Диплом. Программа Энергообеспечение сельского хозяйства
 Скачать 1.34 Mb.
|
|
2.3 Применение оценки диапазонов неопределенности энергораспределения с целью устранения коммерческих потерь электроэнергии «Подходы к анализу наблюдаемости и оценивания энергораспределения в сетях 0,4-10 кВ могут оказаться полезными для выявления очагов коммерческих ПЭ и их устранении» [33]. В качестве примера необходимо рассмотреть распределительную линию 10 кВ, которая изображена на рисунке 2.3. Рисунок 2.3 - Схема распределительной линии 10 кВ. 49 С учетом заданной проходящей энергии W аГУ = 540000 кВтч за один месяц, cosφ = 0,857 получены расчетные значения, которые представлены в таблице 2.1 (∆W aв.в = 18447 кВтч). Таблица 2.1 – Расчетные значения S ном W аотп W анн W а1 max W а1 min W а2 max W а 2 min 100 39560 2694 61704 42254 141177 21751 160 63311 4310 98726 67621 166544 58773 250 94966 6466 154260 101432 200356 114307 400 197854 13469 246816 211323 310246 206863 С помощью значений в вышеприведенной таблицы можно вычислить данные по зонам неопределенности и коммерческие потери электрической энергии (таблица 2.2). Таблица 2.2 – Зоны неопределенности S ном ∆ 11 ∆ 12 ∆ 21 ∆ 22 ∆W k max 100 19450 39953 98923 119426 19450 160 31105 39953 98923 107771 31105 250 52828 39953 98923 86049 39953 400 35493 39953 98923 103383 35493 Судя по данным из таблицы 2.2, самое большое значение ∆W k max получается для подстанции S ном = 250 кВА. Коммерческие потери можно сократить путем нахождения работниками энергетических организаций очагов таких потерь в сети 0,4 кВ, возникающие в результате питания от данной подстанции. Помимо этого, применение учета электрической энергии и УСПД на 50 подстанции даст более эффективное наблюдение за электропотреблением абонентов. В случае, когда на некоторых подстанциях линии электроснабжения установлены системы учета электроэнергии (а также и АСКУЭ), с которых собираются значения электропотребления с шин 0,4 кВ, то: (2.1) (2.2) где W aттп – количество электрической энергии, зафиксированное учетом потребителей (прибор учета установлен в сети 0,4 кВ), питающейся от i-ой подстанции за расчетный период Т; W аГУ – поступление энергии, которое фиксируется прибором учета на головном участке линии; W ав н – технические потери энергии в линии 6-10 кВ; W анн – технические потери энергии в линии 0,4 кВ. Например, пусть на подстанции, мощностью 250 кВА (в электрической сети, изображенной на рисунке 2.3), установлен прибор учета, зафиксировавший W aj = 120000 кВА. Следовательно, максимальные коммерческие потери электроэнергии для подстанции мощностью 100 кВА составят 19450 кВтч, для подстанции 160 кВА – 31105 кВтч, а для подстанции 400 кВА – 31385 кВтч, т.е. на подстанцию мощностью 400 кВА работникам энергосбытовой организации следует обратить особое внимание. Стоит обозначить, что данный метод может дать сомнительный результат, если для всех подстанций образуется равенство ∆W k max = ∆ 12 или ∆W k max = ∆ 21 На рисунке 2.4 представлены зависимости W al от W аГУ . Сплошные 51 линии – это зависимости при M = 0, когда прибор учета электрической энергии не установлен на подстанции. При этом область возможных значений энергопотребления по i-ой подстанции W al локализована криволинейным четырехугольником A B C D. При M = 1 это место сокращается до размеров четырехугольника AB I CD I , а при M = 2 – уменьшается до AB 2 CD 2 . Ширина зоны неопределенности значения W al , следовательно, уменьшается (∆˃∆ 1 ˃∆ 2 ). Таким образом, снижается и дисперсия энергопотребления. Это означает, что улучшается наблюдаемость энергораспределения в линии и точность его оценивания. Рисунок 2.4 — Изменение возможных значений энергопотребления по подстанции при увеличении количества счетчиков электроэнергии Как было показано выше, ширина зоны неопределенности ∆ означает наибольшее значение коммерческих потерь электроэнергии ∆W klmax , возникающие в сети 0,4 кВ i-ой подстанции, в которой не установлена система учета электрической энергии. На рисунке 2.5 изображено возможное изменение коммерческих потерь при M = 0(∆), М = 1(∆ 1 ), M = 2(∆ 2 ). 52 Рисунок 2.5 - Изменение максимально возможных коммерческих потерь электроэнергии Следовательно, вышеизложенный метод вероятностной оценки энергораспределения в сетях 0,4-10 кВ сможет пригодиться в качестве решения проблем устранения очагов коммерческих потерь электроэнергии, а также в определении проблем применения систем учета электрической энергии на трансформаторных подстанциях 6, 10 / 0,4 кВ, т.