Энергосовет - энергосбережение и энергоэффективность
в Яndex
Главная >> Архив номеров >> Энергетика >> >> Архив номеров

Анонсы

16.10.17 В Госдуме обсудят повышение энергетической эффективности страны со специалистами отрасли подробнее >>>

16.10.17 В Уфе стартует Российский энергетический форум. Его работа начнется 17 октября подробнее >>>

12.10.17 Открыта регистрация на конгресс «Энергоэффективность. XXI век. Инженерные методы снижения энергопотребления зданий» подробнее >>>

Все анонсы портала

Новое на портале

18.10.17 Ток-шоу «Через край»: на пути к энергосбережению // видео подробнее >>>

17.10.17 Минэнерго России опубликовало госдоклад о состоянии энергосбережения в РФ в 2016 году подробнее >>>

10.10.17 ЖКХ: вопросы и ответы // видео подробнее >>>

09.10.17 Развитие электромобильного транспорта в России и мире // аналитика подробнее >>>

Все новости портала

Генерация энергии 2017

Эта статья опубликована в журнале Энергосовет № 1 (47) за 2017 г

Скачать номер в формате pdf (4494 kБ)

Статистика есть наука о том, как, не умея мыслить и понимать, заставить делать это цифры



Рубрика: Энергетика
Автор: В.В. Михайлов

В.В. МихайловВ.В. Михайлов, к.э.н., генеральный директор ЗАО «Роскоммунэнерго», председатель Совета РА «Коммунальная энергетика» им. Э. Хижа, г. Москва

Доклад представлен на заседании ПРЭН-клуба 16.02.2017, г. Москва

Бессмертное выражение Василия Ключевского, вынесенное в заголовок статьи, нашло свое применение в интерпретации физики и электротехники. В апреле 2013 г. распоряжением Правительства РФ № 511-р утверждена Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации. Одной из новаций Стратегии стало предписание использовать бенчмаркинг при формировании тарифов на передачу электроэнергии и определение норматива потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Уже в мае 2013 г. Департамент развития электроэнергетики Минэнерго РФ приступил к реализации этого требования в части нормирования потерь электроэнергии.

Минэнерго РФ нормировало технологические потери электроэнергии и ранее, с 2005 г. (тогда Минпромэнерго РФ – прим. ред.), и определяло их на основании Инструкции, утвержденной Приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008 № 326 (ранее – № 268 от 05.10.2005 г.). Однако бенчмаркинг или, как его интерпретировали в Минэнерго РФ, сравнительный анализ, необходимо было применить: поручение Правительства нужно исполнять.

В течение нескольких месяцев велись попытки заменить Инструкцию, основанную на законах физики и электротехники, на набор статистических показателей, основанных на элементах технологических потерь электроэнергии: нормирование на уровне Минэнерго РФ в 2006-2012 гг. сформировало подробную базу данных о сетевом хозяйстве всех основных сетевых организаций России. Эти попытки неизменно приводили к формулам, близким к той самой Инструкции, ведь анализ отдельных элементов технологических потерь отражал все те же физические законы.

Бенчмаркинг (от англ. benchmarking), сопоставительный анализ на основе эталонных показателей – это процесс определения, понимания и адаптации имеющихся примеров эффективного функционирования компании с целью улучшения собственной работы (Википедия). Хотя это понятие и было введено в США в 1970-е годы, ничего плохого в нем нет. Кто-то, желая создать или развить свой бизнес, анализировал: а как обстоит дело в других компаниях и изучал возможность достижения своим бизнесом наилучших показателей.

Поскольку перед Минэнерго РФ задача развития бизнеса не стояла, решение было неожиданным: как отмечено выше, Минэнерго РФ располагало базой данных как технологических, так и фактических потерь электроэнергии и использовало ее сугубо статистически. Были просуммированы потери электроэнергии по уровням напряжения, просуммированы значения отпуска электроэнергии в сеть по уровням напряжения и первое было поделено на второе (наибольшие и наименьшие значения в расчет не вошли). В соответствии с этим подходом была создана Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденная приказом Минэнерго РФ от 07.08.2014 № 506. Статистическая выборка из сетевых организаций по уровням напряжения была грамотно распределена на три группы по высокому и среднему первому напряжению и на четыре группы по среднему второму и низкому напряжению.

