На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Актуально

01.06.2014 Задачи обеспечения экономичности и надежности электроснабжения потребителей

 

Задачи обеспечения экономичности и надежности электроснабжения потребителей

 

Надежное электроснабжение потребителей, поддержание требуемого качества электроэнергии и минимизация потерь в сетях являются основой государственной политики в сфере электроэнергетики. Достичь высоких результатов здесь можно с помощью автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии. Их основу сейчас составляют многофункциональные микропроцессорные технические средства, которые позволяют производить сбор, передачу, обработку, отражение информации и при необходимости выдавать сигналы для управления различными устройствами.

 

The key aims of economics and state policy in electroenergetics are providing consumers with electric power, maintenance of the required quality of electric power and minimization of losses in electrical networks. Today it is possible to apply automated control systems and account of electric power in order to achieve great results in this area; their bases consist of multifunction microprocessor-based technical equipment for collection, transmission, processing, display of information including the case of necessity for giving signals to manage devices.

 

Об экономичности электроснабжения всех отраслей экономики в любом регионе можно судить по обоснованным тарифам на электроэнергию, если в них отражаются все составляющие затрат на генерацию, передачу, распределение энергии и компенсацию ее потерь. Судить о надежности электроснабжения можно только на основании объективной статистики и соответствующих расчетов, в том числе сопутствующих им (расчет и оценка ущербов от перерывов электроснабжения и снижения качества электроэнергии).

Опыт ряда стран показал, что потери электроэнергии – одна из главных составляющих затрат при ее передаче и распределении. В то же время подтвердилось, что влияние этих потерь можно минимизировать при соблюдении ряда условий. Например, в электрических сетях Японии (рис. 1) с 1950-го по 2000 г. потери электроэнергии были снижены с 25 до 5 % [1].

 

 

Подобное снижение потерь и его темп обусловила глубокая интеллектуализация сети с обеспечением автоматизации управления режимами электрических сетей, учета электроэнергии, автоматизированного сбора и обработки информации о потреблении.

Показатели по потерям электроэнергии в различных регионах России разные, и их разброс существенный (от 7–8 до 35 %) из-за различного соотношения доли промышленного потребления. Так, в регионах, где промышленный сектор потребляет 60–70 % электроэнергии, ее коммерческие потери составляют 10 % (рис. 2). Для сравнения на рис. 2 среди множества точек показана и точка, относящаяся к Беларуси (dw = 59,42 %, ∆W = 11,19 % за 2010 г.). Наибольшие коммерческие потери электроэнергии имеют место в тех регионах России, где промышленность практически отсутствует, преобладают бытовое электропотребление и сельскохозяйственные нагрузки. Подобный вывод подтверждается данными по потерям электроэнергии в электрических сетях ряда стран (%): Нидерланды – 4, Германия – 5, Япония – 5,2, Италия – 6,9, США – 7,2, Франция – 7,8, Швейцария – 8,3, Испания – 8,4, Австрия – 8,9, Канада – 9,8, Новая Зеландия – 11, Камерун – 13, Мали – 21,2, Нигерия – 30, Уганда – 38. В 2003 г. доля потерь электроэнергии в сетях промышленно развитых стран и стран с неразвитой экономикой отличалась в 7–8 раз.

 

 

Дополним информацию данными по ряду стран Европы (табл. 1) [2]. По цифрам в таблице можно судить как о тенденции изменения потерь электроэнергии в течение 30 лет, так и о возможной корреляционной связи между долей электропотребления в коммунально-бытовом секторе и суммарной долей потерь в сетях. Анализ показывает, что в некоторых странах (Болгария, Румыния, Венгрия – страны бывшего СЭВ) имели место как высокая доля электропотребления в промышленности, так и потери в сетях. В большинстве других стран такой тенденции не наблюдалось. Как правило, в наиболее развитых странах потери энергии в электрических сетях уже в 1970-е гг. составляли не более 6–7 % от объема генерации.

 

Таблица 1

Электропотребление и потери электроэнергии в странах Европы и СССР (1972 г.)

