Программное обеспечение энергетического обследования

Программное обеспечение, разработанное организациями-аудиторами, экспертными организациями, аналитическими центрами, учебно-методическими центрами, должно соответствовать требованиям нормативных документов и условиям договоров.

Организации, сертифицированные в Системе РИЭР, могут провести добровольную сертификацию программного обеспечения в Системе добровольной сертификации РИЭР в соответствии с утвержденным Порядком проведения сертификации программного обеспечения (см. приложение).

Расчеты потерь, выполняемые при разработке нормативных характеристик, необходимость проверки и подтверждения достоверности которых третьей стороной контролирующая организация требует, должны выполняться по программам, удовлетворяющим следующим требованиям, обеспечивающим возможность оценки правильности представления в расчетах схем и нагрузок сетей при проверке результатов расчета:

­ программы должны выводить на печать суммарную нагрузку рассчитываемой электрической сети;

­ программы для основных (замкнутых) сетей АО-энерго должны обеспечивать автоматическое варьирование режимов, оставляя необходимость контроля правильности представления лишь базового режима;

­ программы для радиальных сетей 6-20 и 35-110 кВ должны вместе с результатами расчета потерь выводить на печать обобщенные параметры рассчитываемых сетей: суммарные длины линий по сечениям, суммарные мощности трансформаторов и т.п., правильность данных о которых легко проверяется по отчетным данным АО-энерго;

­ программы должны одновременно с расчетом потерь рассчитывать гарантированные резервы их снижения;

­ программы должны рассчитывать потери электроэнергии в целом и каждую их структурную составляющую в виде трех значений: среднего (расчетного) значения и границ интервала их возможных значений, определенных с учетом методических и информационных погрешностей примененного метода расчета;

­ комплекс программ, используемых в АО-энерго для расчета нормативных характеристик потерь, должен позволять рассчитывать все составляющие потерь, входящие в их укрупненную структуру.

Программный комплекс РТП 3.Одним из наиболее известных и распространенных в отечественных электрических сетях является разработанный ОАО «ВНИИЭ» совместно с ООО «Энергоэкспертсервис» комплекс программ РТП 3, который предназначен для расчета технических потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38–220 кВ и для расчета допустимых и фактических небалансов электроэнергии в сети 0,38–6 (10) кВ.

РТП 3 состоит из программ РТП 3.1, РТП 3.2, РТП 3.3.

РТП 3.1 производит:

- расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов в разомкнутых электрических сетях 6(10), 35, 110, 220 кВ;

- расчет потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;

- расчет токов короткого замыкания в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;

- расчет потерь электроэнергии в приборах учета (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики);

- расчет потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании: в вентильных разрядниках, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах, ограничителях напряжения, в устройствах присоединения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанции, от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

- формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по ступеням напряжения с разбивкой на структурные составляющие.

Возможности РТП 3.2:

- расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий в разомкнутых электрических сетях 0,38 кВ;

- расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ.

РТП 3.3 обеспечивает:

- ведение баз данных по потреблению электроэнергии абонентами с привязкой их точек учета к схеме сети;

- расчет допустимого, фактического небалансов и количества неучтенной электроэнергии в разомкнутых электрических сетях.

Расчет по программе РТП 3.1 ведется с помощью базы данных, которая содержит схемные и режимные параметры распределительных сетей.

Интерфейс программы удобен и прост, что позволяет сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети. Ввод схемы существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников. При возникновении каких-либо вопросов во время работы с программой всегда можно обратиться за помощью к справке или к инструкции пользователя.

С помощью программы за один рабочий день оператор может ввести информацию для расчета технических потерь по 30 распределительным линиям 6 (10) кВ средней сложности.

Для наглядности некоторые результаты выводятся на расчетную схему фидера (токи в ветвях, уровни напряжения в узлах, токовая нагрузка на трансформаторах, потоки энергии, токи короткого замыкания). Предусмотрено цветовое отображение загруженных элементов.

Детальные результаты расчета потерь мощности и электроэнергии состоят из двух таблиц с подробной информацией о параметрах режима и результатах расчета по ветвям и узлам фидера.

Все результаты расчета можно сохранять в текстовом формате или формате Excel.

Для облегчения расчета всей совокупности фидеров, хранящихся в базе, существует файл замеров, в который заносятся замеры токов, уровней напряжения, отпусков электроэнергии. С помощью этих данных можно сразу рассчитать все фидеры или выборочно, предварительно не открывая для просмотра рассчитываемую схему.

В программе предусмотрен гибкий режим редактирования, который позволяет вводить любые необходимые изменения исходных данных, схем электрических сетей.

Максимально удобен режим печати. Пользователь всегда может распечатать схему фидера, предварительно просмотрев, как и на каком количестве листов размещается схема (при необходимости изменяется масштаб для вывода изображения на печать).

Программа выполняет различные проверки исходных данных и результатов расчета.

В программе РТП 3.2, предназначенной для расчета установившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38 кВ, реализовано несколько методик расчета с использованием схем электрической сети и без них. Без ввода схем можно выполнять расчеты по наиболее распространенной в практике эксплуатации методике расчета по потере напряжения от трансформаторной подстанции до наиболее электрически удаленной точки сети и по оценочному методу расчета по обобщенным данным электрической сети.

