триллионов БТЕ в США в 2013 г.

Jordan Wirfs-Brock

На этом графике показан средний процент потерь электроэнергии во время передачи и распределения по штатам с 1990 по 2013 гг. самые высокие потери все густо заселены.

Интересный факт: потери при передаче и распределении, как правило, ниже в сельских штатах, таких как Вайоминг и Северная Дакота.Почему? В менее густонаселенных штатах больше высоковольтных линий передачи с низкими потерями и меньше низковольтных распределительных линий с высокими потерями. Изучите потери при передаче и распределении в вашем штате на нашей интерактивной графике.

Потери при передаче и распределении также различаются от страны к стране. В некоторых странах, например в Индии, убытки достигают 30 процентов. Часто это происходит из-за похитителей электроэнергии.

Шаг 3. Использование электричества в доме

Коммунальные предприятия тщательно измеряют потери от электростанции до вашего счетчика.Им приходится это делать, потому что каждый потерянный кусок съедает их прибыль. Но как только вы купили электричество и оно поступает в ваш дом, мы теряем информацию о потерях.

Ваш дом и провода внутри ваших стен представляют собой своего рода черный ящик, и подсчитать, сколько электричества теряется – электричества, за которое вы уже заплатили – сложно. Если вы хотите узнать, сколько электричества теряется в вашем доме, вам нужно либо оценить его, используя электрическую схему вашего дома, либо измерить его, поставив счетчики на все свои приборы.Вы помешаны на энергии, пытаясь это сделать? Дайте нам знать, мы будем рады получить от вас известие!

Потеря энергии в проводке внутри ваших стен: мы не знаем! Это могло быть незначительно, а могло быть еще несколько процентов.

Будущее потерь при передаче и распределении

Сетевые инженеры работают над такими технологиями, как сверхпроводящие материалы, которые могут существенно снизить потери при передаче и распределении электроэнергии до нуля. Но на данный момент стоимость этих технологий намного выше, чем деньги, потерянные коммунальными предприятиями из-за их существующих горячих, негерметичных линий электропередач.

Более экономичное решение для снижения потерь при передаче и распределении – это изменить способ и время использования энергии. Убытки не являются постоянной величиной. Они меняются каждое мгновение в зависимости от погоды и энергопотребления. Когда спрос высок, например, когда мы все запускаем наши кондиционеры в жаркие летние дни, убытки выше. Когда спрос невелик, например, посреди ночи, потери меньше. Коммунальные предприятия экспериментируют со способами более равномерного распределения электроэнергии, чтобы минимизировать потери.

Тот же принцип применим к вашему дому, который по сути является вашей личной сеткой. Вы можете уменьшить потери в своем доме, равномерно распределяя потребление электроэнергии в течение дня, вместо того, чтобы запускать все свои приборы сразу.

Суммирование убытков

  • При производстве электроэнергии мы потеряли 22 квадриллиона британских тепловых единиц на угольных, газовых, атомных и нефтяных электростанциях в США в 2013 году – это больше, чем энергия, содержащаяся во всем бензине, который мы используем в данном году.
  • Перенося электроэнергию с заводов в дома и на предприятия по сети передачи и распределения, мы потеряли 69 триллионов британских тепловых единиц в 2013 году – это примерно то количество энергии, которое американцы тратят на сушку нашей одежды каждый год.

Есть идея по теме энергетики, которая могла бы быть интересной в классе? Отправьте его ниже.

A Метод оптимизации снижения потерь для распределительной сети на основе комбинированной стратегии снижения потерь мощности

Потери мощности отражают эффективный коэффициент использования энергии и уровень управления электросетями.В этой статье мы предлагаем структуру оптимизации комбинированной стратегии снижения потерь мощности для улучшения эффекта снижения потерь мощности в распределительной сети. Слабые места распределительной сети анализируются на основе расчета перетока. Соответствующие стратегии снижения потерь мощности разрабатываются с учетом следующих трех аспектов: замена распределительных линий, распределительных трансформаторов и компенсация реактивной мощности. Создана модель оптимизации комбинированной стратегии снижения потерь мощности, учитывающая все преимущества снижения потерь мощности.Также предлагается метод решения оптимизационной модели на основе соотношения затрат и результатов. Эксперименты, основанные на наборе данных из Тяньцзиня, показывают, что предложенный метод оптимизации снижения потерь может эффективно снизить потери мощности и сформулировать разумную схему модификации снижения потерь в распределительной сети.

1. Введение

Коэффициент потерь мощности является важным комплексным показателем для измерения уровней технического управления и оперативного управления энергоснабжающими предприятиями.Поскольку потери мощности в распределительной сети занимают значительную долю во всей энергосистеме, модификация снижения потерь в распределительной сети всегда была критически важной работой для энергоснабжающих предприятий по улучшению их экономической деятельности [1–4]. Таким образом, оптимизация снижения потерь в распределительной сети является актуальной проблемой для энергоснабжающих предприятий.

Стратегии снижения потерь в распределительной сети в основном можно разделить на управленческие и технические.Поскольку стратегии управления в первую очередь связаны с человеческим фактором, первоочередной задачей энергоснабжающих предприятий является оптимизация системы управления потерями мощности и стандартизация процесса управления потерями мощности [5–8]. Таким образом, в данной статье в основном рассматриваются технические стратегии снижения потерь.

Текущая исследовательская работа по снижению потерь в распределительной сети была изучена с многих аспектов. В [9] различные технические стратегии снижения потерь в распределительной сети были всесторонне резюмированы с учетом двух аспектов конфигурации энергетического оборудования и работы сетевой системы.В [10] метод, основанный на эволюционном программировании, был предложен для оптимизации размещения блоков распределенной генерации, питаемых ветровой и солнечной энергией, в радиальной распределительной системе. В [11] на основе рассмотрения стохастической природы распределенной генерации была предложена комплексная модель оптимизации для одновременного размещения конденсаторных батарей и распределенной генерации, а также предложен гибридный алгоритм, основанный на поиске Табу и генетических алгоритмах для решения модели. .В [12] на основе рассмотрения неопределенности распределенной генерации, электромобилей и других нагрузок для генерации случайных величин использовалась выборка из латинского гиперкуба и была построена двухслойная оптимизационная модель. Усовершенствованный алгоритм поиска гармонии был использован для реализации динамической реконфигурации распределительной сети. В [13] была предложена многокритериальная модель реконфигурации распределительной сети с учетом распределенной генерации электроэнергии и неопределенности нагрузки, которая может оптимизировать несколько важных целей распределительной сети и эффективно снизить потери мощности в распределительной сети.В [14], сочетая микроскопический анализ и макростатистику распределительной сети, была разработана модель планирования инвестиций в модификации энергосбережения, ограниченная инвестиционными и весовыми коэффициентами, для оценки энергосбережения. В [15] алгоритм Bat был использован для решения задачи оптимизации источника реактивной мощности для минимизации индекса отклонения напряжения на шине путем оптимального размещения ряда конденсаторных батарей в шинах сети. В [16] оптимальное размещение и размер D-STATCOM были определены на основе метода векторных индексов для радиальных распределительных сетей в реконфигурированной сети для уменьшения потерь мощности.В [17] был предложен многокритериальный эволюционный алгоритм, основанный на методе нечеткого принятия решений, для уменьшения потерь мощности и повышения надежности системы радиального распределения.

Хотя в настоящее время существует большое количество ссылок на стратегии сокращения потерь, они в основном сосредоточены на теоретической разработке различных стратегий сокращения потерь. Предыдущие исследования в основном были сосредоточены на вычислении величины энергосбережения различных конкретных стратегий, таких как компенсация реактивной мощности и замена силового оборудования, а также на анализе эффекта энергосбережения и снижения потерь при использовании различных стратегий [18].Однако мало исследований по выбору метода модификации схемы уменьшения потерь, основанного на комбинации нескольких стратегий уменьшения потерь, что приводит к возможности того, что эффект уменьшения потерь не может быть оптимальной ситуацией.

Для решения вышеупомянутых проблем в этой статье предлагается новый метод оптимизации снижения потерь для распределительной сети, основанный на комбинированной стратегии снижения потерь мощности, которая разделена на три этапа: анализ слабых мест потерь мощности, генерация потерь стратегия сокращения и оптимизация комбинированной стратегии сокращения потерь.Анализ слабых мест потери мощности в распределительной сети сначала выполняется на основе расчета потока мощности. Затем генерируются соответствующие стратегии снижения потерь мощности с учетом трех аспектов: замена распределительных линий, распределительных трансформаторов и компенсация реактивной мощности. Создана модель оптимизации комбинированной стратегии снижения потерь мощности, учитывающая все преимущества снижения потерь мощности. Предлагается метод решения оптимизационной модели на основе соотношения затрат и результатов.Набор данных от энергоснабжающей компании в Тяньцзине используется для проверки предложенной методологии.

2. Методология
2.1. Структура предлагаемого алгоритма

Несмотря на то, что в текущей распределительной сети существует множество технических стратегий сокращения потерь, мало исследований по оптимизации сокращения потерь, основанных на комбинации нескольких типов стратегий уменьшения потерь. Текущие стратегии сокращения потерь относительно просты и неуместны.Таким образом, в данной статье предлагается структура оптимизации стратегии комбинированного снижения потерь в распределительной сети, как показано на рисунке 1, которая в основном разделена на три этапа: анализ слабых мест потерь мощности, выработка стратегии сокращения потерь и комбинированные потери. Оптимизация стратегии сокращения.