Страна

Промышленность

Коммунально-бытовой сектор

Потери электроэнергии

ТВ•ч

%

ТВ•ч

%

ТВ•ч

%

Нидерланды

23,2

53,7

19,1

44,2

2,6

6,0

ФРГ

137,0

54,2

106,9

42,3

16,5

6,5

Франция

86,0

58,6

54,7

37,3

10,6

7,2

Бельгия

22,1

67,6

9,8

30,0

2,4

7,3

Финляндия

16,7

67,3

7,9

32,1

1,9

7,7

Греция

6,8

59,6

4,6

40,4

1,0

8,8

Великобритания

92,0

40,8

131,0

58,0

20,0

8,9

Чехословакия

32,7

72,3

9,8

21,7

4,2

9,3

Польша

44,8

70,3

15,5

24,3

7,1

11,1

Италия

74,4

63,6

38,7

33,1

13,0

11,1

Австрия

11,9

49,4

10,5

43,6

2,8

11,6

ГДР

39,3

65,6

19,3

32,2

7,0

11,7

Дания

4,2

27,5

11,0

71,9

1,8

11,8

Ирландия

2,0

35,1

3,7

64,9

0,7

12,3

Норвегия

34,0

62,1

20,3

37,1

8,2

15,0

Португалия

4,6

62,1

2,6

35,1

1,2

16,2

Швеция

10,6

56,5

14,1

52,8

4,6

17,2

Болгария

12,4

65,6

5,9

31,2

4,3

22,8

Румыния

24,8

77,2

6,6

20,5

8,0

24,9

Венгрия

10,9

74,1

3,1

21,1

4,4

29,9

СССР

552,9

70,8

166,6

21,3

69,3

8,9

 

Основные коммерческие потери электроэнергии (до 80 %) сосредоточены в сетях 110 кВ и ниже, из них 30–35 % – в сетях 0,4–10 кВ. Динамика роста электропотребления в коммунально-бытовом секторе опережает аналогичную динамику в промышленности. Следовательно, именно в этом направлении необходимо сосредоточить основные усилия разработчиков технических и программных средств, схемных решений, поиск новых подходов к обеспечению бесперебойного электроснабжения потребителей при существенном снижении коммерческих потерь энергии. Подобный вывод подтверждает и тот факт, что практически вся генерация в виде нетрадиционных источников рассредоточена по большим территориям с незначительными по мощности генерирующими источниками (солнечные, биогазовые и другие энергоустановки). Выдача электрической энергии в сеть с таких электроустановок происходит в лучшем случае на напряжении 10 кВ, причем локальный энергоисточник может быть включен на параллельную работу с энергосистемой только при соблюдении всех правил включения (частота, напряжение, качество электроэнергии, соответствие коммутационной и защитной аппаратуры регламентируемым нормативными документами требованиям).

Переход к рыночным отношениям в энергетике России показал, что из-за включения нормативных потерь электроэнергии в тариф на услуги по ее передаче наметилась опасная тенденция подгонки этих нормативов под фактические потери. Так, из в табл. 2 следует, что рассчитанные акционерными обществами (АО-энерго) нормативы выше вычисленных по методике Федеральной энергетической комиссии (ФЭК), практически равны отчетным потерям или даже превышают их [1]. Эта практика приводит к росту тарифов на услуги по передаче электроэнергии и тарифов на электроэнергию для потребителей. Рост тарифов создает стимулы для хищения электроэнергии, что ведет к коммерческим потерям.

 

Таблица 2

 

Соотношение потерь и норматива потерь электроэнергии
в сетях энергосистем России

АО-энерго

Потери электроэнергии за 2002 г., %

Отчетные

По нормативу, рассчитанному АО-энерго

По нормативу ФЭК

«Астраханьэнерго»

14,02

14,02

11,84

«Вологдаэнерго»

7,81

8,19

7,30

«Калугаэнерго»

13,11

13,12

11,33

«Тверьэнерго»

20,21

20,21

14,43

«Курганэнерго»

16,64

16,54

14,00

«Читаэнерго»

19,20

19,33

16,33

«Амурэнерго»

22,61

22,62

16,93

«Хабаровскэнерго»

23,63

25,86

16,83

 