Следующим шагом исполнения поручения, в полном соответствии с афоризмом В.Ключевского, было создание приказа Минэнерго РФ от 30.09.2014 № 674, которым утверждены нормативы потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций для всей России (табл. 1).

 

Таблица 1. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций

Отпуск электрической энергии в электрическую сеть / протяженность линий электропередачи в одноцепном выражении, тыс. кВт·ч /км

Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций от отпуска электрической энергии в электрическую сеть, %

Высокое напряжение

1 500 и менее

6,08

1 500  10000

4,00

10 000 и более

2,07

Среднее первое напряжение

200 и менее

7,50

200  1 000

5,40

1 000 и более

3,22

Отпуск электрической энергии в электрическую сеть / протяженность линий электропередачи в одноцепном выражении, тыс. кВт·ч /км

Соотношение протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, %

Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций от отпуска электрической энергии в электрическую сеть, %

Среднее второе напряжение

менее 1 000

менее 30

6,12

более 1 000

менее 30

6,48

менее 1 000

более 30

7,84

более 1 000

более 30

4,85

Низкое напряжение

менее 1 000

менее 30

7,27

более 1 000

менее 30

12,02

менее 1 000

более 30

12,76

более 1 000

более 30

8,08


Все трансформаторы загружены по-разному. Потери холостого хода неизменны для трансформатора, а нагрузочные потери изменяются пропорционально квадрату нагрузки. В одной электрической сети нагрузки на центрах питания различаются в разы.

Однако согласно приказу у двух соседних электрических сетей, например филиалов МРСК, попавших в одну группу выборки, норматив потерь электроэнергии будет одинаковым независимо от загрузки трансформаторов, структуры потребителей, их распределения по уровням напряжения и прочих факторов, объективно влияющих на технологические потери электроэнергии.

Интересны аргументы, которые приводились во время обсуждения этих «новаций»:
у сетевых предприятий было время для того, чтобы привести в порядок сети и минимизировать потери,
новые нормативы вводятся в начале действующего долгосрочного периода регулирования, в котором в показатели вошли утвержденные нормативы технологических потерь, рассчитанные по 326 приказу, а за три – пять лет они должны привести все в порядок и т.д.

Во внимание не принималось, что:

Более того, во внимание не принимался тот факт, что сетевые предприятия ставятся в неравное положение. Одни из-за структуры сетей и потребителей имеют весьма низкие потери электроэнергии, а другие – объективно высокие.

Такие подходы будут приводить не к снижению потерь, а к стагнации. У сетевых предприятий будет гигантский финансовый небаланс и средства, предназначенные для ремонтов и обслуживания сетей, будут направляться на оплату потерь электроэнергии. Оценка того, как изменится норматив потерь по сравнению с нормативом технологических потерь, показал, что практически ни в одном сетевом предприятии «попаданий» нет.

Не воспринимались и такие аргументы, что оценка технологических потерь электроэнергии, именно технологических, а не виртуальных «потерь электроэнергии», в которых сидит и коммерческая составляющая, ответственность за которую должны нести не сетевые, а сбытовые компании, и неплатежи, которые переносятся на те же потери и т.д., чрезвычайно важный и объективный показатель эффективности и качества работы сетевого хозяйства. Если уж говорить о повышении энергоэффективности работы сетевых предприятий, то оценить ее возможно только через технологические потери электроэнергии: затраты на компенсацию потерь многократно превышают затраты и на отопление и на топливо, не говоря уж о воде или газе.

Более того, чтобы покончить с этими аргументами был сделан блестящий ход, по принципу «нет человека – нет проблем»: постановлением Правительства РФ от 20.10.2016 № 1074 из всех актов Правительства РФ, в которых упоминались технологические потери электроэнергии, слово «технологические» было изъято: просто потери, а из чего они складываются, не имеет значения.

