НОРМИРОВАНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Аннотация

В настоящей работе рассмотрены виды технических потерь электроэнергии в воздушных линиях электропередач общего назначения и проанализированы существующие методы расчета условно- постоянных и нагрузочных потерь электроэнергии. Проведена оптимизация суммарных относительных потерь электроэнергии по минимуму относительных дисконтированных затрат и определён ток минимальных затрат в линиях электропередачи. В качестве норматива технических потерь электроэнергии рекомендуется принимать значение относительных потерь электроэнергии соответствующих этому току.

Abstract

The paper discusses the types of technical losses of electricity in overhead power lines, utility and analyzed the existing methods of calculation of fixed and load losses. Optimization of the total relative energy loss at a minimum relative discounted costs and determined the current minimum cost in power lines. As the standard of technical losses it is recommended to take the value of the relative energy loss corresponding to this current.

Ключевые слова: линия электропередачи, технические потери электроэнергии, относительные дисконтированные затраты, ток минимальных затрат, норматив потерь электроэнергии.

Keywords: transmission line, technical losses relative discounted costs, the current minimum cost, the ratio of energy losses.

Введение. Одним из основных элементов электроэнергетических систем и систем электроснабжения народно-хозяйственных объектов являются воздушные и кабельные линии электропередачи, обеспечивающие транспорт электроэнергии от источников мощности до потребителей. Наибольший  удельный  вес  в  структуре  электрических  сетей  занимают  распределительные  сети напряжением 110 кВ и ниже. Однако всё чаще функции распределительных сетей выполняют линии напряжением 220 и даже 330 кВ, что связано с ростом электрических нагрузок и межсистемных перетоков мощности [1].

Потери электроэнергии в электрических сетях – один из важнейших экономических показателей работы электросетевого предприятия. Они отражают техническое состояние и качество эксплуатации электрических сетей, уровень морального и технического старения, систем сбора и учёта информации, эффективность энергосбытовой деятельности.

Уменьшение потерь электроэнергии в электрических сетях различного назначения – является одним из основных направлений реализации энергосберегающей политики в электроэнергетических системах страны [ 2, 3, 4, 5, 12, 13].

В стоимость услуг по передаче и распределению электроэнергии входит и стоимость её потерь. При установлении тарифа региональные энергетические комиссии анализируют обоснованность потерь, включаемых в тариф. Очевидно, что учёт в тарифе фактических потерь в полном объёме не будет стимулировать сетевые компании и потребителей к их снижению, хотя резервы для снижения потерь всегда имеются. В этих условиях возникает задача определения рационального уровня потерь, который должен быть включён в тариф, являющийся нормативом потерь.

Согласно [3, 4, 12], под нормативом потерь N понимают приемлемый по экономическим критериям уровень потерь, определяемый на основе расчёта потерь и анализа возможности снижения в планируемом периоде каждой составляющей их фактической структуры и представляющей собой отношение заданной составляющей абсолютных фактических потерь ΔWΣ к расходуемой электроэнергии W.

Сверхнормативные потери являются убытком сетевой компании и должны компенсироваться из её собственной прибыли.

Нормирование потерь электроэнергии должно служить организационным инструментом мотивации

энергоснабжающих организаций к проведению экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь с целью снижения темпов роста тарифов на электроэнергию. Такое стимулирование необходимо в силу естественной монопольности энергоснабжения, и как следствие, невозможности задействовать для снижения тарифов эффективные рыночные механизмы [3, 4, 6, 7, 12].