Единственный выход из сложившейся ситуации – создание полномасштабных автоматизированных систем одновременно с переходом к рыночным отношениям. Данные системы обеспечивают не только контроль и учет электроэнергии на всех стадиях, но и составление балансов энергии по всем узлам в схемах ее передачи, расчет потерь на основе точных измерений [4], учет перерывов электроснабжения с ведением соответствующей базы, оценку показателей качества электроэнергии и их влияния на характеристики сетей энергопотребляющего и сетевого оборудования. Все базы данных должны быть защищены от несанкционированного вмешательства и возможной коррекции со стороны заинтересованных лиц, потому что любое принятие решений на основе недостоверной информации ведет к серьезному ущербу.

Сегодня, например, нет достоверных данных о повреждаемости элементов схем электроснабжения из-за отсутствия автоматизированного контроля за текущим состоянием в процессе работы и диагностики их состояния. Результаты официальной статистики становятся основой оценки деятельности эксплуатационного персонала и администрации энергетических служб. Подобную статистику нельзя брать за основу технико-экономических обоснований повышения надежности электроснабжения, расчетов ущербов от перерывов электроснабжения, потерь энергии, в том числе коммерческих, оценок качества электроэнергии и т. д. Нельзя также допускать, чтобы было две статистики – официальная и неофициальная, поскольку чем достовернее информационное обеспечение при построении автоматизированных систем любого вида, тем выше результат от их функционирования.

Эксплуатация не только силового и электросетевого оборудования, но и поступающего с заводов-изготовителей для создания систем автоматизации современного уровня является базовым «полигоном», где определяются достоинства и недостатки в работе оборудования. Это позволяет организовать обратную связь: информирование заводов, организаций – изготовителей оборудования и разработчиков программного обеспечения о выявленных в процессе эксплуатации дефектах без их фильтрации и корректировок. Особенно актуально это в условиях конкуренции, поскольку любой изготовитель оборудования старается представить свое в лучшем виде, опираясь на единичные примеры, а не на официальную статистику. Ее может представить только эксплуатирующая организация. В свою очередь последняя может собирать достоверную информацию только с применением технических средств – своеобразных «черных ящиков», какими могут являться и интеллектуальные измерительные микропроцессорные приборы с соответствующим программным обеспечением, памятью и информационными выходами.

На примере силового трансформатора ТМ 630/10 рассмотрим возможный вариант оценки влияния несинусоидальности напряжения на сокращение срока службы. В [5] приведена графическая зависимость относительного сокращения срока службы изоляции трансформатора от коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения Kи, построенной при различных значениях коэффициента загрузки Kз. Коэффициент искажения синусоидальности согласно ГОСТ 13109-97 определяется по формуле:

 

(1)

 

где ui – действующее значение напряжения основной частоты для i-го наблюдения, В (кВ);

N – число наблюдений (не менее 9 при длительности наблюдения 3 с на интервале 24 ч).

Согласно формуле (1) периодичность контроля по данному показателю устанавливается не реже 1 раза в 2 года.

 

 

Другой параметр зависимости (∆Tx), приведенный на рис. 3, определяется как:

DТх = (Т – Тнкэ) / Т = 1 – е–aDt, (2)

где Tнкэ – срок службы при некачественной электроэнергии, лет;

a – коэффициент старения изоляции (для трансформаторов a = 0,1155 °С–1);

∆t – превышение температуры обмотки трансформатора в наиболее нагретой точке над температурой окружающей среды.

Как следует из приведенных формул и рис. 3, замена периодического контроля параметров оперативным означает следующее:

• коэффициент загрузки Kз трансформатора при наличии автоматизированного энергоучета с передачей информации в базу данных на верхний уровень АСКУЭ может быть определен на любом временном отрезке. В результате информационное поле (рис. 3) нужно рассматривать отдельно для каждого варианта Kз с последующим расчетом его средневзвешенного значения:

 

(3)

 

где Т1, Т2, …, Тi – время работы трансформатора с коэффициентами загрузки Kз1, Kз2, …, Kзi;

• коэффициент искажения синусоидальности Kи при наличии анализатора качества электроэнергии в данном узле питания или наличии этой функции в цифровом многофункциональном электронном счетчике оперативно контролируется и вычисляется по формуле (1), а его усредненные на n-секундных интервалах значения определяются с применением формулы (3) на тех же временных отрезках;

• превышение ∆t температуры обмотки трансформатора в наиболее нагретой точке над температурой окружающей среды в оперативном режиме можно определить непосредственными замерами с помощью датчиков температуры с цифровыми информационными выходами (два датчика, как в традиционном теплосчетчике). Принцип усреднения данных и в этом случае аналогичен (3).

