Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии (МСП) могут быть разделены на 4 группы, имеющие различные механизмы формирования эффекта:

1) мероприятия по совершенствованию управления режимами электрических сетей;

2) мероприятия по автоматизации управления режимами электрических сетей;

3) мероприятия по реконструкции электрических сетей;

4) мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии.

Мероприятия каждой из перечисленных групп имеют организационные и технические аспекты.

К организационным аспектам МСП относятся:

- внедрение программного обеспечения, проведение расчетов по выбору МСП и оценке их экономических показателей;

- разработка плана мероприятий;

- выпуск организационно-распорядительных документов, устанавливающих ответственность подразделений за те или иные составляющие потерь и за проведение мероприятий по их снижению в установленные планом сроки;

- разработка системы стимулирования персонала к снижению потерь электроэнергии;

- введение системы контроля за проведением работ по снижению потерь электроэнергии и соответствующей системы их учета и анализа;

- выделение средств и материальных ресурсов для приобретения необходимого оборудования, его доставки и установки;

- установление в договорах электроснабжения условий потребления реактивной энергии потребителями в соответствии с действующими нормативными документами.

Перечисленные работы и действия мероприятиями по снижению потерь не являются и непосредственного эффекта, выражающегося в снижении потерь, не имеют.

К техническим аспектам МСП относятся:

- реализация оптимального управления режимами электрических сетей.

- установка и ввод в действие технических средств снижения потерь электроэнергии, средств телеизмерений параметров режима электрических сетей и автоматических устройств управления режимами;

К мероприятиям по совершенствованию управления режимами электрических сетей относятся:

1) реализация оптимальных режимов замкнутых электрических сетей 110 кВ и выше по реактивной мощности и напряжению;

2) проведение переключений в рабочей схеме сети, обеспечивающих распределение электроэнергии при минимальных потерях;

3) перевод неиспользуемых генераторов станций в режим СК;

4) осуществление регулирования напряжения в центрах питания радиальных сетей 6-110 кВ, обеспечивающего минимальные потери электроэнергии при допустимых отклонениях напряжения у потребителей электроэнергии;

5) размыкание линий 6-35 кВ с двухсторонним питанием в точках, обеспечивающих электроснабжение потребителей при минимальных суммарных потерях электроэнергии в сетях
6-35 кВ и выше;

6) отключение в режимах малых нагрузок одного из трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами;

7) выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ.

К мероприятиям по автоматизации управления режимами электрических сетей относятся:

1) установка и ввод в работу автоматических регуляторов напряжения на трансформаторах с РПН;

2) установка и ввод в работу автоматических регуляторов источников реактивной мощности;

3) установка и ввод в работу средств телеизмерений.

К мероприятиям по реконструкции электрических сетей относятся:

1) разукрупнение подстанций, ввод дополнительных ВЛ и трансформаторов для разгрузки перегруженных участков сетей, перемещение трансформаторов с одних подстанций на другие с целью нормализации их загрузки, ввод дополнительных коммутационных аппаратов и т.п.;

2) ввод компенсирующих устройств (КУ) на подстанциях энергосистемы;

3) ввод технических средств регулирования напряжения (трансформаторов с продольно-поперечным регулированием, вольтодобавочных трансформаторов, трансформаторов с РПН и т.д.).

К мероприятиям по совершенствованию учета электроэнергии относятся:

1) обеспечение работы измерительных трансформаторов и электросчетчиков в допустимых условиях (отсутствие недогрузки первичных цепей ТТ, перегрузки вторичных цепей ТТ и ТН, обеспечение требуемых температурных условий, устранение вибраций оснований счетчиков и т.д.);

2) замена измерительных трансформаторов на трансформаторы с улучшенными характеристиками и с номинальными параметрами, соответствующими фактическим нагрузкам;

3) замена существующих приборов учета на приборы с улучшенными характеристиками;

4) установка приборов технического учета электроэнергии на радиальных линиях, отходящих от подстанций (головной учет);

5) периодические проверки условий работы электросчетчиков расчетного учета у потребителей и выявление хищений электроэнергии:

· Увеличение штата контролеров.

· Оснащение контролеров транспортными средствами.

· Оснащение контролеров образцовыми счетчиками, приборами для выявления скрытой проводки, приборами для определения правильности схем подключения счетчиков и правильности их работы, приборами для измерений токов на вводах без входа в частные владения.

· Замена вводов в здания, выполненных голым проводом, на кабели от опоры ВЛ 0,38 кВ до счетчика потребителя.

· Вынос учета электроэнергии в шкафы учета за границы частного владения, доступ к которому будет иметь только контролер.

· Перенос расчетного учета из ТП (КТП) в выносные шкафы.

· Маркирование шкафов учета знаками визуального контроля.

· Организация контрольного съема показаний счетчиков у юридических лиц не реже одного раза в квартал и у физических лиц не реже одного раза в год.

· Исключение самосъема показаний счетчиков бытовыми абонентами: выставление счетов по факту потребления, выставление счетов на предоплату.

· Контроль и анализ средней оплаты за электроэнергию (для потребителей).

· Установка настраиваемых автоматов по отключению нагрузки сверх заявленной потребителями.

· Пломбирование приборов учета современными пломбами.

· Введение системы наказаний (прогрессирующих штрафов) за повторное незаконное пользование электроэнергией.

· Реконструкция внутридомовой проводки с целью индивидуального отключения абонентов-неплательщиков.

· Проведение рейдов по выявлению неучтенной электроэнергии (хищений) в производственном и коммунально-бытовом секторах.

· Проведение контрольных рейдов по отключениям потребителей в составе: представитель власти, электромонтер, контролер.