Однако, несмотря на то, что разработка методов расчёта, анализа, нормирования потерь электроэнергии и выбора экономически обоснованных мероприятий по их снижению ведётся уже более 30 лет, до настоящего времени методология определения нормативов потерь не установлена. Не определены до конца даже принципы нормирования потерь. Так, например, в связи с недостоверностью сведений о нагрузках и потерях в распределительных электрических сетях напряжением 6 – 20 кВ, общепринятые расчётные методы определения и нормирования потерь дают значительные погрешности и искажения. Поэтому в таких СЭ вопрос по обоснованию норматива потерь является актуальным, также как по определению и оптимизации потерь во всех элементах такой СЭ. Мнения о подходе к нормированию лежат в широком диапазоне – от желания иметь установленный твёрдый норматив в виде процента потерь, до контроля за “нормальными потерями”, с помощью постоянно проводимых расчётов по схемам сетей с использованием   соответствующего    программного обеспечения [4, 12].

Норматив потерь на регулируемый период определяется, в настоящее время, приказом минпромэнерго РФ от 30.12. 2008 г, на основе расчёта технологических потерь электроэнергии за базовый (отчётный год, предшествующий году расчёта) и на регулируемый (год, следующий за годом расчёта) периоды по фактическим и прогнозным показателям баланса электроэнергии [4], по формуле:

Где ΔWТПЭр – абсолютные технологические потери электроэнергии на регулируемый период. Они определяются как:

ΔWТПЭр = ΔWупр + ΔWнр + ΔWпогр. р                                                              (2)

Здесь: ΔWупр – условно-постоянные потери на регулируемый период (потери на корону, в линейной изоляции ВЛ, на плавку гололёда); ΔWнр – нагрузочные потери электроэнергии на регулируемый период;

ΔWпогр.р – потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учёта электроэнергии на регулируемый период.

Рассчитываемый таким способом норматив потерь электроэнергии не мотивирует потребителей и

электроснабжающие организации к повышению эффективности затрат, осуществляемых в различные годы энергосберегающих мероприятий. В связи с этим целью настоящей работы является разработка альтернативно существующей методики нормирования потерь электроэнергии, основанной на построении и оптимизации технико-экономической модели воздушной ЛЭП в параметры и режимы линий электропередач.

Виды технических потерь электроэнергии в ЛЭП и методы их расчёта.

Согласно [3, 4, 8, 12] технические потери электроэнергии состоят из условно-постоянных и нагрузочных потерь.

Нагрузочные (переменные) потери – это потери электроэнергии на нагрев в продольных элементах передаваемой по ним нагрузки. К ним относятся: потери в линиях электропередачи (воздушных и кабельных), шинопроводах, силовых трансформаторах и токоограничивающих реакторах [3, 8, 9].

Условно-постоянные потери – это часть технических потерь электроэнергии в элементах электрических сетей (поперечных ветвях схем замещения), независящая от передаваемой по элементам сети мощности.

Три составляющие условно постоянных потерь относятся к климатическим, т.е. к потерям зависящим от погодных условий. Для воздушных линий электропередачи, согласно [3, 4], к климатическим потерям относят:

-   потери на корону в проводах ВЛ ΔWk.;

-   от токов утечки по изоляторам ВЛ ΔWиз.;

- на плавку гололёда ΔWг.

Допущение: Согласно [3], для отдельно взятой ВЛ сечением 95-330 мм2 расчётный расход электроэнергии на плавку гололёда составляет 24-74 кВт.ч/км, что составляет ≈ 0,2% от суммарных климатических потерь. Поэтому составляющая расхода электроэнергии на плавку гололёда в дальнейших расчётах не учитывается.

Нагрузочные потери 𝛥Wн электроэнергии в воздушной линии длиной L определяются:

где Iнб – ток максимума нагрузки ВЛ, А; r0 – удельное активное сопротивление линии, Ом/км; τ – время максимума потерь, ч, определяемое по эмпирической формуле (формула Кезевича) [1, 2, 3, 4, 8, 12]:

Здесь Тнб – время использования максимума нагрузки, ч.

Потери электроэнергии на корону в линиях ΔWk, согласно [3, 4, 5], определяется на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в справочной технической литературе [3, 9, 10, 12] и о продолжительности видов погоды в течении расчётного периода по формуле:

где Тpi – продолжительность i-го вида погоды, ч; ΔPki – удельные потери мощности на корону при i- м виде погоды, кВт/км; ku.кор - поправочный коэффициент на рабочее напряжение линии, определяемый, согласно [3, 4]:

где U*отн – отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.