Таким образом, при формировании базы данных, содержащей массивы показателей Kз, Kи и ∆t, можно по истечении любого времени определить величину относительного сокращения срока службы изоляции трансформатора от коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения, загрузки трансформатора и превышения температуры его обмоток над температурой окружающей среды. В табл. 3 приведены пример таких данных, результаты расчета значений ∆Tx по формуле (2) при различных величинах ∆t и коэффициент загрузки трансформатора. В таблице значения коэффициента загрузки упорядочены по возрастанию. Приращения температуры ∆t соответствуют коэффициентам загрузки, то есть возрастают. Принято, что коэффициент искажения несинусоидальности при росте нагрузки изменяется линейно, причем уменьшается. Приведена длительность каждого из семи временных отрезков. В целом общая длина отрезков равна 8 760 ч, то есть одному году.

 

Таблица 3

 

Исходные и расчетные величины формируемой базы данных для оценки срока службы трансформатора

Dt

ti

DTx

DT–x

0,7

1

7

1 000

0,109

0,109

0,75

2

6

1 000

0,2062

0,1576

0,8

3

5

1 000

0,2928

0,202

0,85

4

4

1 000

0,37

0,2445

0,9

5

3

1 500

0,4387

0,2974

0,95

6

2

1 500

0,4999

0,3329

1,0

7

1

1 760

0,5564

0,3846

 

Расчет значений ∆Tx на каждом из временных отрезков показал, что при работе с коэффициентом загрузки, равным 0,7, ∆t = 1 °С, Kи = 7 %. Срок службы трансформатора сокращается на 0,109 о. е., или на 10,9 %. При Kз = 1,0, ∆t = 7 °С, Kи = 1 % значение ∆Tx составляет 55,46 %.

Поскольку в течение года коэффициент загрузки трансформатора меняется из-за сезонности и неравномерности суточных графиков нагрузки, вычислили среднее значение DT–x по формуле:

 

(4)

 

DT–x = (0,109 + 0,2062 + 0,2998 + 0,37 +

+ 0,4387 ´ 1,5 + 0,5 ´ 1,5 + 0,5546 ´ 1,76) /

/ 8,76 = 0,3846 = 38,46 %

В последней колонке табл. 3 приведены средние значения DT–x, рассчитанные с нарастающим итогом на отрезках времени t1, t1 + t2, t1 + t2 + t3, …, t1 +…+ t7. Видно, что при исходных данных в колонках 1–4 темп сокращения срока службы трансформатора будет ниже, чем в случае, когда он рассчитан для каждого временного отрезка раздельно. Разумеется, этот вывод не является однозначным, так как, например, местный перегрев изоляции может быть высоким и при невысоком коэффициенте загрузки трансформатора, а коэффициент несинусоидальности напряжения может иметь не функциональную, а только корреляционную связь с коэффициентом загрузки трансформатора. Систематическое ведение информационной базы данных по результатам работы трансформатора позволяет путем решения задач оценки диагностики его состояния выполнять и другие задачи, то есть планировать ремонтно-эксплуатационное обслуживание на основе расчетов объемов и периодичности текущих, капитальных ремонтов и замен.

Кроме несинусоидальности напряжения, с надежностью и экономичностью электроснабжения связаны и другие показатели качества электроэнергии. Существенно влияет на него и несимметрия токов, обусловленная преобладанием однофазных вводов в распределительных сетях 0,38/0,22 кВ, а также невысокой долей трехфазных потребителей на этом напряжении.