Весной 2015 г. Минэнерго РФ объявило конкурс на выполнение работы по совершенствованию методов сравнительного анализа (бенчмаркинга), применяемых для определения норматива потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Стоимость была очень приличная, тем не менее, ни один энергетик, разбирающийся в этом вопросе профессионально, за эту работу не взялся. Кстати, ни одного положительного отзыва экспертного сообщества на описанные выше «новации» не было. Но рулят не профессионалы-энергетики, а Минэнерго РФ, в котором профессионалы, конечно, есть, но решения принимают не они. Вопрос выполнения заданной работы, конечно, решился: победителем конкурса оказалось ООО «КАРАНА», у которой большой опыт проведения подобных работ: результаты реформирования энергетики впечатляют.

Выбирая метод математического моделирования для сравнительного анализа, разработчики остановились на «применении усредненных характеристик множества»: формирование однородных групп ТСО. Трудно спорить с таким выбором, только вот сами разработчики отмечали «значительный разброс наблюдаемых величин потерь даже в рамках однородных групп». Так, условием для включения в выборку для сравнительного анализа было определено правило «трех сигм» (сигма – стандартное отклонение). Для низкого напряжения, например, значения потерь для включения в выборку изменялись от 2,3% до 28,4%. Эффективной границей (нормативом) для группы ТСО (каждая выборка) было определено (М+σ). Кстати, стандартное отклонение, в общем смысле, считается мерой неопределенности. В физике, например, оно используется для определения погрешности серии последовательных измерений какой-либо величины, что очень важно для оценки правдоподобности изучаемого явления: если значение σ велико, то результат следует, по крайней мере, проверить.

Результаты выполненных «исследований» представлены в таблице 2.

 

Таблица 2. Результаты выполненных исследований ООО «КАРАНА» по определению норматива потерь электроэнергии

Уровень напряжения

Ср.отн.потери,

 %

Станд. откл., σ,

 %

Норматив

 %

Кол-во ТСО,

 шт

НН

 

 

 

478

Доля ВЛ>30%

9,32

4,07

13,39

350

Доля ВЛ≤30%

4,31

3,33

7,64

128

СН2

 

 

 

591

Доля ВЛ>30% Отп/мощн≤2000

5,75

2,66

8,41

243

Доля ВЛ>30% Отп/мощн>2000

4,02

2,82

6,84

112

Доля ВЛ≤30% Отп/мощн≤2000

3,85

1,63

5,48

143

Доля ВЛ<30% Отп/мощн>2000

3,2

1,69

4,89

93

СН1

 

 

 

281

Отпуск/длина≤700

Отпуск/мощн≤2000

4,99

1,96

6,96

84

Отпуск/длина≤700

Отпуск/мощн>2000

4,05

1,93

5,98

29

Отпуск/длина>700

Отпуск/мощн≤2000

2,93

1,55

4,48

76

Отпуск/длина>700

Отпуск/мощн>2000

2,10

1,50

3,60

92

ВН

 

 

 

298

Отпуск/длина≤3500

Отпуск/мощн≤2000

3,98

1,95

5,93

64

Отпуск/длина≤3500

Отпуск/мощн≤2000

3,39

1,18

4,56

45

Отпуск/длина≤3500

Отпуск/мощн≤2000

1,85

1,21

3,06

127

Отпуск/длина≤3500

Отпуск/мощн≤2000

1,22

0,68

1,90

62

 

Оценка применимости (правдоподобности) представленных результатов очевидна: стандартное отклонение (σ) составляет от 35 до 77% от среднего значения, причем напомню, что выборка строилась исходя из правила «трех сигм» (!). Если бы такие результаты были у какого-то физического эксперимента, то диссертацию соискатель вряд ли бы защитил.

Однако вернемся к афоризму В.Ключевского и тогда будет понятно, почему Минэнерго РФ выпустило приказ от 31.08.2016 № 875 о внесении изменений в вышеупомянутый приказ № 506 от 07.08.2014 г.: изменения сформированы на базе результатов ООО «КАРАНА».

Следующим приказом Минэнерго РФ должен быть приказ об утверждении нормативов взамен 674 приказа: нормативы будут соответствовать Методике, утвержденной приказом № 875.