Основным фактором, определяющим потери на корону в воздушных линиях, является отношение напряжённости электрического поля на поверхности проводов к начальной напряжённости короны, которое зависит от рабочего напряжения, сечения и количества проводов в фазе, типа опоры и электрической характеристики воздуха. При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течении расчётного периода, потери электроэнергии на корону в линии определяются в зависимости от региона расположения линии по среднегодовым значениям потерь мощности ΔPk.ср. [1, 3, 4, 9, 10, 12].

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ. В нормальном эксплуатационном режиме по изоляторам течёт, так называемый фоновый ток утечки. Длительный фоновый ток утечки в условиях увлажнения изоляторов практически одинаков для линий любого класса напряжения и составляет 0,5÷1 мА.

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам для ВЛ  ΔWиз, согласно [3] определяется по формуле:

где Твл - продолжительность влажной погоды в расчетном  периоде, ч; Nгир - число  гирлянд изоляторов, шт/км; Rиз - сопротивление изоляторов в зависимости от уровня СЗА (для принятого третьего уровня СЗА, Rиз = 915 кОм); Nиз – число изоляторов в фазе линии.

В оценочных расчетах, при определении числа гирлянд (табл. 1), согласно [3], рекомендуется использовать средние значения числа опор на 1 км для ВЛ различных классов напряжений.

Таблица N 1    Удельное число гирлянд для ВЛ различных напряжений

Следовательно, годовые суммарные относительные потери электроэнергии в заданной ВЛ  определяются очевидным выражением:

Таким образом, зависимость (9) = f(Iнб,  r0,  τ,  L,  Uн,  ΔPk,ср,  Rиз,  Nиз,  Nгир,  Твл,  cos𝜑) концентрирует в себе целую серию технических параметров, как самой линии, так и параметров её режима, изменяя которые можно добиться “настройки” рассматриваемой линии на режим передачи электроэнергии с минимальными относительными потерями.

По результатам проведенного на ЭВМ по формуле (9) расчёта построена зависимость ΔWΣ/W = f(Iнб), являющейся по сути математической моделью относительных потерь электроэнергии в воздушных линиях при следующих исходных данных: номинальное напряжение Uн = 220 кВ, время использования максимума нагрузки Тнб = 3000 ч, длина линии L = 120 км. ВЛ эксплуатируется в 3-м районе по СЗА ОЭС Центра и выполнена проводами марки АС при сечениях F = 240; 300; 400; 500 мм2 (рис. 1).

Как следует из рис. 1, величина суммарных относительных потерь (ΔWΣ/W) имеет выраженный минимум при некотором токе 𝑰нб ,   который назовём током минимума потерь. Подставляя значение 𝐈нб          в выражение годовых суммарных относительных потерь электроэнергии, получаем расчётное значение норматива технологических потерь электроэнергии 𝐍′ [13]:

Однако, нормирование потерь электроэнергии на основании минимума значения  не содержит финансово-экономической оценки, полученного    таким методом норматива потерь и, также как и действующие в настоящее время методы нормирования потерь не мотивирует энергоснабжающие организации и потребителей к повышению эффективности затрат, осуществляемых в различные годы энергосберегающих мероприятий. В связи с этим предлагается проводить нормирование потерь, исходя из минимума целевой функции удельных дисконтированных затрат Зуд.д на передачу  одного кВт.ч в питающую ЛЭП или систему электроснабжения [11]. Так имеем:

Здесь: K0 – удельные капиталовложения в сооружение воздушных линий, руб./км; pоб, рем – доля затрат на амортизационные отчисления, обслуживание и ремонт ВЛ по отношению к ее стоимости; D – дисконтирующий множитель, представляющий собой безразмерную величину, определяемую по формуле:


где Eср – принятый норматив дисконтирования.

Взяв 1-ю производную dЗД.уд/dI, приравняв её к нулю и решая полученное уравнение относительно Iнб, получаем оптимальный ток нагрузки, соответствующий минимальным удельным дисконтированным затратам, (𝐈опт)′ который является током минимальных затрат:

Далее,  подставляя  значение  (𝐈опт)′  в  выражение  годовых  суммарных  относительных  потерь электроэнергии (9), получаем рекомендуемое расчётное значение норматива технологических потерь электроэнергии 𝐍′ и определяемое по формуле (9а).

Таким образом, согласно выражений (9а), (12) значение норматива потерь электроэнергии зависит от целого ряда экономических и технических параметров ЛЭП: сечения проводов, района гололёдности сооружения линии, рабочего напряжения ЛЭП, уровня СЗА, числа часов использования максимума нагрузки, коэффициента мощности, тарифа на получаемую электроэнергию, полной длины линии, удельных потерь на корону, нормы дисконтирования, срока расчётного периода.

Из всего спектра переменных, влияющих на величину норматива потерь, наиболее просто и целесообразно использовать величину коэффициента мощности и такие показатели графика нагрузки, как Iнб и Тнб.

Так, например, изменяя высоты ординат ступеней суточных графиков нагрузки, снятых в дни зимнего и летнего солнцестояния можно «настроить» энергопотребление питающей объекты народного хозяйства ЛЭП на оптимальные параметры режима Тнб и (𝐈опт)′, что в итоге и приведёт к потерям электроэнергии в линии в пределах рекомендуемого норматива.

Компенсация реактивной мощности, достигаемая путём установки батарей статических конденсаторов, перевода некоторых генераторов электростанций в режим синхронных компенсаторов, применение статических компенсаторов реактивной мощности (СТАТКОМ) приводит к возрастанию величины коэффициента мощности cos 𝜑, снижению потерь электроэнергии, увеличению пропускной способности сети. Эти мероприятия, как правило, окупаются за счёт снижения потерь [12]. Сравнение эффективности затрат в указанные мероприятия проводят с помощью метода дисконтированных затрат [11,

12]. Для этого в формулах (10) и (12) необходимо учесть единовременные капиталовложения в конкретное оборудование, устанавливаемое в год его монтажа и ежегодные затраты а его обслуживание и текущий ремонт. Минимум удельных дисконтированных затрат соответствует оптимальной стратегии ввода технических средств снижения потерь. Однако, для оценки эффективности затрат в конкретное мероприятие, достаточным критерием является срок его окупаемости (приемлемый для инвестора срок возврата средств за счёт экономии на потерях электроэнергии).

По результатам проведенного на ЭВМ расчёта, на основании зависимости (6), построена серия кривых (𝑰опт)′=f(Tнб) для различных  сечений  проводов  некоторой ВЛ-220 кВ, проходящей в 1-м,  2-м районе гололёдности и 3-м уровне СЗА (рис. 2), из которых следует, что значение оптимального тока нагрузки, соответствующего рекомендуемому нормативу потерь, с ростом времени Тнб, снижается.

Одновременно, как это следует из рис. 3, с ростом времени Тнб, т.е. с ростом плотности графика нагрузки, снижается и сам рекомендуемый норматив потерь электроэнергии.

Для определения норматива технических потерь электроэнергии в некоторой среднестатистической ЛЭП, при заданном сечении провода и времени Тнб, по рис.2, определяется оптимальный ток нагрузки (ток минимальных затрат) Iопт, который затем, в натуре, откладывается по горизонтальной оси зависимости   (рис.  4).  После  чего,  визуально,  по  кривой  рис.  4  определяется  значение рекомендуемого норматива технических потерь электроэнергии в данной ВЛ на базовый период.


Для более полной реализации предложенной в настоящей работе методики рекомендуется:

-      внедрить в практику нормирования потерь электроэнергии соответствующее  программное обеспечение, позволяющее по оптимизированным значениям 𝐈нб и Тнб намечать альтернативные графики нагрузки линии.

-   создать базу данных и оптимизированные нормативы потерь всех находящихся в эксплуатации ВЛ напряжением 110 кВ и выше.

-       рассмотреть влияние приёмных трансформаторов и всей примыкающей к ВЛ части системы электроснабжения на значение оптимизированных нормативов потерь электроэнергии.

Выводы: Таким образом в настоящей работе выполнено:

-       смоделирована и построена целевая функция, определяющая зависимость суммарных дисконтированных относительных затрат от тока нагрузки линии и определён оптимальный ток линии, соответствующий минимальным дисконтированным относительным затратам на передачу одного кВт.ч в питающую ЛЭП или систему электроснабжения, который был назван током минимальных затрат.

- с целью мотивации энергоснабжающих организаций и промышленных предприятий к планированию и проведению энергосберегающих мероприятий, предложена оригинальная методика, предполагающая в качестве норматива потерь электроэнергии использовать значения относительных потерь электроэнергии, соответствующих минимуму дисконтированных относительных затрат, что в свою очередь приводит к снижению тарифов на используемую электроэнергию.

Список литературы

1.        Идельчик В. И. «Электрические системы и сети» М.: Энергоатомиздат. 1989 г. 592 с.

2.        Зуев Э. Н. «Технико-экономические основы проектирования             электрических сетей» Учебное пособие М.: МЭИ 1988 г.

3.        Железко Ю. С., Артемьев А. В., Савченко О. В. «Расчет анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях» М.: Издательство НЦ «ЭНАС» 2005 г. 277 с.

4.        Железко Ю. С., Шаров Ю. В., Зарудский Г. К., Сипачева О. В., Шведов Г. В. «Потери электроэнергии в электрических сетях: основные сведения, расчет и нормирование» уч. Пособие. М.: ЗАО «Издательский дом МЭИ» 2007 г. 128 с.

5.        Федотов А. И., Геркусов А. А. «Проблема энергосбережения при выборе сечений проводов воздушных линий 110-500 кВ» Известия ВУЗОВ Проблемы энергетики – 2000 – N 11-12 стр. 54-61.

6.        Максимов Б.К., Молоднюк В.В. Основы формирования тарифов на электрическую энергию на рынках России. Изд-во МЭИ, 1998.– 44 с.

7.        Максимов Б.К., Молоднюк В.В. Электроэнергетика России на современном этапе ее развития / Вестник МЭИ. – 1998. – №2. – С. 63-69.

8.        Зуев Э.Н., Ефентьев С.Н. “Задачи выбора экономически целесообразных сечений проводов и жил кабелей” М.: Издательство МЭИ, 2005 – 88 с.

9.        Справочник по проектированию электроэнергетических систем.     Под ред. С.С. Рокотяна и М.Н. Шапиро. М. Энергоатомиздат, 1985г.

10.      Правила устройства электроустановок 6-е издание М.: Энергоатомиздат  1985 г. – 630 с.

11.     «Экономика и управление энергетическими предприятиями» под ред. Кожевникова Н. Н. М.: изд- во «ACADEMA» 2004 г. 427 с.

12.     Железко  Ю.  С.  «Потери  электроэнергии  реактивная  мощность  качество  электроэнергии» Руководство для практических расчётов М.: Издательство НЦ «ЭНАС» 2009 г. 455 с.

13.     Геркусов А.А. “Оптимизация потерь электроэнергии, передаваемой по воздушным линиям 110 кВ и выше” Научно-технические ведомости СПбГПУ №1 (214) 2015 г. с. 89-96.

14.      Дьяков А.Ф., Жуков В.В., Максимов Б.К. Молодюк   В.В.   «Менеджмент и маркетинг в электроэнергетике» М.: Издательство МЭИ, 2007 – 504 с.