На этапе анализа слабых мест потерь мощности, учитывая, что нагрузка распределительных трансформаторов постоянно меняется во время работы распределительной сети, чтобы результаты анализа снижения потерь более соответствовали реальной ситуации, Алгоритм кластеризации используется для создания типичных кривых нагрузки для всех распределительных трансформаторов, чтобы установить типичный сценарий снижения потерь.На основе статистического анализа данных об эксплуатации с потерями посредством расчета потока мощности можно определить слабые места потери мощности в фидере распределительной сети, включая сильно устаревшие ветви, распределительные трансформаторы с низким коэффициентом мощности и ветви с низким коэффициентом мощности. чрезмерная потеря мощности. На этапе формирования стратегии снижения потерь по результатам анализа слабых мест генерируются соответствующие стратегии снижения потерь для каждого объекта снижения потерь (распределительный трансформатор, распределительная линия и т. Д.).), учитывая три аспекта замены распределительных линий, распределительных трансформаторов и компенсации реактивной мощности. Наиболее часто используемые стратегии энергосбережения и сокращения потерь показаны на рисунке 2. Наконец, на этапе оптимизации стратегии комбинированного сокращения потерь, чтобы учесть эффект сокращения потерь и экономию, модель оптимизации комбинированной стратегии сокращения потерь для распределительной сети представляет собой учредил. Предлагается новый метод решения вышеупомянутой модели оптимизации на основе соотношения затрат и выгод, позволяющий оптимизировать процесс решения и сформулировать разумную комбинированную стратегию для схемы модификации снижения потерь для распределительной сети.


2.2. Модель оптимизации комбинированной стратегии сокращения потерь

Схема модификации сокращения потерь распределительной сети состоит из различных типов стратегий сокращения потерь. Для каждого типа стратегии сокращения потерь можно выбрать множество конкретных ситуаций реализации. При формулировании схемы модификации уменьшения потерь необходимо учитывать эффект уменьшения потерь фидера распределительной сети после модификации уменьшения потерь и анализировать экономичность модификации уменьшения потерь.

2.2.1. Целевая функция

В этом документе в основном генерируются стратегии снижения потерь от распределительного трансформатора, распределительной линии и компенсации реактивной мощности распределительной сети. Таким образом, необходимо учитывать стоимость потери мощности, стоимость замены распределительных линий, стоимость замены распределительных трансформаторов и стоимость компенсации реактивной мощности. Чтобы оптимизировать комплексные преимущества сокращения потерь, целевая функция модели оптимизации комбинированной стратегии сокращения потерь устанавливается, как показано в следующем уравнении: где C представляет собой сумму затрат, включенных в схему модификации сокращения потерь с комбинацией нескольких стратегий; представляет стоимость потерь мощности схемы i -й модификации снижения потерь; – стоимость компенсации реактивной мощности и -й схемы модификации снижения потерь; – стоимость замены распределительной линии схемы и -й модификации снижения потерь; и обозначает стоимость замены распределительного трансформатора схемы и -й модификации снижения потерь.

(1) Стоимость потери мощности . Стоимость потери мощности относится к потере стоимости продажи электроэнергии из-за потери мощности, которую можно рассчитать, умножив величину потери мощности на соответствующую цену на электроэнергию, как показано в следующем уравнении: где представляет собой потерю мощности при j – -й час схемы модификации и -го снижения потерь; τ e представляет собой цену на электроэнергию; и n LT представляет собой временной интервал, рассматриваемый для стоимости потери мощности, установленный как 365 в этом документе.

(2) Стоимость компенсации реактивной мощности . В этом документе общая скомпенсированная мощность реактивной мощности распределительной сети используется для оценки ее стоимости компенсации реактивной мощности, как показано в следующем уравнении: где представляет собой количество точек компенсации реактивной мощности для i -й модификации снижения потерь. схема; обозначает мощность компенсации реактивной мощности на j -м часе в k -й точке схемы модификации i -го снижения потерь; и τ vc представляет стоимость строительства единицы для компенсации реактивной мощности.

(3) Стоимость замены линии распределения . Стоимость замены распределительной линии связана с длиной и типом линии, которая рассчитывается с использованием следующего уравнения: где представляет собой количество распределительных линий, которые необходимо заменить в схеме модификации i -го сокращения потерь; представляет собой длину k l -й распределительной линии, подлежащей замене в схеме модификации i -го снижения потерь; и представляет собой стоимость строительства единицы распределительной линии k l , подлежащей замене в схеме модификации i -го снижения потерь.

(4) Стоимость замены распределительного трансформатора . Стоимость замены распределительного трансформатора зависит от типа и мощности распределительного трансформатора, которая описывается в следующем уравнении: где представляет собой количество распределительных трансформаторов, которые необходимо заменить в схеме модификации i -го снижения потерь. и представляет собой удельную стоимость строительства распределительного трансформатора k t , подлежащего замене в схеме модификации i -го снижения потерь.

2.2.2. Ограничения

(1) Ограничение скорости потери мощности . Исходя из целей разработки плана развития электроэнергетики, энергоснабжающие предприятия обычно устанавливают целевое значение коэффициента потерь мощности после модификации снижения потерь, выраженное в уравнении (6). Например, в «13-м пятилетнем плане развития электроэнергетики (2016–2020 гг.)» Целевое значение коэффициента потерь мощности составляет 6,5%, где P потеря % представляет собой коэффициент потерь мощности в распределительной сети. сетевой фидер после модификации снижения потерь; P sup представляет блок питания; P продажи – количество проданной мощности; и η представляет собой целевое значение коэффициента потерь мощности после модификации для уменьшения потерь фидера распределительной сети.

(2) Ограничение потока мощности . где P i представляет собой активную мощность, вводимую в шину i ; Q i представляет реактивную мощность, подаваемую на шину i ; U i представляет напряжение шины i ; δ ij обозначает вектор между шиной i и j ; G ij обозначает проводимость между шиной i и j ; B ij представляет собой сопротивление между шиной i и j ; и G ii + jB ii представляет собой самодоступность шины i .

(3) Ограничение пропускной способности ответвления . Фактическая пропускная способность ветви обычно не может превышать максимальную пропускную способность ветви. Чтобы ток работал в нормальном диапазоне, ограничение пропускной способности ветви выражается следующим уравнением: где I max – это максимально допустимая пропускная способность ветви.

(4) Ограничение напряжения узла . Чтобы напряжение узла работало в нормальном диапазоне, ограничение напряжения узла выражается, как показано в следующем уравнении: где U min и U max – минимальное и максимальное значения напряжения узла. , соответственно.

(5) Ограничение мощности компенсации реактивной мощности . Ограничение мощности компенсации реактивной мощности показано в следующем уравнении: где Q i , min и Q i , max представляют собой минимальное и максимальное значения мощности компенсации реактивной мощности на шине . i соответственно.

2.2.3. Метод решения, основанный на соотношении затрат и выгод

Целью решения модели оптимизации комбинированной стратегии снижения потерь является оптимизация набора схем модификации множественного снижения потерь, состоящих из различных стратегий снижения потерь для всех объектов снижения потерь (распределительные линии, распределительные трансформаторы, и т.п.), формулируя схему модификации снижения потерь с наилучшим комплексным преимуществом сокращения потерь, учитывая как эффект уменьшения потерь, так и экономию от сокращения потерь. Текущее исследование обычно решает модель оптимизации комбинированной стратегии сокращения потерь с помощью метода подсчета. Для альтернативных схем модификации уменьшения потерь, которые удовлетворяют ограничениям, значения целевой функции напрямую сравниваются, чтобы определить окончательную схему модификации уменьшения потерь с наилучшим комплексным преимуществом уменьшения потерь.

Однако количество альтернативных схем модификации уменьшения потерь тесно связано с количеством объектов уменьшения потерь, определяемых результатами анализа слабых мест потерь мощности, и количеством соответствующих стратегий уменьшения потерь. Таким образом, может существовать огромное количество альтернативных схем модификации снижения потерь, что неизбежно приведет к большому количеству вычислений, что приведет к низкой эффективности решения модели оптимизации. В этой статье предлагается метод решения, основанный на соотношении затрат и результатов, для решения указанной выше проблемы.

В этом документе коэффициент затрат и выгод, μ LR , представляет собой отношение затрат на сокращение потерь, C LR , к преимуществу сокращения потерь, B LR , как показано в уравнении (11). C LR состоит из стоимости замены распределительных линий, стоимости замены распределительных трансформаторов и стоимости компенсации реактивной мощности, описанной в уравнении (12). B LR – это стоимость, соответствующая электроэнергии для снижения потерь после модификации уменьшения потерь в уравнении (13).Видно, что, когда C LR ниже, а B LR выше, соответствующий μ LR меньше, что означает, что должна быть выбрана соответствующая стратегия уменьшения потерь. Где C потеря1 представляет собой стоимость потери мощности фидера распределительной сети до модификации уменьшения потерь, а C потеря2 обозначает стоимость потери мощности после модификации уменьшения потерь.