Вопросы симметрирования нагрузок в электрических сетях с применением поступающего от АСКУЭ информационного обеспечения поднимаются в публикациях, в которых рассматриваются варианты симметрирования нагрузок с использованием их оперативного переключения на незагруженные фазы, а также варианты использования искусственных нейронных сетей и данных АСКУЭ. В статье [6] показано, что возможности дистанционного автоматизированного энергоучета могут быть значительно расширены, если системы АСКУЭ интегрировать в другие автоматизированные локальные системы, создавая единую информационную базу для решения целых комплексов задач АСУ ТП (АСУ технологическими процессами) и ряда других.

В публикации [7] на основании предложенного метода перераспределения нагрузок потребителей для равномерной загрузки в сетях 0,38/0,22 кВ показано, что при использовании математических ожиданий токов в максимум нагрузки для летнего и зимнего периодов потери электроэнергии ниже на 12,3 % за летний сезон и на 10,4 % за зимний, чем потери электрической энергии при использовании замеренных в максимум нагрузки токов на подстанции в соответствии с традиционным подходом. Заметим, что подобные ожидаемые результаты получены для случая неиспользования основной и дополнительной оперативной перекоммутации нагрузок по фазам. При использовании и этого варианта результат будет еще существеннее.

Таким образом, наращивание функций АСКУЭ и снижение потерь электроэнергии в распределительных сетях путем симметрирования электрических нагрузок – эффективно и целесообразно.

 

Выводы

 

1. Задачи обеспечения экономичности и надежности электроснабжения потребителей в современных условиях развития информационных технологий могут быть успешно решены путем создания баз данных с использованием интеллектуальных многофункциональных технических средств. Их основу составляют многоуровневые автоматизированные системы контроля, учета и управления передачей, распределением и потреблением электроэнергии в сочетании (или объединении) со средствами анализа качества электроэнергии и датчиками с цифровыми информационными выходами.

2. Базу данных нужно вести оперативно с соблюдением всех правил (анализ достоверности, дублирование при необходимости и т. д.) и обеспечивать решение задач коммерческого учета электроэнергии, надежности и экономичности электроснабжения.

3. Внедрение средств глубокой интеллектуализации сетей с обеспечением автоматизации управления их режимами, учета электроэнергии, автоматизированного сбора и обработки информации о ее потреблении и качестве в развитых странах показал, что там достигнуты высокие результаты в части снижения потерь электроэнергии, а также в области повышения надежности и управляемости сетями.

 

Евгений ЗАБЕЛЛО,
доктор технических наук, профессор,
Виталий БУЛАХ,
аспирант БГАТУ,
Виктор МОШКО,
магистрант БГАТУ

 

(Статья поступила в редакцию 22.05.2014 г.)

 

Литература

 

1. Симакин И. О., Пятигор В. И., Воротницкий В. Э., Калинкина М. А. Динамика, структура, методы анализа и мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38–110 кВ распределительных сетевых компаний (АО-энерго России). – М., 2004.

2. Eberhard Posner. Entwicklungs-tendenzen in der Electrizitatswirtschaft der ECE-Region. Die Aufbereitungstechnik aut der Hannover Messe, 1975.

3. Забелло Е. П., Евсеев А. Н. Информационное обеспечение коммерческого и технического учета электрической энергии при ее генерации, передаче, распределении и потреблении // Промышленная энергетика. – 2007. – № 12.

4. Забелло Е. П., Евсеев А. Н. Распределение потерь электроэнергии в общих элементах электрической сети между различными потребителями // Промышленная энергетика. – 2002. – № 7.

5. Жежеленко И. В., Саенко Ю. Л., Горпинич А. В. Влияние качества электроэнергии на сокращение срока службы и надежности электрооборудования // Электрика. – 2008. – № 3.

6. Забелло Е., Булах В. Симметрирование электрических нагрузок по фазам при преобладании однофазных вводов // Энергетика и ТЭК. – 2014. – № 2.

7. Мирошник А. А. Снижение несимметрии токов нагрузки в электрических сетях 0,38/0,22 кВ с использованием искусственных нейронных сетей и данных АСКУЭ // Электрические станции. – 2014. – № 3.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком