Исследование и уменьшение коммерческих потерь в электрических сетях в условиях реализации энергосервисных договоров

Для обеспечения эффективного и рационального использования энергетических ресурсов, поддержки, стимулирования и планирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности в Российской Федерации созданы законодательные и стимулирующие меры для развития.

Для обеспечения грамотно выстроенного использования энергетических ресурсов в рамках реализации энергосервисных контрактов требуется применение цифровых технологий в электрических сетях, что в настоящий момент является первостепенной задачей перед энергетической отраслью.

В рамках исследования выбраны 5 воздушных ЛЭП Пензенского ПО филиала ПАО «Россети Волга» - «Пензаэнерго».

Таблица 1

Анализ балансов электроэнергии по ВЛ-10 кВ за год

В результате проведённого анализа по выбранным ВЛ-10 кВ выявлено значительное превышение фактического небаланса электроэнергии от нормативных значений. Это говорит, как о наличии фактов безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии, так и может быть вызвано отсутствием стопроцентного снятия показаний по точкам учета электроэнергии потребителей, возможных занижениях передаваемых объемов потребленной электроэнергии в адрес сетевой организации, а также наличием участков электрической сети с высоким уровнем технических потерь. Для снижения потерь электрической энергии необходима разработка системного подхода с применением современных средств учета электроэнергии.

Определение мест установки реклоузеров для уменьшения недоотпуска электроэнергии

Недоотпуск электроэнергии в первую очередь вызван технологическими нарушениями в работе оборудования. Критерием оптимизации выбора места установки реклоузеров в электрической сети с целью повышения надежности электроснабжения потребителей является минимизация суммарного годового недоотпуска электрической энергии (∆W_НО).

В общем виде суммарный годовой недоотпуск рассчитывается для сети по формуле:

    (1)

где ω₀ – удельная частота повреждений ВЛ–10 кВ (1/на 100 км в год);

Т – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, ч;

L – длина участка линии, км;

S_ном – номинальная мощность силового трансформатора потребительской подстанции, (кВА);

cosj – коэффициент мощности;

K₃ – коэффициент загрузки силового трансформатора потребительской подстанции.

Выбор оптимального места установки дополнительных реклоузеров предлагаем осуществить исходя из наиболее «слабых» участков ВЛ-10 кВ, подверженных технологическим нарушениям. Для этого произведем анализ причин и конкретных мест повреждении оборудования электрической сети при аварийных отключениях за последние 5 лет по всем ВЛ-10 кВ с использованием программного комплекса «Аварийность».

Фрагмент выгрузки из журнала отключений программного комплекса «Аварийность» представлен на рисунке 1.

Рис. 1. Фрагмент выгрузки из ПК «Аварийность»

Сведем результаты проведенного анализа аварийности в единую таблицу и проанализируем результаты.

Таблица 2

Анализ аварийности ВЛ-10 кВ

В ходе проведенного анализа по каждой ВЛ-10 кВ был определен участок, повреждения оборудования которого приводят к отключениям ВЛ-10 кВ. В соответствии с проведенным анализом осуществляем выбор места установки реклоузера, главной задачей которого станет отделение наиболее проблемных участков ВЛ-10 кВ. Реализация данного мероприятия позволит обеспечить более высокий уровень надежности по фидерам в целом, облегчить поиск места повреждения, ускорить восстановление питания, а как следствие этого значительно уменьшить величину недоотпуска электроэнергии.

Суммарный годовой недоотпуск для каждого участка электрической сети с установленным реклоузером, рассчитывается по формуле:

   (2)

– сумма номинальных мощностей силовых трансформаторов КТП участка, кВА.

Рассчитаем недоотпуск электроэнергии на примере ВЛ-10 кВ «Валяевская», для этого выполним отдельно расчет по участку до места установки реклоузера (участок 1) и после места установки, который входит в зону действия защит реклоузера (участок 2).

Суммарный годовой недоотпуск для участка 1:

Суммарный годовой недоотпуск для участка 2:

 

;

Суммарный годовой недоотпуск для рассматриваемой электрической сети рассчитывается по формуле:

     (3)

Результаты произведенных расчетов по ВЛ-10 кВ сведем в таблицу.

Таблица 3

Показатели недоотпуска электроэнергии

Анализируя результаты расчета, необходимо отметить существенное улучшение всех показателей при установке реклоузера для отделения наиболее проблемного участка. Так, значение годового недоотпуска электрической энергии сокращается на 46,7 % или 49700 кВт·ч/год Важную роль в обеспечении полученных результатов играет локализации поврежденных участков и восстановления электроснабжения потребителей.

Расчет технических потерь электроэнергии по ВЛ-10 кВ

При нормировании объема потерь электроэнергии по ВЛ-10 кВ важно понимать какую часть потерь составляют потери на передачу электроэнергии (технические потери) и какое количество электроэнергии теряется из-за безучетного и бездоговорного потребления потребителями. Данный показатель, так же необходим для оценки перспективы внедрения интеллектуального учета потребителям и определения сроков окупаемости энергосервисного контракта.

Выполним расчет технических потерь электроэнергии по ВЛ-10 кВ. Потери мощности определяются по следующей формуле

    (4)

Очевидно, что объем потерь электроэнергии зависит не только от длины участков линии, но и от их особенностей распределения нагрузок по длине линии. Потери в линии, которая представляет из себя вытянутую магистраль, значительно отличаются от потерь в линии с такой же суммарной протяженностью, но имеющую разветвлённою структуру отпаек в виде дерева. 
Учитывая, тот факт, что выбранные для исследования ВЛ-10 кВ имеют сосредоточенную нагрузку ближе к концу ВЛ-10 кВ, расчет потерь электроэнергии выражается в следующих формулах:

    (5)

    (6)

Из этих уравнений следует:

    (7)

где ε – отношение реактивного сопротивления линии к активному сопротивлению. Для практических расчетов применятся ε=F/100, где F – сечение провода головного участка воздушной линии.

Для увеличения точности расчетов и уменьшения времени используется программный комплекс VoltExpert. В качестве источника исходных данных использовать данные АСКУЭ с прибора учета, установленного в ячейке 10 кВ. Для расчетов необходимо задать ток согласно данным АСКУЭ, заполнить информацию о протяженности участков ВЛ-10 кВ, указать марку и сечение провода на участках. Далее производим сверку нормальной схемы ВЛ-10 кВ с графической схемой, получившейся в результате занесения данных по участкам ВЛ-10 кВ.

Рис. 2. Пример графической части линии в программе VoltExpert

Для того, чтобы программный комплекс учитывал распределения токов в отпайках ВЛ-10 кВ в соответствии с реальными нагрузками, необходимо заполнить данные по каждой ТП 10/0,4 кВ. Результаты расчета падения напряжения по участкам ВЛ-10 кВ выполненные программой VoltExpert представлены в виде таблицы.

Таблица 4

Результаты расчета потерь напряжения в ВЛ-10 кВ

Таким образом, расчет потерь электроэнергии для каждой ВЛ-10 кВ будет определен по формуле (7).

Расчет коэффициентов реактивной мощности по ВЛ-10 кВ

По результатам произведенных расчетов коэффициентов реактивной мощности отмечено превышение значения коэффициента реактивной мощности, которое нормировано приказом Минэнерго России от 23.06.2015 № 380 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии»

Для приведения в соответствия коэффициента реактивной мощности предлагаем выполнить инструментальные проверки узлов учета потребителей имеющих на балансе ТП 10/0,4 кВ. Согласно п. 16 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, в случае превышения тангенса фи сетевая организация, а также гарантирующий поставщик (энергоснабжающая, энергосбытовая организации) применяют повышающий коэффициент к тарифу на услуги по передаче электрической энергии (в том числе в составе конечного тарифа (цены) на электрическую энергию). Повышающий коэффициент применяется до самостоятельной установки устройств, обеспечивающих регулирование реактивной мощности потребителем услуг, допустившим нарушение значений соотношения потребления активной и реактивной мощности.

Размер повышающего коэффициента к стоимости услуг по передаче электрической энергии определяется согласно Методическим указаниям по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от тангенса фи, утвержденный Приказом ФСТ РФ от 31.08.2010 г. № 219-э/6. Установка учета по уровню 10 кВ позволит производить мониторинг показателей реактивной мощности в режиме реального времени и принимать действенные меры к его снижению без дополнительных затрат сетевой организации.

Произведем расчет предполагаемого эффекта от установки потребителями устройств компенсации реактивной мощности в следствии постоянного мониторинга показателя реактивной мощности со стороны работником сетевой организации.

Таблица 5

Эффективность контроля за реактивной мощностью

Учитывая предполагаемое уменьшение значений реактивной мощности, повторно произведем расчет потерь электроэнергии.

Таблица 6

Результаты от снижения значений реактивной мощности

Таким образом при систематическом контроле за соблюдением коэффициента реактивной мощности возможно добиться снижения уровня технических потерь от 0,4 до 0,5 % в зависимости от ВЛ-10 кВ.

Определение срока окупаемости энергосервисного контракта на рассматриваемом участке сети.

Для определения срока окупаемости энергосервисного договора необходимо знать две величины – совокупные затраты энергосервисной компании на реализацию договора и объем сэкономленных ресурсов сетевой компании после внедрения нового оборудования.

Для обеспечения каждого потребителя измерительными комплексами с возможностью дистанционного сбора данных необходимо выполнить следующие задачи, требующие материальных вложений:

1. Предпроектное обследование
2. Закупка оборудования
3. Выполнения строительно-монтажных работ
4. Выполнение пусконаладочных работ

Наиболее затратным является пункт №2, который связан с приобретением дорогостоящих узлов учета электроэнергии. Исходя из произведенных расчетов общая стоимость энергосервиного договора составит 168 538 000 рублей.

Для определения сроков окупаемости заключенного энергосервисного контракта также необходимо выполнить расчет величины экономии энергетических ресурсов, которая должна быть обеспечена исполнителем в результате исполнения энергосервисного договора (контракта). Значения базисного периода зафиксированы при анализе балансов электроэнергии по ВЛ-10 кВ за базисный (2022) год. Учитывая количество автоматизированного учета электроэнергии снижение потерь электроэнергии прогнозируемо до уровня технических потерь электроэнергии при ее передаче, так как безучетное потребления пресечено новыми измерительными комплексами. Таким образом суммарные потери по 5-ти ВЛ-10 кВ до реализации энергосервисного договора составляли 9 240 389 кВт*ч в год, после реализации энергосервисного договора ожидаемые потери электроэнергии снизятся до 2 086 303 кВт*ч.

Для определения ежегодной экономии ресурсов необходимо умножить полученную разницу на стоимость 1 кВт*ч (согласно тарифу на передачу э/э) 2,97 рублей и на средневзвешенный тариф на покупку потерь электроэнергии 3,57 рублей. Таким образом, ежегодная прибыль энергосервсной компании составит 46 787 718 рублей. Окупаемость договора составит 3 года и 7 месяцев после запуска всех ВЛ-10 кВ в промышленную эксплуатацию.