Мы, как и многие другие организации, много лет, еще до реформирования энергетики, занимались проблемой потерь электроэнергии при ее передаче и были одними из инициаторов того, что Минпромэнерго РФ, а после реорганизации Минэнерго РФ, начало серьезно заниматься этой проблемой. Задолго до выхода Стратегии развития электросетевого комплекса РФ совместно с многими другими энергетиками, например, из бывшего ВНИИЭ, ОРГРЭСа, Энергосетьпроекта, из многих электросетевых организаций обсуждалась необходимость разработки целевых показателей нормативов потерь электроэнергии. Целевых показателей не для того, чтобы их грубо считать нормативом для формирования НВВ в целях оплаты потерь для сетевых организаций, а целевых показателей, которых нужно добиваться для максимально эффективного функционирования электрических сетей, обеспечивающего высокую степень качества электроэнергии, поставляемой потребителям, прежде всего для формирования инвестиционных программ сетевых организаций и, в конечном итоге, реализации требований Стратегии.

В конце 2013 г. мы представили в Минэнерго РФ свое видение этой проблемы, основанное, как нам представляется, по крайней мере, на здравом смысле (см. ниже).

 

Целевые показатели технологических потерь электрической энергии
при ее передаче по электрическим сетям с использованием методов
сравнительного анализа

1. Предпосылки необходимости определения целевых показателей с использованием методов сравнительного анализа.

Электрические сети Российской Федерации формировались в условиях плановой экономики СССР, с учетом развития энергосистемы. Одним из последствий развала СССР, явилось изменение состава нагрузки и значительное ее снижение вследствие ликвидации промышленных предприятий. Таким образом, в электрических сетях сложилась ситуация с крайне низкой загрузкой трансформаторов и линий электропередачи.

Линии электропередачи СН2 и выше многократно перекладывались и ремонтировались, поэтому в сетях наблюдаются самые разные варианты соединения разных типоразмеров проводов и кабелей. Встречаются такие алогичные ситуации, когда головной участок линии выполнен проводом (или кабелем) меньшего сечения, чем следующие за ним участки. В кабельных сетях накопилось большое количество муфт, а в сетях, выполненных воздушными линиями, большое количество соединительной арматуры. Все это не способствует оптимальной загрузке сетей и приводит к непредвиденному перерасходу электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

Вместе с тем, трансформаторные подстанции практически не развивались, за исключением плановой замены трансформаторов (при необходимости). Как уже было описано выше, в электрических сетях России наблюдается избыток трансформаторной мощности. Окупаемость замены трансформатора на меньший типоразмер в виду его малой загрузки, маловероятна, однако в качестве одного из факторов, безусловно, должна учитываться при разработке и утверждении инвестиционной программы организации.

В свою очередь, сети НН развиваются вместе с коммунально-бытовой нагрузкой. После разделения бизнеса на электросетевую и электросбытовую деятельность, собираемость денежных средств резко сократилась. К настоящему времени «потери» электрической энергии в сети НН формируется как разница отпуска в сеть НН и «полезного отпуска», полученного из экономического баланса организации, сформированного сторонней организацией (электросбытовой организацией). Таким образом, «потери» электроэнергии в сетях НН, формируются эффективностью работы сторонней (электросбытовой) организации, причем эффективность работы этой сторонней организации никоим образом не отражается на прибыли этой организации. В итоге, отчетные (фактические) потери электроэнергии в сетях НН превышают разумные пределы, обусловленные возможностями электрической сети. При попытке обосновать суммарные потери, электросетевая компания вынуждена перераспределять небаланс (экономический, преобразованный в небаланс технологический), сформированный сторонней организацией, по всем уровням напряжения, так как применение результата, получаемого из экономического небаланса, в технологическом расчете приводит к результатам, необъяснимым с технической точки зрения.

На основании изложенного, подход с определением целевых показателей в дополнение к определению технологических потерь базового периода, представляется наиболее объективным методом нормирования потерь. Определение целевых показателей предлагается определять из максимально технически допустимых величин, основанных на нормах проектирования электрических сетей (ПУЭ, ГОСТы, СНиПы и т.д.). Как было сказано выше, такой подход обусловлен исключительно экономическими факторами, сложившимися в Российской Федерации к настоящему времени.

2. Определение целевых показателей при нормировании потерь электрической энергии в части линий электропередачи напряжения СН2 и выше.

