Железко Ю.С. Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций
Подождите немного. Документ загружается.
7.7. Показатели, получаемые от приборов учета, являются детерминированными.
Составляющие потерь, получаемые расчетным путем, физически не могут иметь 100%-й
достоверности, поэтому их целесообразно представлять в виде трех значений: среднего
значения и двух границ интервала возможных значений.
Структура поступления, полезного отпуска
и потерь электроэнергии по ступеням напряжения
110 кВ
W
п
Поступление энергии в сеть 110 кВ и выше
110 кВ
ΔW
110
Потери в сети 110 кВ и выше
W
О 110
Полезный отпуск на напряжении 110 кВ и
выше
35 кВ
W
П 35
Поступление в сеть 35 кВ
35 кВ
ΔW
35
Потери в сети 35 кВ
W
О 35
Полезный отпуск на напряжении 35 кВ
10 кВ
W
П 10
Поступление в сеть 6-20 кВ
W
О 10
П.Ф
Полезный отпуск в потребительские фидера
6-20 кВ
10 кВ
ΔW
10
Потери в сети 6-20 кВ
W
О 10
ТП
Полезный отпуск в потребительские ТП
6-20 кВ
0,4 кВ
W
О 0,4
П.Л
Полезный отпуск в потребительские линии
0,4 кВ
31
0,4 кВ
ΔW
0,4
Потери в сетях 0,4 кВ
W
О 0,4
С
Полезный отпуск из линий 0,4 кВ,
принадлежащих энергоснабжающей
организации
Рис.1. Структура поступления, полезного отпуска и потерь электроэнергии
32
6,
5
9
,
0
Отчетные потери
(
без расхода на
собс
т
венные нужды подстанций) = 11,2%
Технические потери (расчет), %
6,6 8,2
Погрешности учета
(
расчет), %
Переучет
0,
1
Недоучет
0,
8
Коммерческие потери,
%
2,
2
min
4,7
max
Потери неопределенной
структуры
, %
2,4
Технические потери не меньше
6,6%
Коммерческие потери не меньше
2,
2
%
Потери гарантированной структуры (сумма)
8,8%
Потери неопределенной структуры
11,2-
8
,
8
=
2,
4%
min
max
Рис. 2. Интервальные оценки структурных составляющих потерь
33
7.8. Для определения верхней и нижней границ суммарного показателя, являющегося
суммой или разностью других показателей, выраженных в интервальной форме, вначале
определяют размах изменения каждого показателя
D = W
max
- W
min ,
(7.3)
а затем значения границ суммарного показателя по формуле:
222
...
2
1
kmnср
DDDWW
(7.4)
гдеW
ср
- значение суммы (разности) средних значений показателей; n,m,k - номера
суммируемых показателей.
Пример. Определить интервал неопределенности показателя 16 в таблице 7.1,
являющегося разностью показателя 12 и показателя 13.
Решение.
W
ср
= 15,6 - 12,2 = 3,4
D
12
= 22,9 – 8,3 = 14,6;
D
13
= 19,1 - 5,3 = 13,8;
4,136,60,104,38,136,14
2
1
22
16
ср
WW
Пояснение к табл. 7.1. Анализируя содержание таблицы, сосредоточьтесь,
пожалуйста, на смысле приведенных в ней параметров и отражении ими структуры
потерь и резервов их снижения. Цифры целесообразно рассматривать лишь в первом
столбце таблицы, где они поддаются прямому сложению-вычитанию без всяких диапазонов
и корней. Процедура проведения анализа в виде табл. 7.1 не предполагает ручной работы.
Исходные данные для таблицы (технические потери, допустимые и нормативные балансы
электроэнергии и т.п. в необходимой интервальной форме получают при расчете потерь
электроэнергии по программам комплекса РАП-95 – в части автоматического
определения в процессе расчета потерь их интервальных значений, резервов снижения
потерь и коэффициентов нормативных характеристик потерь комплекс не имеет
аналогов). Расчет самой таблицы автоматизирован в разработанной нами программе СП-
95. В энергосистемах, где предпочитают использовать другие программные средства
расчета потерь, можно ограничиться анализом средних значений, хотя, по мнению автора,
интервальный анализ как раз и представляет основную ценность, позволяя инженеру
избавиться от гипноза кажущейся точности расчетов и оценивать реальность получения
желаемых результатов.
Таблица 7.1а. Структура отпуска и потерь электроэнергии
Примечание. В данной таблице сконцентрированы данные, которыми должен владеть
энергосбыт. Возражения типа -«Где мы возьмем эти данные? Там и счетчиков-то нет. Да
и для отчетности они не требуются» понятны. Но без таких данных невозможно
провести качественный анализ потерь.