Процесс решения модели оптимизации комбинированной стратегии сокращения потерь на основе соотношения затрат и выгод показан на рисунке 3. Конкретные шаги описываются следующим образом: Шаг 1: на основе стратегий сокращения потерь, созданных по результатам потери мощности. При анализе слабых мест стратегии снижения потерь, которые соответствуют ограничениям (ограничение потока мощности, ограничение пропускной способности ветви, ограничение напряжения узла и ограничение мощности компенсации реактивной мощности), выбираются посредством расчета потока мощности.Затем рассчитываются затраты на снижение потерь, выгода от сокращения потерь и соотношение затрат и выгод, когда каждая стратегия сокращения потерь реализуется отдельно. Шаг 2: в соответствии с порядком соотношения затрат и выгод стратегии уменьшения потерь с самым низким соотношением затрат и выгод для каждого объекта уменьшения потерь выбираются и определяются как индивидуальная оптимальная стратегия уменьшения потерь, соответствующая объекту уменьшения потерь. Этап 3: на основе индивидуальных оптимальных стратегий снижения потерь, определенных на этапе 2, создается набор альтернативных стратегий для схемы модификации уменьшения потерь в соответствии с порядком соотношения затрат и выгод от низкого к высокому.Шаг 4: количество стратегий уменьшения потерь в схеме модификации уменьшения потерь, r , установлено равным 1. Шаг 5: первые r альтернативных стратегий сокращения потерь объединяются для построения схемы модификации уменьшения потерь и потери Анализ рентабельности снижения проводится на основе расчета потока мощности. Шаг 6: если условие завершения не выполняется, тогда r = r + 1, переходите к шагу 5; если условие завершения выполняется, текущая схема модификации уменьшения потерь определяется как окончательная схема модификации уменьшения потерь распределительной сети.Условием прекращения в этой статье является то, что P потеря % < η.


Стоит отметить, что если схема модификации снижения потерь объединяет все альтернативные стратегии и не может быть меньше целевой скорости потери мощности, необходимо восстановить стратегии уменьшения потерь с лучшими эффектами уменьшения потерь на основе потерь мощности. уязвимые точки.

3. Пример из практики

В этом разделе сначала описываются данные, использованные в эксперименте.Результат снижения потерь выбранного фидера распределительной сети отображается в остальных разделах.

3.1. Набор данных

Набор данных, используемый в этом документе, был получен от Tianjin Electric Power Company в Китае. Для снижения потерь выбран фидер 10 кВ распределительной сети, топология которого показана на рисунке 4. Данные, охватывающие период с 1 января 2019 г. по 31 декабря 2019 г., включают параметры топологии, параметры мощности. оборудование и груз.


По сравнению с обычными фидерами фидеры в распределительной сети, которые нуждаются в сокращении потерь, обычно имеют более высокий коэффициент потерь мощности с частью устаревшего силового оборудования. Таким образом, чтобы смоделировать ситуацию старения, соответствующие параметры распределительных линий, распределительных трансформаторов и нагрузок в определенной степени модифицируются. Конкретная модификация показана в Таблице 1. Метод модификации параметров устаревшего трансформатора и старых линий заключается в изменении их параметров сопротивления.В данной работе их параметры сопротивления увеличены в 1,04 ~ 1,14 раза от исходных значений [19].

904 9045 9044 9044 Трансформатор 9045 от типа оборудования к типу 11
9045 9045 . Генерация типичного сценария для снижения потерь

Для создания типичного сценария снижения потерь ежедневные кривые нагрузки, взятые каждые 15 минут для каждого распределительного трансформатора на рисунке 4, сгруппированы на основе K-средних [20,21]. На примере трансформатора T 1 результаты кластеризации нагрузки трансформатора показаны на рисунке 5. На рисунке 6 показаны центральные кривые трех кластеров с наибольшим количеством образцов части распределительных трансформаторов. Центр кластера кластера с наибольшим количеством выборок для каждого распределительного трансформатора берется в качестве типичной кривой нагрузки каждого распределительного трансформатора в типичном сценарии снижения потерь.

3.3. Создание стратегии снижения потерь

Исходя из типичного сценария снижения потерь, результатом расчета потока мощности является то, что коэффициент потерь мощности фидера на Рисунке 4 составляет 6,4%, а его средний коэффициент мощности равен 0,9 при отсутствии стратегий снижения потерь. выбраны в этом типичном сценарии. Коэффициент мощности каждого трансформатора общего пользования показан на Рисунке 7.


Для выработки целевых стратегий снижения потерь, в соответствии с результатами расчета потока мощности и параметрами силового оборудования, установленными выше, стратегии снижения потерь для каждого объекта снижения потерь. предлагаются из трех аспектов: распределительные линии, трансформаторы и компенсация реактивной мощности.Подробные сведения о конкретных стратегиях снижения потерь, представленных в этом разделе, показаны в таблицах 2–4, конкретные номера новых типов которых показаны в таблицах S1 – S3 в дополнительных материалах, соответственно. Основные идеи для выработки стратегий снижения потерь в этой статье следующие: (1) Линия распределения: для сильно устаревших линий или неизолированных воздушных проводов замените их новыми проводниками или создайте новые воздушные изолированные проводники / кабели с тем же поперечным сечением в соответствии с к реальным условиям.Проводники также могут быть расширены с учетом требований развития нагрузки; (2) Распределительные трансформаторы: заменить серию S7 и другие старые трансформаторы с высокими потерями на распределительные трансформаторы S11, S13 или из аморфного сплава; (3) Компенсация реактивной мощности : выберите распределительный трансформатор с коэффициентом мощности менее 0,85, чтобы выбрать стратегии компенсации реактивной мощности, доведя его коэффициент мощности до целевого значения 0,9 ~ 0,99.


Оборудование Главный узел филиала Хвостовой узел филиала Детали модификации параметров

16 17
18 19 Измените тип оборудования на тип 11 и установите определенную степень старения
27 28
52 Изменить тип оборудования на тип 7 ​​
51 53
55 56
Line 12 13 Установить определенную степень старения 9045 18 20
21 22
22 904 51 23
26 27
34 35
35 37
41 42
9045 1944 9 0446 22 9044 9044 9045 1 9045 9045

Номер стратегии Главный узел филиала Хвостовой узел филиала Новый типовой номер Номер стратегии Главный узел филиала Хвост 9044 типовой номер

1 12 13 9 18 34 35 11
2 34 35 17
3 12 13 17 20 35 37 13451 10
9045 6 21 35 37 11
5 18 20 10 35 37 17
6 18 20 11 23 41 42 10 7 9044 9044 17 24 41 42 11
8 21 22 10 25 41 42 17 11 26 30 31 10
10 21 22 17 27 30 11 31 9045 11 23 10 28 30 31 17
12 22 23 11 29 90 451 31 32 10
13 22 23 17 30 31 32 10451 11
9045 27451 9045 27451 31 31 32 17
15 26 27 11 32 42 43 10 16452 9044 17 33 42 43 11
17 34 35 10 34 42 43 17
90 446 Номер нового типа 9044 9045 9045 9045 90.98 9045

Номер стратегии Главный узел филиала Задний узел филиала Номер стратегии Главный узел филиала Задний узел филиала Номер нового типа

1 18 19 11 5 53 12
2 27 28 11 6 51 53 20
3 9045 55 56 12
4 51 52 20 8 55 56 20
9045 9045 9045 9045 9045 9045 9045 9045 9045 9045
Номер стратегии Узел компенсации нагрузки Целевой коэффициент мощности Стратегия n umber Узел компенсации нагрузки Целевой коэффициент мощности

1 24 0.9 16 24 0,95
2 19 0,9 17 19 0,95
3 14 0,945
4 24 0,91 19 24 0,96
5 19 0,91 20 0,96 9045 9045 9044 9044 9044 9044 9044 9045 6 0.91 21 14 0,96
7 24 0,92 22 24 0,97
8 19
8 19 19
9 14 0,92 24 14 0,97
10 24 0,93 25 24
11 19 0,93 26 19 0,98
12 14 0,93 27 14 27 14 0,94 28 24 0,99
14 19 0,94 29 19 0,99
15 94 30 14 0,99

3.4. Анализ затрат и выгод индивидуальной стратегии снижения потерь

В таблице 5 перечислены затраты на строительство единицы энергетического оборудования, связанные со стратегией снижения потерь, выбранной в этой статье.

9036 4 ¥ / км

Оборудование Тип Стоимость строительства агрегата Агрегат

Линия 50 11VJ5 × 10 4 ¥ / км
YJV22-3 ∗ 70 40 × 10 4 ¥ / км
YJV22-3 ∗ 120 60
JKLYJ-70 16 × 10 4 ¥ / км
JkLYJ-120 24 × 10 4 1
S11-315 9 × 10 4 ¥
S11-630 13 × 10 4 ¥
S13-630 4 ¥
Реактивная компенсация 80 ¥ / кВАр

Из таблиц 2–5, в типичном сценарии снижения нормы убытков выгода от сокращения и соответствующая рентабельность Это соотношение каждой индивидуальной стратегии сокращения потерь по сравнению со случаем, когда никакие стратегии сокращения потерь не могут быть рассчитаны.Результаты расчетов показаны в Таблице 6 и на рисунках 8 и 9.


06 9045 9045 Оптимизация комбинированной стратегии снижения потерь

На основе результатов расчета затрат и выгод для каждой отдельной стратегии снижения потерь можно получить порядок соотношения затрат и выгод путем сортировки соотношения затрат и выгод от низкого к высокому и отдельных оптимальных стратегий снижения потерь. для каждого объекта снижения потерь можно определить.В Таблице 7 и на Рисунке 10 показаны детали отдельных оптимальных стратегий снижения потерь после сортировки и соответствующая скорость снижения потерь, выгода от снижения потерь и соотношение затрат и выгод, соответственно.