В соответствии с нормами проектирования, выбор сечения проводников производится исходя из нескольких факторов, основными из которых являются:

Анализируя основные положения ГОСТ Р 54149-2010, для целей проектирования значимым показателем можно считать «Медленные изменения напряжения», требования к которому прописаны как «положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100% времени интервала в одну неделю». Для обеспечения допустимого уровня напряжения на шинах электрически удаленного приемника, минимальный уровень напряжения на шинах питающих центров не может быть ниже 105%*Uном. Для обеспечения такого уровня напряжения на шинах НН, с учетом работы устройств РПН, напряжение на наиболее электрически удаленной шине высшего уровня напряжения ТП (ПС) не может быть ниже 100%*Uном. Таким образом, в качестве предельно допустимой величины уровня напряжения на самой электрически удаленной шине СН2 и выше, можно принять 100%*Uном. Вторым предельным уровнем напряжения в таких сетях можно считать 110% Uном на головном участке линии электропередачи.

Для определения максимально возможных нагрузочных потерь, в качестве модели линий электропередачи произвольной электрической сети, можно принять эквивалентную (условную) линию электропередачи. При моделировании ситуации, основываясь на законах электротехники, можно получить предельно допустимый уровень потерь в каждой линии электропередачи. Следует учесть, что полученные результаты являются предельными для всех возможных режимов работы сети, включая послеаварийные режимы.
Перегрузочная способность линий электропередачи зависит от многих факторов, в том числе от первоначальной загрузки (которая при проектировании в целом зависит от конфигурации сети), от исполнения линии электропередачи, от продолжительности периода ликвидации послеаварийного режима и составляет 100-135% номинальной (допустимо превышение тока на 100-135%) в течение 1-3 часов. В целом при моделировании ситуации можно допустить, что загрузка линий электропередачи не превышает 60% от максимальной (80% при отсутствии резервирования, либо большой части отключаемой нагрузки).

Объединив все перечисленные граничные условия и проведя расчеты можно получить следующие предельные величины нагрузочных потерь в линиях электропередачи (табл. 3).

 

Таблица.3. Предельный уровень нагрузочных потерь электроэнергии в линиях электропередачи.

Уровень нагрузочных потерь, %

Uном, кВ

6

10

35

110

Fвл, мм2

25

2,14%

2,05%

-

-

50

1,85%

1,86%

-

-

70

1,73%

1,70%

1,63%

1,57%

120

1,35%

1,26%

1,09%

0,95%

240

-

-

0,63%

0,58%

 

Исходя из получившихся величин, для уровня напряжения СН2 (и для 6 кВ и для 10 кВ) нагрузочные потери не могут превышать 2%, для уровня напряжения ВН (110 кВ) – 1,6%. Функция является степенной, таким образом для уровня напряжения СН2 (35 кВ) нагрузочные потери также не может превышать уровня 1,6%.

В целом, в качестве целевого показателя для величины нагрузочных потерь электрической энергии в линиях электропередачи можно принять 2% для уровня номинального напряжения СН1 и 1,6% для уровня напряжения ВН и СН2.

3. Определение целевых показателей при нормировании потерь электрической энергии в части трансформаторов номинальным напряжением СН2 и выше.

В связи с обстоятельствами, отмеченными выше, рассчитывать на оптимальную загрузку трансформаторной мощности в сложившихся условиях не приходится, однако в качестве целевого показателя оптимальная загрузка трансформаторов может применяться.

Исходя из норм проектирования, для двухтрансформаторной подстанции оптимальная загрузка трансформаторов составляет 60-70% номинала, при однотрансформаторной – 80-90% от номинальной. Это обуславливается перегрузочной способностью трансформаторов, которая составляет 40% от номинала. Следует также учитывать возможность резервирования нагрузки по сетям низшего напряжения. Кроме того, допускается проектирование отдельных подстанций с автоматическим отключением в аварийном режиме части менее ответственных электроприемников, а также установка одного трансформатора, если имеется централизованный резерв и от подстанции питаются электроприемники только второй и третьей категорий.

Обобщая все перечисленные факторы, можно принять оптимальную загрузку трансформатора для разнородной нагрузки (включающей в себя как промышленную, так и коммунально-бытовую нагрузку) на уровне 60-80% от номинальной. При таких условиях и основываясь на расчетах технологических потерь в трансформаторах, а также для облегчения анализа материалов, представленных на утверждение в Минэнерго России, можно вывести усредненные показатели потерь, характеризующих оптимальную загрузку трансформаторов.

Из проведенных расчетов следует, что для трансформаторов номинальным уровнем напряжения высшей обмотки СН2, соотношение величины нагрузочных потерь (условно-переменная часть потерь, ΔWкз) к величине потерь холостого хода (условно-постоянная часть потерь, ΔWхх) составляет 1 (ΔWкз = ΔWхх). Если указанное соотношение меньше 1, то трансформаторы недогружены и их загрузку нельзя назвать оптимальной, в случае превышения этой величины показателя 1,5, загрузка трансформаторов может считаться оптимальной только в случае τ ≥ 6000 часов в год, что вызывает сомнение в обоснованности и не характерно для смешанной нагрузки (такой показатель характерен для промышленной нагрузки с 2-3 сменной работой). Таким образом, для определения целевых показателей при нормировании потерь электрической энергии в части трансформаторов номинальным напряжением СН2, можно установить как соотношение:          

ΔWкз / ΔWхх = 1.

Следует отметить, что в данной работе не рассматривается технико-экономическое обоснование замены трансформаторов. В связи с большой стоимостью, как трансформатора, так и работ по его замене, экономическое обоснование такой замены на основании только сокращения потерь в электрических сетях не представляется возможным, однако получаемые целевые показатели следует учитывать при формировании инвестиционной программы в числе прочих показателей.

Рассматривая загрузку трансформаторов иных номинальных напряжений (СН1 и ВН), можно наблюдать аналогичную картину. Таким образом, для большинства случаев, возможных в электрических сетях Российской Федерации оптимальным соотношением ΔWкз / ΔWхх можно считать интервал 0,8-1,2.

4. Определение целевых показателей при нормировании потерь электрической энергии в части электрических сетей напряжением 0,4 кВ (НН).

Электрические сети низкого напряжения (НН) России в основном сформированы на номинальном напряжении 0,4 кВ. Однако в некоторых районах сохранились сети номинального напряжения 0,22 кВ. В среднесрочной перспективе рекомендуется перевод таких сетей на номинальное напряжение 0,4 кВ. Вместе с тем, количество таких сетей в России незначительно, и они не могут существенно повлиять на показатели работы электрической сети в целом. Поэтому в настоящей работе под сетями низкого напряжения следует понимать только сети напряжением 0,4 кВ.

Принимая во внимание это допущение, можно провести анализ величины нагрузочных потерь электроэнергии для электрических сетей номинальным напряжением 0,4 кВ. Для такого анализа наиболее подходящим методом расчета технологических потерь будет являться метод расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения.

В целях применения указанного метода, в соответствии с действующей Инструкцией должны быть произведены измерения уровней фазных напряжений на шинах ТП и в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки. По данным измерений может быть определена абсолютная и относительная величина потерь напряжения (ΔU) в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6-20/0,4 кВ.

Проводя моделирование возможных уровней напряжения следует учесть требования ГОСТ Р 54149-2010, которыми установлена следующая норма: положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100% времени интервала в одну неделю. Таким образом, для наименее электрически удаленной точки передачи электрической энергии можно принять шины питающего центра, в котором максимальное напряжение может составлять 110% Uном. Для наиболее электрически удаленной точки передачи электрической энергии принимается минимальное напряжение в 90% Uном. Соответственно, максимально возможное падение напряжения, которое не противоречит нормам качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения, составляет 20%.

В качестве расчетной формулы принимается формула (51) действующей Инструкции:


где, КНЕР определяется по формуле (52) Инструкции:

2

Однако для целей моделирования можно пренебречь неравномерностью загрузок фаз и принять в расчет величины, рекомендованные при отсутствии данных о токовых нагрузках фаз:
для линий с:     

3

КНЕР = 1,13;
Для линий с:

4

КНЕР = 1,2.

Для указанных вариантов значения коэффициентов и в соответствии со справочной таблицей к формуле (51) Инструкции, проведем расчет нагрузочных потерь для описанного выше предельного случая. Результаты расчетов приведены в табл. 4.

Таблица 4. Расчет нагрузочных потерь.