· Организация равномерного снятия показаний счетчиков строго в установленные сроки по группам потребителей.

· Организация оптимального маршрута при снятии показаний счетчиков для составления баланса электроэнергии на подстанциях.

Основное содержание организационных и технических аспектов мероприятий по совершенствованию управления режимами электрических сетей

Расчеты оптимальных режимов замкнутых электрических сетей по реактивной мощности и напряжению осуществляют по специальным оптимизационным программам. Ведение оптимальных режимов диспетчером может осуществляться в соответствии с графиком регулирования устройств, составленным на основании предварительно проведенных прогнозных расчетов (управление в режиме off line), либо в темпе процесса (on line) на основе данных, поступающих от системы телеизмерений (ТИ).

Ведение оптимальных режимов в темпе процесса намного эффективнее, так как использует фактические, а не прогнозные данные о режиме. Для реализации такого управления необходимо:

1) провести оценку наблюдаемости сети (выявление зон, управление которыми возможно с помощью уже установленных средств ТИ), определить оптимальные места установки дополнительных средств ТИ. Такая оценка осуществляется по специальным программам;

2) внедрить программу оценивания режима сети (оценивания состояния), позволяющую рассчитывать режимы на основе данных телеизмерений;

3) внедрить программу оперативного формирования наблюдаемой схемы сети, соответствующей функционирующим в данный момент средствам ТИ и находящимся в работе участкам сети (при выходе из строя датчика ТИ или выводе в ремонт оборудования программа должна формировать новую расчетную схему в соответствии с изменившейся зоной наблюдаемости);

4) внедрить программу оптимизации текущих режимов сети по коэффициентам трансформации и реактивной мощности источников;

5) внедрить программу "Советчик диспетчера", выбирающую в каждый момент времени из полного перечня устройств, оптимальные параметры которых определены программой оптимизации, ограниченный круг устройств, наиболее эффективно влияющих на уровень потерь, и рекомендующую необходимые действия по изменению их режима.

Выбор оптимальной рабочей схемы сети обычно осуществляют на основе вариантных расчетов. Особо следует рассмотреть возможность размыкания контуров, в которые входят линии различных номинальных напряжений.

Перевод неиспользуемых генераторов в режим СК производят с целью получения дополнительного источника реактивной мощности. Целесообразность такого перевода определяют на основе сравнения снижения потерь электроэнергии в сети за счет использования этого источника и расхода электроэнергии на его работу.

Оптимальный закон регулирования напряжения в центре питания радиальной сети 35-110 кВ определяют с учетом регулировочных возможностей трансформаторов с РПН 35-110/6-20 кВ и трансформаторов с ПБВ. Основным критерием при этом является минимизация количества электроэнергии, отпускаемой потребителям с шин трансформаторов с ПБВ с недопустимыми отклонениями напряжения. Регулировочные ответвления трансформаторов с ПБВ напряжением 35-110/6-20 кВ и 6-20/0,4 кВ устанавливают на уровне, обеспечивающем минимальные потери электроэнергии в сети.

Оптимизация мест размыкания сетей 6-35 кВ с двухсторонним питанием осуществляется на основе перебора точек возможного размыкания сети с оценкой изменения потерь как в размыкаемой сети 6-35 кВ, так и в питающих сетях 110-220 кВ, происходящего вследствие перенесения нагрузки с одной узловой подстанции на другую.

Отключение одного из трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами в режимах малых нагрузок производят в случае, если снижение потерь холостого хода превышает происходящее при этом увеличение нагрузочных потерь. Такое отключение может осуществляться как в часы ночных провалов нагрузки, так и в периоды ее сезонного снижения.

Выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ производят путем переключения части абонентов с перегруженных фаз на недогруженные.

Основное содержание мероприятий по автоматизации управления режимами электрических сетей

Оптимальные режимы работы ряда устройств определяются местными параметрами текущего режима электрической сети. Их регулирование целесообразно осуществлять с помощью автоматических устройств, установленных непосредственно в точке установки оборудования. Эффект от их установки заключается в более тщательном отслеживании изменений режима, чем это могло бы быть выполнено диспетчером.

Основное содержание мероприятий по реконструкции схем сетей

Реконструкцию схем сетей проводят, исходя из рассмотрения комплекса условий, в которых уровень потерь электроэнергии является одним из параметров, но, как правило, не основным. Поэтому такую реконструкцию относят не к целевым МСП, а к мероприятиям с сопутствующим снижением потерь. Численное значение снижения потерь определяют на основе сравнения их значений до и после реконструкции.

Ввод компенсирующих устройств и технических средств регулирования напряжения производят, исходя из снижения потерь как основного фактора (как правило). Иногда целью является увеличение пропускной способности сети или нормализация отклонений напряжения. Эффективность этих МСП определяют на основе сравнения потерь до и после их проведения.

Основное содержание мероприятий по совершенствованию учёта электроэнергии

Необходимость обеспечения допустимых условий работы приборов учета, их периодических проверок и выявления хищений электроэнергии не требует особых пояснений.

Обоснование целесообразности замены измерительных трансформаторов и приборов учета на оборудование с улучшенными характеристиками, приоритетную последовательность такой замены и количественную оценку эффективности замены каждого прибора осуществляют на основе расчета снижения потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями приборов учета, происходящего при замене приборов.

Установка приборов технического учета электроэнергии на отходящих от подстанции линиях целесообразна на радиальных линиях 35-110 кВ, фидерах 6-10кВ и линиях 0,4 кВ. Их установка позволяет определять фактические небалансы электроэнергии, увеличить точность расчета технических потерь электроэнергии и локализовать очаги коммерческих потерь.