Наименование показателя
Значение
показателя,
млн. кВт·ч
+1. Отпуск в сеть для собственных потребителей, всего 2230,0
34
+1.1. в том числе, с шин 6-20 кВ электростанций
+2. Отпущено из сетей 35 кВ и выше, всего (п.2.1 + п.2.2 + п.2.3)
в том числе:
+2.1. потребителям на напряжении 110 кВ и выше
+2.2. потребителям на напряжении 35 кВ
+2.3. на шины 6-20 кВ подстанций 35-110/6-20 кВ
+3. Отпущено с шин 6-20 кВ электростанций и подстанций 35-
110/6-20 кВ (п.1.1 + п. 2.3), всего
в том числе:
+3.1. в фидера 6-20 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы
(технический учет)
+3.2. в потребительские (безпотерьные) фидера
+4. Отпущено из фидеров 6-20 кВ, находящихся на балансе
энергосистемы, всего (п.4.1. +п.4.2)
в том числе:
+4.1. через потребительские распределительные трансформаторы 6-
20/0,4 кВ)
+4.2. на шины 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6-20/0,4
кВ, находящихся на балансе энергосистемы (технический учет),
всего (п.4.2.1. + п.4.2.2)
в том числе:
+4.2.1. в линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы
+4.2.2. непосредственно с шин 0,4 кВ (безпотерьные линии)
+5. Полезный отпуск потребителям на напряжении 6-10 кВ и ниже,
включая расход на производственные и хозяйственные нужды
энергосистемы, всего (п.5.1 + п.5.2)
в том числе:
+5.1. на напряжении 6-20 кВ (п.3.2 + п.4.1)
+5.2. на напряжении 0,4 кВ
+5.2.1. из них населению
6. Потери в сетях, всего (п.1–п.2.1–п.2.2- п.5.1-
п.5.2)=(п.6.1+п.6.2+п.6.3)
-(% к п.1)
в том числе:
6.1. в сетях 35 кВ и выше (п.1–п.1.1–п.2)
- (% к п.1-п.1.1)
- (% к п.1)
6.2. в сетях 6-20 кВ (п.3.1–п.4)
- (% к п. 4)
- (% к п.1)
6.3. в сетях 0,4 кВ (п.4.2–п.5.2)
- (% к п. 4.2)
- (% к п.1)
30,0
2090,0
500,0
100,0
1490,0
1520,0
1120,0
400,0
1040,0
300,0
740,0
600,0
140,0
1350,0
700,0
650,0
300,0
280,0
(12,56%)
110,0
(5,00%)
(4,93%)
80,0
(7,69%)
(3,59%)
90,0
(12,16%)
(4,04%)
35
Таблица 7.1б. Анализ потерь электроэнергии
Примечание. Данная таблица – поле деятельности инженерного персонала,
проводящего расчеты технических потерь, анализ структуры отчетных потерь и
разработку плана мероприятий по их снижению на основе: а) данных энергосбыта по
табл.7.1.а и б) результатов собственных расчетов технических потерь.
Наименование показателя
Среднее
значение
показателя
Границы
интервала значений
нижняя верхняя
Сети 35 кВ и выше**
7. Расчетные технические потери в сетях 35 кВ и
выше, всего
в том числе:
*7.1. нагрузочные
*7.2. холостого хода (включая токи утечки по
изоляции высоковольтных кабельных линий)
*7.3. на корону и из-за токов утечки по
изоляторам ВЛ
*7.4. в компенсирующих устройствах 35 кВ и
выше
*7.5. в измерительных трансформаторах 35кВ и
выше и 6-20 кВ, присоединенных до счетчиков
технического учета на вводах 6-20 кВ
* 8. Из п. 7 в сетях 35 кВ
+ 9. Расход на собственные нужды подстанций
35 кВ и выше с присоединением трансформатора
собственных нужд до счетчика технического учета
* 10. Потери, обусловленные допустимой
инструментальной погрешностью системы учета
электроэнергии в сетях 35 кВ и выше
* 11. Потери, обусловленные нормативной
инструментальной погрешностью системы учета
электроэнергии в сетях 35 кВ и выше
* 12. Допустимый небаланс электроэнергии в
сетях 35 кВ и выше
* 13. Нормативный небаланс электроэнергии в
сетях 35 кВ и выше
14. Фактический небаланс электроэнергии в
сетях 35 кВ и выше (п.6.1 - п.7(среднее значение) -
п.9)
15. Превышение фактического небаланса над
допустимым в сетях 35 кВ и выше – коммерческие
80,0
41,0
24,0
13,0
1,4
0,6
4,0
5,0
15,6
12,2
15,6
12,2
25,0
9,4
75,5
38,0
22,5
9,0
1,2
0,5
3,6
5,0
9,8
7,0
8,3
5,3
25,0
0,8
84,5
44,0
25,5
17,0
1,6
0,7
4,4
5,0
21,4
17,4
22,9
19,1
25,0
18,0
36
потери (п.14 – п. 12)
16. Превышение допустимого небаланса над
нормативным в сетях 35 кВ и выше – резерв
улучшения характеристик приборов учета (п.12–
п.13)
Сети 6-20 кВ
17. Расчетные технические потери в сетях 6-20
кВ, всего
в том числе:
*17.1. нагрузочные
*17.2. холостого хода (включая потери от токов
утечки по изоляции кабелей)
*17.3. из-за токов утечки по изоляторам
воздушных линий
*17.4. в компенсирующих устройствах
*17.5. в измерительных трансформаторах,
присоединенных после счетчиков технического
учета
+ 18. Расход на собственные нужды подстанций
35 кВ и выше с присоединением трансформатора
собственных нужд после счетчика технического
учета
* 19. Потери, обусловленные допустимой
инструментальной погрешностью системы учета
электроэнергии в сетях 6-20 кВ
* 20. Потери, обусловленные нормативной
инструментальной погрешностью системы учета
электроэнергии в сетях 6-20 кВ
* 21. Допустимый небаланс электроэнергии в
сетях 6-20 кВ
* 22. Нормативный небаланс электроэнергии в
сетях 6-20 кВ
23. Фактический небаланс электроэнергии в
сетях 6-20 кВ (п.6.2-п.17(среднее значение)-п.18)
24. Превышение фактического небаланса над
допустимым в сетях 6-20 кВ – коммерческие
потери (п.23 – п.21)
25. Превышение допустимого небаланса над
нормативным в сетях 6-20 кВ – резерв улучшения
характеристик приборов учета (п.21 – п. 22)
Сети 0,4 кВ ***
* 26. Расчетные технические потери в сетях 0,4
3,4
51,8
15,7
32,1
0,3
3,2
0,5
2,1
17,8
13,1
17,8
13,1
26,1
8,3
4,7
42,4
-6,6
49,5
14,3
30,3
0,2
3,0
0,4
2,1
11,1
8,7
10,7
8,1
26,1
1,2
-4,0
32,2
13,4
54,1
17,1
33,9
0,4
3,4
0,6
2,1
24,5
17,5
24,9
18,1
26,1
15,4
13,4
52,6
37
кВ
* 27. Потери, обусловленные допустимой
инструментальной погрешностью системы учета
электроэнергии в сетях 0,4 кВ
* 28. Потери, обусловленные нормативной
инструментальной погрешностью системы учета
электроэнергии в сетях 0,4 кВ
29. Допустимые коммерческие потери (при ПС =
2,0 по формуле (4.1) равны 5% от п. 5.2.1)
*30. Допустимый небаланс электроэнергии в
сетях 0,4 кВ
*31. Нормативный небаланс электроэнергии в
сетях 0,4 кВ
32. Фактический небаланс электроэнергии в
сетях 0,4 кВ (п.6.3 - п.26 (среднее значение))
33. Превышение фактического небаланса над
допустимым в сетях 0,4 кВ – резерв снижения
коммерческих потерь (п.32 – п.30)
34. Превышение допустимого небаланса над
нормативным в сетях 0,4 кВ – резерв улучшения
характеристик приборов учета (п.30 – п. 31)
Суммарные потери
35. Расчетные технические потери в сетях всех
напряжений (п.7 + п.17)
36. Суммарный расход на собственные нужды
подстанций (п.10 + п.19)
*37. Потери, обусловленные допустимой
инструментальной погрешностью системы учета
электроэнергии в сетях всех напряжений
*38. Потери, обусловленные нормативной
инструментальной погрешностью системы учета
электроэнергии в сетях всех напряжений
*39. Допустимый небаланс электроэнергии в
сетях всех напряжений
*40. Нормативный небаланс электроэнергии в
сетях всех напряжений
41. Фактический небаланс электроэнергии в
15,2
0,5
15,0
30,2
15,5
47,6
17,4
14,7
174,2
7,1
48,6
25,8
63,6
40,8
98,7
14,6
0,1
15,0
20,0
5,3
47,6
7,2
0,2
162,8
7,1
43,5
21,9
51,1
28,4
98,7
15,8
0,9
15,0
40,4
25,7
47,6
27,6
29,2
185,6
7,1
53,7
30,7
76,1
53,2
98,7
38
сетях всех напряжений – сумма коммерческих
потерь, инструментальных погрешностей
приборов учета и погрешности расчета
технических потерь (п.6 - п.27 (среднее значение)
- п.28)
42. Превышение фактического небаланса над
допустимым в сетях всех напряжений
(недопустимые коммерческие потери) (п.41 –
п.39)
43. Суммарные коммерческие потери (п.42 +
п.29)
44. Превышение допустимого небаланса над
нормативным в сетях всех напряжений – резерв
улучшения характеристик приборов учета (п.39
– п.40)
*45. Нормативный расход электроэнергии на
собственные нужды подстанций
46. Резерв снижения расхода электроэнергии
на собственные нужды подстанций (п.36 – п.45)
47. Резервы снижения технических потерь
(расчетный эффект от мероприятий), всего
в том числе:
*в сетях 35 кВ и выше
*в сетях 6-20 кВ и ниже
48. Суммарный резерв снижения потерь (п.42 +
п.44 + п.46+п.47)
35,1
50,1
22,8
6,0
1,1
25,0
9,0
16,0
84,0
22,6
37,6
5,2
6,0
1,1
21,4
7,0
13,0
62,4
47,6
62,6
40,4
6,0
1,1
28,6
11,0
19,0
105,6
** При наличии приборов технического учета электроэнергии на линиях 35 кВ анализ
потерь в сетях этого напряжения производится отдельно от сетей 110 кВ и выше по
аналогичной методике.
*** При отсутствии приборов технического учета электроэнергии на линиях 0,4 кВ
раздельный анализ потерь в сетях 6-20 и 0,4 кВ заменяется анализом их суммарной
величины.
Пояснение. Данные табл. 7.1 представляют собой полноценные сведения о структуре
потерь электроэнергии и резервах их снижения, поэтому таблица может
рассматриваться как форма отчетности по потерям электроэнергии. (По
мнению автора, она может быть единственной формой такой отчетности). Учитывая
39
факт автоматического формирования таблицы программой СП-95, формирование
отчетности труда не представляет.
Основные результаты анализа, приведенного в табл. 7.1, в компактном виде
представлены в табл. 7.2.
Таблица 7.2. Структура потерь электроэнергии и резервов их снижения, млн. кВт·ч
№
Составляющая
потерь
Значение потерь, Резервы
снижения потерь
Перспективный
норматив потерь,
Расчет
ное
Гарант
ирован
ное
Расчет
ные
Гарант
ирован
ные
Расчетн
ый
Гаранти
рованны
й
1
2
3
4
Технические потери
Расход на собственные
нужды подстанций
Недоучет
Коммерческие потери
174,2
7,1
48,6
50,1
162,8
7,1
43,5
37,6
25,0
1,1
22,8
35,1
21,4
1,1
5,2
22,6
149,2
6,0
25,8
15,0
152,8
6,0
43,4
27,5
Всего 280,0 251,0 99,0 50,3 196,0 229,7
Примечание. Расчетные значения представляют собой математические ожидания
величин, фактические значения которых с вероятностью 50% могут быть как выше, так и
ниже их. Гарантированные значения соответствуют вероятности 95% и трактуются
следующим образом: составляющие потерь и резервы их снижения с высокой степенью
вероятности не ниже, а перспективные нормативы не выше их гарантированных значений.
Из данных табл. 7.2 следует, что из 280,0 млн. кВт·ч отчетных потерь 251 млн. кВт·ч
имеют гарантированную структуру, а 29 млн. кВт·ч – неопределенную. Гарантированное
значение перспективного норматива (определенного при существующих схемах и нагрузках
и показывающего, какого уровня потерь можно было бы достичь сейчас, если бы
одномоментно внедрить все возможные МСП) составляет 229,7 млн. кВт·ч (10,3%) при
фактических потерях 12,56%. Текущий норматив на предстоящий год определен в примере 2.
Он составляет 12,26%.
8. Рекомендации по стимулированию персонала
Данный раздел практически не проработан. Было бы очень желательно услышать по
этому вопросу мнения с мест – за что и в каком объеме следует премировать? Вернее,
рекомендовать премировать, так как вряд ли можно обязать руководителя
самостоятельного акционерного общества как ему стимулировать персонал. И, вообще,
нужен ли такой раздел в инструкции?
8.1 Стимулирование персонала к проведению МСП, эффект от которых обеспечивается
самим фактом их проведения (установка батарей конденсаторов, замена проводов на
40