Рис. 2.7.4.1. Результаты расчета потерь мощности и электроэнергии

Расчет режимных параметров и потерь мощности и электроэнергии в сети 0,38 кВ c использованием расчетной схемы можно выполнять по исходным данным, полученным непосредственно для линии 0,38 кВ или по данным трансформаторной подстанции (введенным пользователем или рассчитанным программой). Все расчеты выполняются с учетом несимметричной загрузки фаз, исполнения участков и привязки абонентов к сети. Результатами расчета являются: относительные и абсолютные потери мощности и электроэнергии по каждому участку линии, уровни напряжения в узлах, относительные потери напряжения (в процентах от номинального и заданного в центре питания), коэффициент дополнительных потерь от несимметричной загрузки фаз, максимальное значение потерь напряжения. Результаты расчета и исходные данные по всей базе электрических сетей 0,38 кВ можно сохранять в зависимости от метода расчета в соответствующих таблицах для создания базы результатов расчета по всем фидерам. В таблице суммируются результаты расчета по ТП 6 (10)/0,4 кВ, фидерам 6 (10) кВ, центрам питания, районам электрических сетей, по всем электрическим сетям.

В комплексе программ РТП 3.3 для расчета баланса электроэнергии необходима информация о фактическом полезном отпуске электроэнергии абонентов и классах точности приборов. Если расчеты выполняются по фидеру 6 (10) кВ, а не по сети 0,38 кВ, то дополнительно следует выполнить привязку абонентов и их точек учета электроэнергии к трансформаторным подстанциям.

Расчет баланса выполняется по заданному активному отпуску электроэнергии на головном участке линии за рассчитываемый период, среднему напряжению за этот период на шинах питающей подстанции и коэффициенту мощности. Происходит формирование нагрузки в узлах сети – это сумма потребленной электроэнергии по всем привязанным к этой трансформаторной подстанции точкам учета. Допустимый небаланс электроэнергии определяется по погрешностям измерительных каналов точек учета в соответствии с заданными классами точками и по доле зафиксированного счетчиком количества электроэнергии от суммарного количества электроэнергии, поступившего на фидер.

Результатами расчета баланса электроэнергии являются: фактический и рассчитанный полезный отпуск; технические потери электроэнергии в линиях и трансформаторах; фактический небаланс электроэнергии в абсолютных и относительных единицах; относительный допустимый небаланс электроэнергии, количество неучтенной электроэнергии.

Методики расчета и комплекс программ прошли экспертизу РАО «ЕЭС России» на соответствие отраслевым нормативным требованиям и допущены к использованию в электроэнергетике для расчетов потокораспределения, потерь мощности и электроэнергии, отклонений напряжения в узлах, токов короткого замыкания, оценки последствий оперативных переключений в разомкнутых электрических сетях в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах.

Программный комплекс РАП-95

Комплекс предназначен для расчета всех составляющих детальной структуры технологи­ческих потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях, нормативного расхода электроэнергии на собствен­ные нужды подстанций, фактических и допустимых небалансов электроэнергии на энергообъектах, а также нормативных характе­ристик потерь мощности и электроэнергии.

Областью применения комплекса являются оперативно-диспет­черские, сбытовые и метрологические службы АО-энерго, ПЭС, РЭС и муниципальных электрических сетей, региональные энергетичес­кие комиссии и территориальные отделения Госэнергонадзора.

Программный комплекс состоит из семи программ:

1) РАП-ОС, предназначенной для расчета технических потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше, включая потери на корону, и авто­матического проведения вариантных расчетов потерь для последую­щего расчета коэффициентов нормативной характеристики;

2) НП-1, предназначенной для расчета коэффициентов норматив­ных характеристик технических потерь в замкнутых сетях ПО кВ и выше на основе результатов вариантных расчетов, проведенных по программе РАП-ОС;

3) РАП-110, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в радиальных сетях 35-110 кВ;

4) РАП-10, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в распределительных сетях 6-20 и 0,4 кВ;

5) РОСП, предназначенной для расчета технических потерь в оборудовании сетей и подстанций - трансформаторах собственных нужд, синхронных компенсаторах, батареях конденсаторов, шунти­рующих и токоограничивающих реакторах, измерительных транс­форматорах и счетчиках прямого включения, устройствах присое­динения ВЧ-связи, потерь от токов утечки по изоляторам воздуш­ных линий и потерь в изоляции кабельных линий, а также для расчета нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды под­станций;

Рис. 2.7.4.2. Окно ввода исходных данных расчета нормативного расхода электроэнергии

на собственные нужды подстанций в модуле РОСП

6) РАПУ, предназначенной для расчета потерь, обусловленных погрешностями приборов учета электроэнергии (включая измери­тельные трансформаторы и цепи соединения), а также фактических и допустимых небалансов электроэнергии на объектах (фидер, под­станция, РЭС, ПЭС, АО-энерго);

7) СП, предназначенной для расчета показателей отчетных форм обобщенного анализа потерь, на основе данных об отпуске электроэнергии в сети разных напряжений и результатов расчета по программам 1-6.

Области применения перечисленных программ приведены ниже на рис. .3, на котором обозначено:

ΔW_Т - технические потери электроэнергии;

W_ПС - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;

δW - недоучет электроэнергии (потери), обусловленный отрица­тельными систематическими погрешностями приборов ее учета;

ΔW_К - коммерческие потери, обусловленные хищениями электро­энергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электро­энергию и другими причинами в сфере организации контроля за по­треблением энергии. Эта составляющая потерь рассчитывается как разница между отчетными потерями и суммой трех описанных выше составляющих.

Рис.2.7.4. 3. Области применения программ комплекса РАП-95.

Программный комплекс имеет сертификат соответствия, утвер­жденный ИДУ ЕЭС России, Главгосэнергонадзором России и Де­партаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России».