Номер стратегии Скорость снижения потерь (%) Пособие по снижению потерь (× 10 4 ¥) Стоимость снижения потерь (× 10 4 ¥) Соотношение затрат и выгод

1 0,028 144.2885 9 0,062 144,2496 9 0,062
3 0,006 144,2499 13 0,090
4 0,006 0,006 0,006 0,020 144,2742 13 0,090
6 0,020 144,2742 15 0,104
7 006 144.2498 13 0,090
8 0,006 144.2498 15 0,104

87f4euuid: 46fd2650-6bee-4efd-859e-809ad889a641 конечный поток эндобдж 3 0 obj > эндобдж 48 0 объект > эндобдж 5 0 obj > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 12 0 объект > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 17 0 объект > / ExtGState> / Font> / ProcSet [/ PDF / Text / ImageC / ImageI] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 24 0 объект > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 27 0 объект > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 29 0 объект > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 86 0 объект > поток HWrH} Wio \ JUl ‘^ # g_fFI ټ! ZAdȵ = ߎ n-q {m; tv7wRj} Tdo’Nx \ u ܶ fl.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

90 445 соотношение затрат и выгод тип трансформатора или компенсация реактивной мощности ниже.Таким образом, их всестороннее снижение потерь выигрывает после учета инвестиционных затрат и степени сокращения потерь. Это связано с тем, что распределительный фидер имеет относительно высокую скорость кабеля. Большинство подлежащих ремонту оголенных воздушных проводов практически не находятся на основной магистрали. Следовательно, когда выбирается индивидуальная стратегия уменьшения потерь, соответствующая скорость уменьшения потерь относительно мала.

В соответствии с последовательностью отдельных оптимальных стратегий снижения потерь, перечисленных в Таблице 7, альтернативные стратегии сокращения потерь комбинируются последовательно, начиная с первой.Расчет потока мощности используется для определения того, достигается ли целевое значение скорости потери мощности 6%. На рисунке 11 показан результат по скорости потери мощности после комбинации нескольких стратегий. Можно видеть, что когда объединены 9 основных видов стратегий снижения потерь, уровень потерь мощности фидера в это время уже составляет менее 6%. После сокращения потерь средний коэффициент мощности составляет 0,93, выгода от снижения потерь составляет 1,4499 млн юаней, а стоимость сокращения потерь составляет 1,152 млн юаней.


4. Выводы

В этой статье предлагается структура оптимизации стратегии комбинированного снижения потерь мощности для улучшения эффекта снижения потерь мощности в распределительной сети, содержащая три этапа: анализ слабых мест потерь мощности, генерация потерь стратегия сокращения и оптимизация комбинированной стратегии сокращения потерь.

Эксперименты проводились с использованием набора данных от Tianjin Electric Power Company в Китае. На основе расчета потока мощности был получен результат анализа слабых мест потери мощности.Для достижения цели целевого снижения потерь были разработаны соответствующие стратегии снижения потерь мощности с учетом трех аспектов замены линий распределения, распределительных трансформаторов и компенсации реактивной мощности. Соответствующие стратегии снижения потерь мощности были разработаны с учетом трех аспектов: замены линий распределения, распределительных трансформаторов и компенсации реактивной мощности. Была разработана модель оптимизации комбинированной стратегии снижения потерь мощности, учитывающая все преимущества снижения потерь мощности.Для решения проблемы, заключающейся в том, что методы перебора обычно использовались в большинстве существующих исследований для решения вышеуказанной модели, что приводило к низкой эффективности снижения потерь мощности, был предложен метод решения модели оптимизации на основе соотношения затрат и выгод. предложил. Результат тематического исследования показал, что предложенный метод оптимизации снижения потерь может эффективно сформулировать разумную схему модификации потерь в распределительной сети.

Доступность данных

Данные, использованные для подтверждения результатов этого исследования, включены в статью.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов в отношении публикации этой статьи.

Благодарности

Эта работа была частично поддержана Национальным фондом естественных наук Китая в рамках гранта 51807023 и Фондом естественных наук провинции Цзянсу в рамках гранта BK20180382.

Дополнительные материалы

Таблица S1: типы линий. Таблица S2: типы трансформаторов. Таблица S3: информация о ветвях фидера 10 кВ в фактической распределительной сети. (Дополнительные материалы)

% PDF-1.4 % 47 0 объект > эндобдж xref 47 75 0000000016 00000 н. 0000001848 00000 н. 0000002404 00000 н. 0000002619 00000 н. 0000002683 00000 п. 0000002814 00000 н. 0000002948 00000 н. 0000003100 00000 н. 0000003216 00000 н. 0000003366 00000 н. 0000003518 00000 н. 0000003667 00000 н. 0000003726 00000 н. 0000003785 00000 н. 0000003844 00000 н. 0000003995 00000 н. 0000004130 00000 н. 0000004239 00000 п. 0000004338 00000 п. 0000004436 00000 н. 0000004548 00000 н. 0000004661 00000 п. 0000004770 00000 н. 0000004927 00000 н. 0000005207 00000 н. 0000005439 00000 н. 0000005630 00000 н. 0000005978 00000 н. 0000006201 00000 н. 0000006348 00000 п. 0000006479 00000 н. 0000006841 00000 н. 0000007203 00000 н. 0000007565 00000 н. 0000007927 00000 н. 0000008095 00000 н. 0000008420 00000 н. 0000008476 00000 н. 0000008686 00000 п. 0000008899 00000 н. 0000009067 00000 н. 0000009254 00000 н. 0000009607 00000 н. 0000009697 00000 п. 0000010010 00000 п. 0000010076 00000 п. 0000010186 00000 п. 0000010759 00000 п. 0000010955 00000 п. 0000011131 00000 п. 0000011454 00000 п. 0000011648 00000 п. 0000011993 00000 п. 0000012015 00000 п. 0000016574 00000 п. 0000017040 00000 п. 0000017220 00000 п. 0000017243 00000 п. 0000021155 00000 п. 0000021178 00000 п. 0000024116 00000 п. 0000024139 00000 п. 0000027231 00000 п. 0000027254 00000 п. 0000030361 00000 п. 0000030384 00000 п. 0000033386 00000 п. 0000033573 00000 п. 0000033993 00000 п. 0000034016 00000 п. 0000037103 00000 п. 0000037126 00000 п. 0000040404 00000 п. 0000001963 00000 н. 0000002382 00000 н. трейлер ] >> startxref 0 %% EOF 48 0 объект > эндобдж 120 0 объект > транслировать Hb“f“_dπ

Потери в строке: упускаются из виду и часто неправильно понимаются

Статья Constellation

Номер Оборудование Соответствующий номер стратегии Номер Оборудование Соответствующий номер стратегии
9045 9045 1 Трансформатор 11 Линия 28
2 Трансформатор 2 12 Линия 31
3 Линия 1 13 346 9044 9044 9045 4 Трансформатор 5 14 Линия 10
5 Трансформатор 3 15 Линия 19 9045 9045 9045 9045 9045 9045 Трансформатор 9045 16 Линия 25
7 Компенсация реактивной мощности 2 17 Строка 13
8 Компенсация реактивной мощности 3 18 Строка 9446 9045 9446 9045 9045 Компенсация мощности 1 19 Линия 22
10 Строка 7


Esll = Es (1 + εs ) −∑i = 1nEi (1 + εi), (2)
и 73 E л = I 2 Rt .После такой же математической обработки, E l может быть выражено как Тогда, Ур. (6) подставляется в уравнения. (4) и (5). Статистические потери в линии трансформатора E sll и статистические потери в линии λ могут быть выражены как
Esll = Es2RUs2t + Esεs + Ef − ∑i = 1nEiεi − 0,01k⋅p, (7)
λ = Es2RUs2t + Esεs + Ef − ∑i = 1nEiεi − 0,01k⋅pEs (1 + εs). (8)
Уравнения (7) и (8) демонстрируют взаимосвязь между статистическим объемом мощности потерь в линии E sll и источником питания шлюза E s и между статистическая скорость потерь в линии λ и E с с фиксированными параметрами области трансформатора.В Китае ежедневный уровень потерь в трансформаторной зоне остается индикатором для мониторинга и управления потерями в линии. В данном исследовании т = 24 часа. По данным Государственной сетевой лаборатории учета электроэнергии, фиксированная дневная потребляемая мощность однофазного интеллектуального счетчика электроэнергии составляет 0,036 кВтч, а трехфазного интеллектуального счетчика электроэнергии – 0,108 кВтч. Здесь приняты параметры типичного жилого квартала в провинции Цзянсу, Китай: R – 0,001 27 Ом, U с – 220 В, и имеется 111 однофазных счетчиков энергии и пять трех -фазные счетчики электроэнергии на стороне пользователя.Погрешность шлюзового счетчика электроэнергии составляет + 0,50%. Для многих пользовательских счетчиков энергии средняя погрешность пользовательских счетчиков энергии может рассматриваться как 0. При большом источнике питания заниженная мощность, вызванная ограниченной точностью счетчика шлюза, также может быть проигнорирована. В соответствии с вышеупомянутыми параметрами, можно получить статистическую кривую мощности потерь в линии и кривую статистической скорости потерь в линии для типичной области трансформатора с помощью формул. (7) и (8), как показано на фиг. 3 и 4. Можно сделать следующие выводы.
(1)

Статистический объем мощности потерь в линии в области трансформатора увеличивается с подачей питания в области трансформатора, и тенденция указывает на положительную корреляционную часть квадратичной функции.

(2)

Когда объем источника питания падает ниже 100 кВтч (при относительно небольшой нагрузке), статистический коэффициент потерь в линии в области трансформатора резко падает со значения более 30% с увеличением в объеме блока питания.Когда объем источника питания падает между 100 кВтч и 3000 кВтч (в обычном диапазоне источников питания), статистическая скорость потерь в линии медленно уменьшается, пока не стабилизируется на уровне примерно 1% с увеличением объема источника питания. Когда блок питания превышает 3000 кВтч (при относительно большой нагрузке), скорость немного увеличивается с увеличением объема блока питания, на что можно не обращать внимания.

В случае небольшой нагрузки общее потребление электроэнергии невелико.Отношение фиксированной потребляемой мощности на счетчике энергии (которая также является частью статистических потерь в линии) к объему источника питания относительно велико, что является основной причиной большого разброса статистических потерь в линии при небольшой нагрузке. Напротив, статистические потери в линии относительно стабильны в обычном диапазоне источников питания и при большой нагрузке, поскольку отношение фиксированной потребляемой мощности к объему источника питания невелико.

Вышеупомянутый анализ показывает, что неразумно оценивать управление потерями в линии в области трансформатора с помощью фиксированного разумного диапазона скорости потерь в линии.В случае небольшой нагрузки в районе трансформатора, такой как высокий уровень незанятости жилого блока, уровень потерь в линии может даже превышать 30%, и он колеблется при изменении источника питания, что затрудняет идентификацию возможное хищение энергии в районе трансформатора. Таким образом, управление потерей линий становится сложной задачей.

IV. КЛАССИФИКАЦИЯ И АНАЛИЗ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ОБЛАСТИ С ОТРИЦАТЕЛЬНОЙ ПОТЕРИ ЛИНИИ

Раздел:

ВыбратьВверху страницыABSTRACTI. ВВЕДЕНИЕ II.СОВРЕМЕННАЯ СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ … III. СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД F … IV. КЛАССИФИКАЦИЯ И АН … << V. ВЫЗОВЫ В РЕШЕНИИ ... VI. ЗАКЛЮЧЕНИЕ ССЫЛКИ

A. Классификация

Во время мониторинга потерь в линиях и управления ими энергетические компании иногда находят коэффициент потерь в линиях отрицательным. На рисунке 5 показано распределение уровней потерь в линиях по всей провинции в соответствии с системой сбора информации об электроэнергии провинциальной электросети Китая в день апреля 2019 года. Общее количество областей трансформатора с отрицательными потерями в линии в статистике составляет 14 028 .Примерно 89,8% потерь в линиях находятся в диапазоне от –5% до 0%. Не так много областей трансформаторов с коэффициентом потерь в линии ниже -5%. Причины отрицательных потерь в линии в некоторых областях трансформатора разумны и не могут быть устранены. Поэтому они считаются трансформаторными областями с разумными отрицательными потерями в линии. Кроме того, существуют области трансформаторов с необоснованными отрицательными потерями в линии, что означает, что отрицательные потери в линии возникают из-за ошибок, которые можно исправить, таких как отказ устройства или халатность человека.Ниже приводится анализ основных причин областей трансформатора с разумными и необоснованными отрицательными показателями потерь в линии.

B. Разумные отрицательные потери в линии, вызванные ошибкой в ​​счетчиках электроэнергии.

Шлюзовой счетчик электроэнергии в районе трансформатора предназначен в основном для внутренней оценки, проводимой энергетической компанией. При большом потреблении электроэнергии часто используются трехфазные счетчики электроэнергии 1 класса. Однако счетчики электроэнергии на стороне пользователя в основном используются для расчетов по торговле электроэнергией.Поскольку объем мощности относительно невелик, используются однофазные счетчики энергии 2-го класса. Погрешность счетчиков энергии в пределах их точности. В случае, когда разница между ошибками счетчика шлюза и счетчика пользователя относительно велика, а теоретические потери в линии в области трансформатора невелики, вероятно, возникают незначительные отрицательные потери в линии. Это часто демонстрируется отрицательной ошибкой счетчика шлюза и положительной ошибкой счетчика электроэнергии пользователя.

В целом, погрешность пользовательских счетчиков равномерная.Общая погрешность пользовательских счетчиков трансформаторной области с большим количеством пользователей невелика. В результате редко возникает значительная положительная ошибка. Следовательно, этот вид отрицательных потерь в линии встречается в трансформаторных регионах в сельской электросети, где количество пользователей меньше 10 или пользовательская нагрузка больше сконцентрирована на одном пользователе, что может легко показать значительную положительную ошибку.

Провинциальная энергетическая компания в Китае взяла первые данные об ошибках проверки всех счетчиков электроэнергии в провинции за два периода времени, к 2016 году и с 2017 года по настоящее время, с крайними значениями погрешности статистических данных, показанными в таблице I.Тридцать шлюзовых счетчиков и тридцать пользовательских счетчиков были выбраны случайным образом для расчета средних стандартных неопределенностей А-типа в каждый период времени.

ТАБЛИЦА I. Статистика крайностей погрешностей при первой поверке счетчиков электроэнергии.

счетчики энергии (пользовательские счетчики)
Максимальная погрешность Минимальная погрешность Среднее значение по стандарту А-типа
Счетчик электроэнергии Период времени 4 9000 макс. %) ( ε мин ) (%) неопределенности
Трехфазные счетчики электроэнергии 1-го класса (шлюзовые счетчики) К 2016 году +0.5402 −0,6496 3,8 × 10 −4
2017 г. по настоящее время +0,3976 −0,5751 3,2 × 10 −4
К 2016 г. +0,6965 −0,6983 2,4 × 10 −4
2017 г. по настоящее время +0,6631 −0,69940 2,19 451 4
В соответствии с правилом расчета коэффициента потерь в линии в области трансформатора, в сочетании с крайними значениями статистики ошибок первой проверки, максимальное значение уменьшения скорости потерь в линии δ , вызванное несоответствием ошибок между счетчик шлюза и счетчик пользователя могут быть вычислены,
δ = (εmin + 1) – (εmax + 1) εmin + 1. (9)
С помощью некоторых простых математических манипуляций максимальное значение уменьшения коэффициента потерь в линии δ может быть выражено как
δ = εmin − εmaxεmin + 1. (10)

Расчет показывает, что среди квалифицированных счетчиков электроэнергии несоответствие ошибок между счетчиком шлюза и счетчиком пользователя может привести к максимальному снижению уровня потерь в линии на 1,35% к 2016 г. и максимуму. ставка 1,25% с 2017 г. по настоящее время.Стандартные неопределенности A-типа можно считать незначительными по сравнению с несогласованностью ошибок.

Ошибка первой проверки – это проверка до того, как счетчик будет доставлен на площадку, и ее абсолютное значение относительно невелико на протяжении всего жизненного цикла счетчика. После того, как счетчик электроэнергии будет установлен на объекте и введен в эксплуатацию, с увеличением времени работы счетчика внешний режим работы может привести к постоянному увеличению абсолютного значения погрешности счетчика.Это приводит к увеличению вероятности отрицательных потерь в линии в области трансформатора, вызванных ошибкой счетчика электроэнергии.

В ходе исследования был выбран сельский трансформаторный район в провинции. В трансформаторном регионе в общей сложности восемь потребителей, в том числе один промышленный и коммерческий заказчик и семь бытовых потребителей. Среднесуточное потребление электроэнергии промышленными и коммерческими потребителями составляет более 80% ежедневных продаж электроэнергии в трансформаторном регионе.Когда пользовательская нагрузка относительно сконцентрирована, погрешность этого пользовательского счетчика можно считать приблизительно эквивалентной общей погрешности пользовательских счетчиков в области трансформатора. Уровень потерь в линии трансформатора долгое время находился в слегка отрицательном состоянии. В полевых исследованиях используется калибратор на месте для проверки и получения погрешности межсетевого счетчика электроэнергии, которая составляет -0,83%, а погрешность общего промышленного и коммерческого счетчика потребителей составляет + 0,45%. Согласно расчету топологии области трансформатора, эквивалентное сопротивление линии трансформатора R равно 0.0028 Ом. Принимая U s как 220 В, согласно формуле. (8), можно получить статистическую кривую коэффициента потерь в линии для области трансформатора, как показано красной линией на рис. 6. Влияние регулировки ошибки счетчика шлюза или ошибки счетчика пользователя на коэффициент потерь в линии трансформатора регион был изучен. Ошибка счетчика пользователя осталась неизменной, ошибка счетчика шлюза была принята равной -0,40%, 0% и + 0,40%, и они были сравнены с ошибкой счетчика шлюза использования в полевых условиях, равной -0.83%. Кривая влияния ошибки счетчика шлюза на коэффициент потерь в линии показана на рисунке 6. Ошибка счетчика шлюза не изменилась, общая ошибка счетчика пользователя была принята равной 0%, -0,40% и -0,80%, и они сравнивались с общей погрешностью измерителя полевого использования в 0,45%. Кривая влияния ошибок пользовательского счетчика на коэффициент потерь в линии показана на рис. 7. Из рис. 6 и 7, можно сделать конкретные выводы.
(1)

Тенденция изменения скорости потерь в линии в области трансформатора согласуется с тенденцией в области общих трансформаторов: с увеличением подачи питания в области трансформатора потери в линии сначала быстро снижаются после высоких потерь в линии , затем медленно стабилизируется и, наконец, медленно поднимается.

(2)

Чем больше диапазон ошибок измерения между счетчиком шлюза и измерителем пользователя в области трансформатора (ошибка измерителя шлюза имеет отрицательное смещение по сравнению с измерителем пользователя), тем больше соответствующая мощность диапазон питания области трансформатора, когда потери в линии области трансформатора входят в отрицательный интервал.

(3) Когда ошибки измерения счетчика шлюза и счетчика пользователя в области трансформатора близки (как показано розовой линией кривой на рис.6 и 7) гарантируется, что коэффициент потерь в линии в области трансформатора не будет отрицательным.

Условиями отрицательных потерь в линии в области трансформатора являются отрицательная ошибка счетчика шлюза и положительная общая ошибка счетчиков энергии пользователя. Существует ограниченная вероятность одновременного появления условий. Согласно полевым исследованиям, отрицательные потери в линии имеют низкую вероятность в городской электросети (больше пользователей в одном трансформаторном регионе) и более высокую вероятность в сельской электросети (меньше пользователей в одном трансформаторном регионе).Было обнаружено, что в городе провинции Цзянсу в Китае насчитывается 2152 таких трансформаторных региона, что составляет 4,3% от общего числа трансформаторных регионов в городе.

Меры противодействия отрицательным потерям в линии в области трансформатора, вызванным такими ошибками измерения, на этом этапе относительно ограничены. Некоторые энергоснабжающие компании на уровне префектур заменяют новые шлюзовые счетчики для исправления ошибок. Поскольку положительные и отрицательные смещения погрешности измерения являются полностью случайными, вероятность восстановления положительного значения потерь в линии после случайной замены ограничена, и относительно большие потери средств счетчика вызваны заменой счетчика для исправления.Здесь предлагается разработать функцию аудита в системе сбора информации об электроэнергии. В таком районе трансформатора после проверки погрешности счетчика полевой персонал энергоснабжающей компании делает снимки для хранения, загружая в систему соответствующие сопроводительные материалы. После ручного аудита и утверждения системы такая область преобразователя заносится в специальный список регионов-преобразователей. Когда уровень потерь в линии этого типа области трансформатора находится в диапазоне от -2% до 0%, исключение из режима проверки может быть реализовано в управлении.

C. Разумные отрицательные потери в линии, вызванные разрешением счетчика шлюза

В случае небольшого источника питания нельзя игнорировать меньшее расчетное количество электроэнергии, вызванное разрешением счетчика шлюза. В случае небольшого количества электроэнергии потерь в линии в области трансформатора и одновременного большого коэффициента передачи трансформатора тока на стороне шлюза проблема переноса последней цифры счетчика шлюза может привести к слегка отрицательному коэффициенту потерь в линии в области трансформатора ( во всем районе трансформатора не используется достаточно электричества, чтобы последняя цифра счетчика оставалась несущей).Это явление имеет тенденцию проявляться в сельских районах электросетей, где категориями потребителей являются дренажные станции и аквафармы, а также в других регионах с сезонными нагрузками и небольшим количеством потребителей. Трансформаторные регионы с сезонной работой нагрузки имеют большой спрос на электроэнергию. Следовательно, трансформаторы тока обычно устанавливаются с большим увеличением. Когда сезонная нагрузка приостанавливается, остается только небольшая мощность освещения. Меньшее общее энергопотребление области трансформатора и большое увеличение трансформатора тока приводят к подсчету пользовательских счетчиков, а счетчик шлюза остается.Ежедневная скорость потери линии в области трансформатора показана как один день восстановления положительной потери линии за каждые несколько дней слегка отрицательной скорости потери линии. Такое же влияние все еще существует при сезонной нагрузке. Разница в том, что уменьшенное измерение электроэнергии разрешающей способностью шлюзового счетчика незначительно по сравнению с фактическими потерями в линии при большой нагрузке. Потери в линии трансформатора остаются положительными и работают нормально при сезонной нагрузке.

Был выбран сельский сетевой трансформаторный регион в провинции Цзянсу, Китай. У нее всего два заказчика: пользователь оросительной станции и пользователь освещения. У пользователя оросительной станции сезонное потребление электроэнергии, а потребление электроэнергии сильно варьируется от сезона к сезону. В сезон сельскохозяйственного орошения максимальное ежедневное потребление электроэнергии составляет примерно 1000 кВтч, в то время как потребление электроэнергии зимой равно 0. Ошибка измерения счетчика шлюза была установлена ​​на + 0,10%, а ошибка измерения счетчика пользователя была установлена ​​на 0.Согласно расчету топологии области трансформатора, эквивалентное сопротивление линии трансформатора R составляет 0,0021 Ом. Число вероятности p в уравнении. (4) был установлен на 0,99, 0,75, 0,5, 0,25 и 0, а U s был установлен на 220 В. Согласно формуле. (8), можно получить статистическую кривую коэффициента потерь в линии для области трансформатора, как показано на рис. 8. Как показано на рис. 8, когда счетчик шлюза области трансформатора рассчитывает отсутствие снижения мощности, тенденция изменения кривая потерь в линии в области трансформатора согласуется с общей областью трансформатора, представленной на рис.4. Когда рассчитанное количество электроэнергии шлюзового счетчика в области трансформатора превышает определенную долю, область трансформатора показывает состояние отрицательных потерь, когда потребление электроэнергии невелико. Уровень потерь в линии быстро увеличивается с увеличением потребления электроэнергии и пока не приближается к нулю. Затем он медленно увеличивается и, наконец, возвращается к положительному диапазону потерь в линии, поскольку потребление электроэнергии постоянно увеличивается.

Меры противодействия отрицательным потерям в линии в области трансформатора, вызванным разрешением счетчика шлюза на этом этапе, также относительно ограничены.Здесь автоматическая идентификация и маркировка областей трансформатора с помощью систем сбора информации об электроэнергии в соответствии с потреблением электроэнергии в области трансформатора, когда сезонная нагрузка приостановлена, и в соответствии с характеристиками флуктуации скорости потерь в линии (проявляющихся как положительные потери в линии для каждых нескольких дней слегка отрицательный коэффициент потерь в линии). Также рекомендуется исключение из режима обследования в диапазоне отрицательных потерь.

D. Обоснованные отрицательные потери в линии, вызванные обратной передачей данных потребителей лифтов

В городских жилых многоэтажных квартирах в Китае для определения профиля потребителей и измерить индивидуально.Лифты, являющиеся потребителями электроэнергии, называются «потребителями лифтов». Исследование показало, что некоторые лифты могут вырабатывать электричество во время своей работы. Когда лифт опускается, его характер нагрузки переходит в режим работы асинхронного генератора и передает активную электроэнергию обратно. Обратная активная электроэнергия используется другими потребителями в трансформаторном регионе. В крайних случаях, когда другие потребители области трансформатора имеют относительно небольшое потребление электроэнергии, а клиенты лифтов вырабатывают больше активной электроэнергии, чем потребление электроэнергии всех других потребителей области трансформатора одновременно, избыточная активная электроэнергия передается через трансформатор в обратном направлении. измеритель межсетевого интерфейса и распределительный трансформатор в распределительную сеть среднего напряжения, как показано синей стрелкой на рис.9. Для распределительного трансформатора малой нагрузки, когда сумма потерь электроэнергии в линии и фиксированных потерь электроэнергии при измерении в области трансформатора меньше, чем обратная активная электроэнергия потребителя лифта, статистическое значение коэффициента потерь в линии имеет отрицательное значение. трансформаторной области. Этот тип области отрицательного трансформатора имеет тенденцию появляться в новом жилом районе на стадии низкой заполняемости. На рисунке 10 показано распределение обратной передачи электроэнергии от потребителей лифтов в провинции Китая в день августа 2019 года.Ежедневное количество реверсивной передачи электроэнергии потребителями лифтов в районе трансформатора может достигать 40 кВтч. Согласно статистике, регион трансформатора обычно имеет доступ от двух до четырех потребителей лифтов, более 90% количества обратной передачи электроэнергии потребителя лифта области трансформатора составляет менее 10 кВтч, и более 80% количества обратной передачи электроэнергии потребителя лифта области трансформатора. находится в пределах 6,5 кВтч. Поскольку на этом этапе интеллектуальные счетчики имеют функцию двунаправленного измерения, рекомендуется, чтобы клиенты лифта были помечены специальным ярлыком и учитывали включение счетчика электроэнергии обратного количества электроэнергии клиентов лифта и счетчика шлюза обратного количества электроэнергии области трансформатора при расчете коэффициента потерь в линии.Учитывая, что выработка электроэнергии потребителями лифтов передается по линиям в районе трансформатора и используется другими потребителями в районе трансформатора, и что только избыточная электроэнергия отправляется обратно в распределительную сеть среднего напряжения, производство электроэнергии потребителями лифтов следует быть включенным в общий объем электроснабжения трансформаторного района. Однако обратное количество электроэнергии, переданной в распределительную сеть среднего напряжения, должно быть включено в общий объем продаж электроэнергии в районе трансформатора.Согласно вышеупомянутому анализу, статистический коэффициент потерь в линии в области трансформатора, включая потребителей лифтов, рассчитывается как
λ = Es + ∑i = 1nEri − ∑i = 1nEi − ErsEs + ∑i = 1nEri, (11)
, где E ri – фактическое количество электроэнергии в обратном направлении потребителя лифта i -го в районе трансформатора, а E rs – фактическое количество электроэнергии в обратном направлении шлюзового счетчика области трансформатора.Потери электроэнергии в линии в районе трансформатора не являются отрицательными из-за выработки электроэнергии лифтом, когда в расчетах участвует обратное количество электроэнергии потребителя лифта. Логика расчета коэффициента потерь в линии более разумна. Предполагается, что в системе сбора информации об электроэнергии статистический расчет коэффициента потерь в линии в области трансформатора должен быть скорректирован в соответствии с формулой. (11), чтобы обеспечить более точную подачу питания и продажу мощности в трансформаторном регионе.

E. Необоснованные отрицательные потери в линии с другими причинами

(1)

Отношения между трансформатором и потребителем несовместимы между фактическими полевыми данными и системой сбора информации об электроэнергии. Архивная информация в систему сбора информации об электроэнергии изначально вводилась вручную. Однако данные заказчика о регионе трансформатора могут не соответствовать фактическим полевым данным из-за человеческой халатности. Потребление электроэнергии потребителями, находящимися за пределами этой области трансформатора, рассчитывается в этой области трансформатора, что приводит к расчетной стоимости продаж электроэнергии в области трансформатора, которая, очевидно, больше и в конечном итоге приводит к отрицательным потерям в линии.Однако могут быть временные противоречивые отношения между трансформатором и потребителем, вызванные задержкой обновления системной информации после регулировки отключения нагрузки в области трансформатора, что также может привести к отрицательным потерям в линии. Такие проблемы требуют, чтобы персонал на местах определял право собственности на счетчики пользователя или электрические шкафы (включая несколько счетчиков) с источником питания трансформатора с помощью тестера отношений между трансформатором и потребителем. Затем следует скорректировать информацию о взаимосвязи в системе сбора информации об электроэнергии.

(2) В системе неверная информация о коэффициенте трансформации трансформатора тока. В той же ситуации, что и отношения между трансформатором и потребителем, архивная информация трансформатора тока со счетчиком энергии шлюза и трансформатора тока со счетчиком потребителя в области трансформатора также вводится в систему вручную. Коэффициент трансформации трансформатора тока со шлюзом, который меньше, чем фактический коэффициент трансформатора тока возбуждения, или коэффициент трансформатора тока со счетчиком потребителя, который больше, чем фактический коэффициент трансформатора тока возбуждения в системном файле, вызванный халатностью человека, может привести к количество источника питания меньше, чем количество продажи электроэнергии в районе трансформатора.Это приводит к отрицательным потерям в линии в области трансформатора. Такие проблемы можно найти с помощью анализа коэффициента корреляции Пирсона ежедневного потребления электроэнергии каждым счетчиком. 15 15. И. Монедеро, Ф. Бискарри, К. Леон, Дж. И. Герреро, Дж. Бискарри и Р. Миллан, «Обнаружение мошенничества и других нетехнических потерь в энергосистеме с использованием байесовских сетей с коэффициентом Пирсона и деревьев решений. ”Int. J. Electr. Power Energy Syst. 34 , 90–98 (2012). https: // doi.org. , и исправьте данные об ошибке.
(3)

Тип конфигурации трансформатора тока с межсетевым измерителем не подходит для области области трансформатора. Трансформатор тока со шлюзовым счетчиком конфигурируется в соответствии с мощностью силового трансформатора.Когда эффективность работы силового трансформатора низкая, а эксплуатационная нагрузка на месте не может соответствовать требованиям конфигурации, ток измерительной петли шлюзового счетчика ниже, чем пусковой ток электросчетчика, что приводит к более низкому расчетному напряжению питания области трансформатора и отрицательным потерям в линии в трансформаторная область. Как правило, вторичный ток трансформатора тока должен составлять не менее 30% от номинального тока (точность трансформатора тока относительно стабильна).В таких трансформаторных регионах трансформаторы тока с необоснованными передаточными числами должны заменять трансформаторы тока с разумными передаточными числами в соответствии с изменением нагрузки потребителя.

(4)

Неправильная проводка межсетевого счетчика или соединительной клеммной коробки. Ошибка проводки межсетевого интерфейса или соединительной клеммной коробки перед подачей энергии в область трансформатора, вызванная небрежностью человека в соединении между установкой счетчика и подключением питания, может привести к более низкому расчетному напряжению питания области трансформатора и отрицательным потерям в линии в области трансформатора.Такие проблемы могут быть обнаружены путем онлайн-мониторинга измерительной информации (включая напряжение, ток, фазовый угол, активную мощность и реактивную мощность каждой фазы счетчиков) в системе сбора информации об электроэнергии. Ошибка подключения может быть исправлена ​​после проверки на месте.

(5)

Отказ прибора учета происходит в области трансформатора. Существует много типов отказов счетчиков электроэнергии, таких как ежедневное количество электроэнергии, ненормально замораживающее счетчик шлюза в зоне трансформатора, чрезмерная ошибка часов шлюза или счетчика потребителя, «потеря мощности» счетчика шлюза или счетчика клиента, а также напряжение / потери тока трансформатора области шлюза счетчика или его трансформатора тока.Это может привести к отрицательным потерям в линии в области трансформатора. Такие проблемы также можно обнаружить с помощью онлайн-мониторинга измерительной информации в системе сбора информации об электроэнергии. Персонал по эксплуатации и техническому обслуживанию может затянуть винт проводки после подтверждения потери напряжения или тока, замены неисправного электросчетчика или трансформатора тока после проверки неисправности устройства на месте.

V. ПРОБЛЕМЫ ПО УСТРАНЕНИЮ НЕОБХОДИМЫХ ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ РЕГИОНОВ

Раздел:

ВыбратьВверху страницыАБРАКТЫ.ВВЕДЕНИЕ II. СОВРЕМЕННАЯ СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ … III. СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД F … IV. КЛАССИФИКАЦИЯ И … V. ВЫЗОВЫ В РЕШЕНИИ … << VI. ЗАКЛЮЧЕНИЕ ССЫЛКИ

A. Технология автоматической идентификации для взаимоотношений между трансформатором и потребителем

Точность взаимоотношений между трансформатором и потребителем в районе трансформатора напрямую влияет на статистику продаж электроэнергии в регионе трансформатора, а затем влияет на расчет потерь в линии. Однако из-за требований трехфазного баланса мощности и изменения нагрузочной способности потребителей диапазон энергоснабжения потребителей с низким напряжением в зоне распределения будет часто перераспределяться.Изменения в отношениях между трансформатором и потребителем в регионе трансформатора, зарегистрированные в системе, сложно своевременно обновлять. Особенно в условиях интенсивного использования пользователей в городских и сельских районах, где диапазон потребителей низковольтных трансформаторов пересекается, если низковольтная линия электроснабжения проложена вдоль канавы и темной трубы, сложнее определить трансформатор – отношения с клиентами даже при ручной проверке сайта. Кроме того, возможность межсетевого обмена данными между трансформаторами и считывания показаний счетчиков создает большие проблемы для распознавания взаимоотношений между трансформатором и потребителем.Согласно статистике муниципальной энергетической компании в Китае, более 50% аномальных отрицательных потерь в области трансформатора вызвано неправильными отношениями между трансформатором и потребителем.

На данном этапе проверка отношений между трансформатором и потребителем в основном зависит от полевого персонала, использующего тестер взаимоотношений между трансформатором и потребителем для проверки на дому. Ручная проверка с одной стороны неэффективна, а количество проверок ограничено.С другой стороны, на это сильно влияет сотрудничество клиентов, чьи счетчики установлены внутри помещений. В пилотном проекте в некоторых областях используется метод проверки взаимоотношений между трансформатором и потребителем, основанный на отключении и восстановлении электроэнергии. Этот метод выполняет плановое отключение электроэнергии второго уровня рано утром или во время минимальной электрической нагрузки. Он собирает данные о событиях отключения и восстановления питания концентратора и счетчиков электроэнергии и получает реальное соответствие счетчика межсетевого интерфейса области трансформатора и счетчиков потребителей в соответствии с перекрытием времени отключения питания с восстановлением питания.Этот метод требует более высокой точности часов счетчика и успешной скорости загрузки данных об отключении и восстановлении питания счетчика. В настоящее время счетчики, используемые на месте, не могут соответствовать минимальным требованиям, поэтому точность проверки взаимоотношений трансформатор – потребитель невысока в пилотной зоне.

При высокой скорости передачи BPLC в ПЛК система главной станции может получать 24 или 96 точек данных напряжения / тока / мощности и других кривых в день (каждые 1 час или 15 минут сбора данных).Он может определить взаимосвязь соответствия между неопознанными счетчиками электроэнергии и межсетевым счетчиком области трансформатора, изучив методику сравнения подобия напряжения и частоты. Конкретно для этого метода компании изучали использование алгоритма сравнения. Если заявка на продвижение проходит гладко, это может значительно сэкономить затраты и работу по эксплуатации и техническому обслуживанию. Это лучший выбор для проверки взаимоотношений трансформатора и потребителя в области трансформатора на данном этапе.

При более низкой скорости передачи NPLC в ПЛК система главной станции может получать только одну точку данных напряжения / тока / мощности в день. Регионы трансформаторов, использующие NPLC в качестве местного канала связи, могут использовать данные истории потребителей системы сбора информации об электроэнергии для упрощения автоматической идентификации. Он может получить список подозреваемых клиентов, охватывающий клиентов с несоответствующими отношениями, используя модель больших данных для установления и решения проблем оптимизации.Одновременно с повышением эффективности проверки персонала на месте ее можно также использовать в качестве дополнительной проверки других алгоритмов проверки взаимоотношений между трансформатором и клиентом, а также в качестве плана перехода перед применением технологии BPLC.