При:

ТМАКС

2000

3000

4000

5000

6000

тогда:

 5

0,46

0,52

0,6

0,72

0,77

При таких условиях получается, что  составляет:

 6

КНЕР = 1,13

7,28%

8,23%

9,49%

11,39%

12,18%

 7

КНЕР = 1,2

7,73%

8,74%

10,08%

12,10%

12,94%

Таким образом, полученные величины представляют из себя предельно допустимые уровни потерь в одной конкретно взятой линии.

Вместе с тем, наиболее часто применяемым методом при расчете нагрузочных потерь в сетях низкого напряжения, является метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. При проведении расчета указанным методом, существует ограничение на его применение, которое следует из того, что он основан на методах математической статистики. Таким образом, при учете количества отходящих линий не меньшем, чем количество трансформаторов, минимально допустимом для применения метода: «Метод оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети может применяться для расчета потерь электроэнергии в совокупности линий общим количеством не менее суммарного количества линий, отходящих от 100 шт. ТП 6-20/0,4 кВ или более.» (действующая редакция Инструкции), все линии не могут иметь одинаковые (предельные) параметры. В действительности величина  ΔW% будет ниже предельно допустимой. Можно допустить, что средняя загрузка линии не будет превышать 80% максимальной, тогда, учитывая что нагрузочные потери имеют вид квадратичной функции, величина  ΔW% будет соответствовать 0,64 от предельной величины. Таким образом, целевые показатели можно сформировать следующим образом (таблица 5).

 

Таблица 5. Целевые показатели при нормировании потерь электрической энергии

Тмакс

2000

3000

4000

5000

6000

КНЕР = 1,13

4,66%

5,26%

6,08%

7,29%

7,80%

КНЕР = 1,2

4,95%

5,59%

6,45%

7,74%

8,28%

Получившийся результат можно использовать для определения целевых показателей при нормировании потерь электрической энергии в части электрических сетей напряжением 0,4 кВ.

Упомянутые расчеты здесь не представлены, так как они очень объемны, выполнены с помощью табличного процессора Excel.

К сожалению, наши подходы оказались неинтересны Минэнерго РФ. Афоризм В.Ключевского бессмертен.

Все статьи рубрики Энергетика

Архив номеров

Выпуски за 2009 год: №1 (1), №2 (2), №3 (3), №4 (4), №5 (5),

Выпуски за 2010 год: №1 (6), №2 (7), №3 (8), №4 (9), №5 (10), №6 (11), №7 (12), №8 (13),

Выпуски за 2011 год: №1 (14), №2 (15), №3 (16), №4 (17), №5 (18), №6 (19),

Выпуски за 2012 год: №1 (20), №2 (21), №3 (22), №4 (23), №5 (24), №6 (25),

Выпуски за 2013 год: №1 (26), №2 (27), №3 (28), №4 (29), №5 (30), №6 (31),

Выпуски за 2014 год: №1 (32), №2 (33), №3 (34), №4 (35), №5 (36), №6 (37),

Выпуски за 2015 год: №1 (38), №2 (39), №3 (40), №4 (41), №5 (42),

Выпуски за 2016 год: №1 (43), №2 (44), №3 (45), №4 (46),

Выпуски за 2017 год: №1 (47) , №2 (48), №3 (49).

Статьи по темам

Энергетика (8) ,
Энергоэффективное строительство (17) ,
Возобновляемые источники энергии (20) ,
Региональный опыт (3) ,
О работе НП "Энергоэффективный город" (5) ,
Энергоменеджмент (4) ,
Энергоэффективные здания (0) ,
Информация о работе Координационного совета (124) ,
Экономика и управление (129) ,
Теплоснабжение (68) ,
Энергоэффективное освещение (53) ,
Учет энергоресурсов (16) ,
Энергосервис и ЭСКО (45) ,
Электроснабжение (13) ,
Когенерация (4) ,
Мировой опыт энергосбережения (41) ,
Новые технологии (45) ,
Энергетические обследования и энергоаудит (30) ,
Обзор СМИ (5) ,


Rambler's Top100

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Тел.(495) 360-66-26 E-mail:
© Портал ЭнергоСовет.ru - энергосбережение, энергоэффективность, энергосберегающие технологии 2006-2017
Возрастная категория Интернет-сайта 18 +
реклама | карта сайта | о проекте | контакты | правила использования статей

Регулятор отопления для зданий для устранения перетопов подробнее