B. Применение искусственного интеллекта в области управления потерями линии трансформатора

С развитием нового поколения прикладных исследований технологии искусственного интеллекта, представленных комбинацией глубокого обучения и больших данных, интеллектуальная диагностика потери линии области трансформатора аномалия, основанная на машинном обучении, постепенно стала направлением технологического развития в области управления потерями в линии трансформатора.Интеграция информатики, электроэнергетики, статистики и других дисциплин приводит к прозрачности и интеллектуальности управления потерями в линиях. Анализ искусственного интеллекта, основанный на ситуационной осведомленности и карте знаний, станет основным методом исследования модели диагностики аномалий потери линии и разработки стратегии сокращения потерь. 46–50 46. П. Глаунер, Дж. А. Мейра, П. Валчев, Р. Стейт и Ф. Беттингер, «Проблема обнаружения нетехнических потерь с использованием искусственного интеллекта: обзор», Int.J. Comput. Intell. Syst. 10 , 760–775 (2017). https://doi.org/10.2991/ijcis.2017.10.1.5147. М. Пантели, П. А. Кроссли, Д. С. Киршен и Д. Дж. Собайич, «Оценка влияния недостаточной осведомленности о ситуации на работу энергосистемы», IEEE Trans. Power Syst. 28 , 2967–2977 (2013). https://doi.org/10.1109/tpwrs.2013.224070548. X. He, L. Chu, RC Qiu, Q. Ai и Z. Ling, «Новый подход к информированию о ситуации на основе данных для будущих гридов – использование больших случайных матриц для моделирования больших данных», IEEE Access 6 , 13855 –13865 (2018).https://doi.org/10.1109/access.2018.280581549. Ф.Л. Грейцер, А. Шур, М. Пэджет и Р.Т. Гуттромсон, «Осмысленный взгляд на осведомленность о ситуации в работе электросетей», в Общее собрание Общества энергетики и энергетики IEEE – Преобразование и поставка электроэнергии в 21 веке ( IEEE, 2008) 50. W. Wu, L. Cheng, Y. Zhou, B. Xu, H. Zang, G. Xu и X. Lu, «Сравнительный анализ суточных потерь в линиях в областях низковольтных трансформаторов в энергосистеме на основе надежной нейронной сети», Прил.Sci. 9 , 5565 (2019). https://doi.org/10.3390/app65 Опираясь на большое количество исторических случаев управления потерями в линии и анализа ситуаций, он может создать системную модель прогнозирования потерь в линии трансформатора на основе глубокого обучения; изучить технологию извлечения знаний, представления знаний и извлечения знаний о коэффициенте потерь в линии в области трансформатора; построить карту знаний о коэффициенте потерь в линии трансформатора; и, наконец, реализовать автоматическую генерацию стратегии снижения потерь в области трансформатора посредством ситуационной осведомленности и обоснования знаний.Такие исследования значительно улучшат эффективность управления потерями в линии в области трансформатора. В то же время, это может улучшить способность управленческого персонала области трансформатора контролировать общую ситуацию с потерями в линии области низковольтного трансформатора и оценивать будущую тенденцию. Приложение может поддерживать принятие решений по управлению потерями в линии в области трансформатора и улучшать комплексный уровень управления потерями в линии в области трансформатора.

Рассчитаны выбросы от потерь электроэнергии в электросети

Когда дело доходит до стратегий по замедлению последствий изменения климата, идея сокращения потерь энергии редко упоминается. Но в нашей недавней статье «Nature Climate Change» утверждается, что сокращение потерь в энергетическом секторе, особенно с упором на энергосистему, может стать решающим рычагом для снижения национальных выбросов.

Неэффективная глобальная инфраструктура передачи и распределения электроэнергии требует дополнительной выработки электроэнергии для компенсации потерь.А страны, на долю которых приходится большая доля производства ископаемого топлива и неэффективная сетевая инфраструктура, или их комбинация, являются основными виновниками того, что мы называем «компенсационными выбросами». Эти выбросы являются результатом дополнительной электроэнергии, часто вырабатываемой из ископаемого топлива, необходимой для компенсации потерь в сети.

Мы подсчитали, что во всем мире компенсационные выбросы составляют почти миллиард метрических тонн эквивалента углекислого газа в год в том же диапазоне, что и годовые выбросы от тяжелых грузовиков или всей химической промышленности.При обследовании инфраструктуры передачи и распределения в 142 странах мы также определили, что примерно 500 миллионов метрических тонн углекислого газа можно сократить за счет повышения эффективности глобальной сети.

Как мы получили числа

Большая часть электроэнергии вырабатывается на центральных электростанциях и передается по высоковольтным линиям электропередачи на большие расстояния, а затем отправляется локально по так называемой распределительной сети – полюсам и проводам, которые подключаются к конечным потребителям.Когда мощность проходит через эту сеть, сопротивление металлических проводов вызывает нагрев. Это приводит к тому, что часть энергии топлива, используемого для производства электроэнергии, теряется при транспортировке.

Для количественной оценки выбросов парниковых газов в результате этого процесса мы использовали метод, называемый оценкой жизненного цикла. Наш анализ выходит за рамки горения только на электростанции. Мы количественно оценили глобальные выбросы от колыбели до могилы: от добычи топлива путем сжигания на электростанции, а затем от передачи и распределения потребителю.Наши расчеты основаны на структуре электроэнергии и потерях при передаче и распределении, уникальных для каждой страны.

Наше исследование показало, что потери сильно различаются в зависимости от страны. В 2016 году совокупные потери при передаче и распределении достигли 19% в Индии и 16% в Бразилии. Но их было более 50% в Гаити, Ираке и Республике Конго. Это означает, что только половина произведенной электроэнергии поступила к потребителям или была выставлена ​​на счет потребителям как полезная мощность – другая половина была потеряна в пути.

Реклама

В более развитых странах потери были ниже: в то время как в США в 2016 году потери составили 6%, в Германии – 5%, а в Сингапуре – 2%. Эти цифры демонстрируют, что передача энергии на короткие расстояния в крупные населенные пункты более эффективна, чем передача энергии на большие расстояния ко многим рассредоточенным сельским потребителям.

Половины потерь и связанных с ними выбросов можно избежать

Результирующие выбросы реальны, как и решения.Но устранение факторов, снижающих потери при передаче и распределении, не обязательно является простой задачей.

Технические потери проще всего устранить путем развертывания более передовых технологий и модернизации существующей инфраструктуры как для передачи электроэнергии на большие расстояния, так и для распределения на местном уровне. Улучшения в передаче могут быть достигнуты, например, путем замены неэффективных проводов, использования сверхпроводников, которые уменьшают сопротивление в проводах и, следовательно, потери энергии, а также управляя потоком мощности и постоянным током высокого напряжения.

Точно так же улучшения в распределении могут быть достигнуты за счет лучшего управления нагрузкой и распределением мощности, а также конфигурацией линий распределения. Инновации, такие как внедрение цифровых технологий для маршрутизации потоков мощности, также могут сыграть свою роль.

Решения для нетехнических потерь являются более сложными и могут лишь частично сократить связанные выбросы. Причины высоких потерь разнообразны и могут возникать, например, в экстремальных явлениях, таких как ураганы, обрушившиеся на Гаити и Пуэрто-Рико в последние годы, или война, или сочетание слабого управления, коррупции и бедности, как это наблюдается в Индии. .Для любого типа потерь страны с большой долей производства ископаемого топлива и наиболее неэффективной сетевой инфраструктурой могут сократить наибольшие выбросы и получить наибольшие экологические выгоды от сокращения потерь при передаче и распределении.

Воздействие на климат

Хотя в нашей статье освещается несколько важных технологических решений – счетчики с защитой от несанкционированного доступа, управленческие решения, такие как инспекция и мониторинг, а также реструктуризация владения и регулирования энергосистемы, – это, безусловно, лишь небольшие строительные блоки, которые помогают странам двигаться по пути устойчивого развития.

Удивительно, но очень немногие страны включили потери при передаче и распределении в свои национальные обязательства по сокращению выбросов парниковых газов в рамках Парижского соглашения 2015 года. Наш анализ показал, что только 32 страны упоминают об эффективности сети, а 110 упоминают какую-либо форму возобновляемой энергии. Из-за очень дырявой сети часть денег, потраченных на добавление возобновляемых источников энергии, будет потрачена впустую.

Поскольку страны планируют усилить климатические амбиции в 2020 году, декарбонизация электроэнергетики будет играть жизненно важную роль.Мы считаем, что объединение низкоуглеродной электроэнергии с эффективной сетью обеспечит сектор чистой энергетики, который улучшит национальную инфраструктуру и минимизирует ущерб для климата в будущем.

Сара Мари Джордан, доцент кафедры энергетики, ресурсов, окружающей среды и канадских исследований, Школа перспективных международных исследований, Университет Джона Хопкинса, и Кавита Сурана, доцент-исследователь, Центр глобальной устойчивости, Мэрилендский университет

Эта статья переиздана из The Conversation под лицензией Creative Commons.Прочтите оригинальную статью.

A100

% PDF-1.4 % 2 0 obj > / OCGs [51 0 R] >> / Pages 3 0 R / Type / Catalog / ViewerPreferences 48 0 R >> эндобдж 49 0 объект > / Шрифт >>> / Поля 55 0 R >> эндобдж 50 0 объект > поток application / pdf

  • Администратор
  • A100
  • 2015-11-26T20: 35: 43 + 08: 00pdfFactory Pro www.pdffactory.com2015-11-27T13: 54: 32 + 01: 002015-11-27T13: 54: 32 + 01: 00pdfFactory Pro 3.50 (Windows 7 китайский (упрощенный)) uuid: b80e611e-6356-4eaa-934e-48