е. увеличения наблюдаемости энергораспределения в таких сетях. Применение данного метода позволяет рассчитать наблюдаемость энергораспределения и устранять очаги коммерческих потерь электрической энергии. 2.4 Устройство сбора и передачи данных «Устройство сбора и передачи данных (УСПД) необходимо для сбора, накопления и хранения информации с приборов учета электроэнергии» [38], а также для реализации локального и централизованного управления приборами учета электроэнергии. УСПД работает для группы средств учета электроэнергии, получает от них нужную информацию, и реализовывает передачу данных к ним от центра управления АСКУЭ. «У УСПД должен иметься один интерфейс канала связи с счетчиками электроэнергии и один интерфейс канала связи с центром управления АСКУЭ. Интерфейс связи с центром управления АСКУЭ может применяться в виде, например, модуля радиоприемника, телефонного модема. Также, УСПД должно иметь стандартный интерфейс для подключения пульта контроллера 53 или мини-компьютера» [38]. УСПД содержит основные функции: — «сбор, обработка, хранение и передача данных активной, реактивной энергии и мощности; — замеры потребленной электроэнергии по установленным тарифам в заданном интервале; — замеры средних величин мощностей; — фиксирование максимальной величины мощности» [38]; — «наблюдение за превышением установленных лимитов мощности; — защита данных, полученных от коммерческих приборов учета, от несанкционированного доступа; — осуществление коррекции текущего времени; — выполнение перехода на летнее/зимнее время без потери текущей информации; — осуществление автоматического самотестирование функциональных модулей и узлов автоматизированных систем; — формирование журналов событий и передачу информации по запросу» [38]. УСПД обязательно должно оснащаться резервным источником питания. Информация, передаваемая от прибора учета до УСПД, сформирована в таблицах (статические и динамические). «Статические таблицы включают в себя информацию, которая не изменяется в процессе энергопотребления. К ним относятся, например, таблицы переключения тарифов, таблицы порогов ограничения мощности и т.д.» [38]. «Динамические таблицы включают информацию, которая описывает процесс электропотребления. Это таблицы расхода электроэнергии по тарифным зонам, журнал событий, журнал качества электроэнергии и т.д.. Также УСПД хранит в своей памяти копии статических и динамических 54 таблиц и обеспечивает их однозначное соответствие. При этом эталоном статических таблиц являются таблицы, расположенные в УСПД. Соответствие статических таблиц счетчиков электроэнергии эталонным таблицам в УСПД периодически проверяется. При обнаружении несоответствии таблиц УСПД перезаписывает их в счетчики электроэнергии. Признаком несоответствия является контрольная сумма содержимого таблиц, каждый раз передающаяся при опросе счетчиков электроэнергии» [39]. «Источником информации для динамических таблиц являются счетчики электроэнергии, поэтому УСПД читает их из счетчиков и записывает в своей памяти. Блок управления реализуется на основе микроконтроллера, блок запоминающего устройства имеет в своем составе энергонезависимую память» [39]. На рисунке 2.6. изображена функциональная схема УСПД. «Блок управления реализуется на основе микроконтроллера, блок запоминающего устройства имеет в своем составе энергонезависимую память» [39]. «В качестве интерфейса с счетчика электроэнергии можно применять модуль PLC-модема или модуль интерфейса стандарта RS-485. Интерфейс с пультом контролера обеспечивает обмен по одному из вариантов последовательного обмена по стандарту RS-232, RS- 485 или USB. Осуществление принятия сигналов из центра управления АСКУЭ осуществляется с помощью модуля цифрового радиоприемника, возможен версия приема сигналов от пульта контролера, либо с помощью интерфейса RS- 232 по любому имеющемуся каналу связи (GSM, проводные каналы)» [39]. 55 Рисунок 2.6 - Функциональная схема УСПД «Блок основного и резервного питаний создает питающие напряжения из напряжения электросети и имеет в составе аккумулятор, который обеспечивает резервное питание при отсутствии напряжения электрической сети» [39]. Блок-схема алгоритма работы УСПД показана на рисунке 2.7. 56 Рисунок 2.7 - Блок-схема алгоритма работы УСПД «В блоке 1 выполняется тестирование подсистем и регистрация в журнале событий времени и даты включения в работу УСПД. В блоке 2 опрашивается модуль интерфейса с центром управления АСКУЭ, если в буфере приема находится принятый сигнал, то она декодируется и выполняется (блок 3). В блоке 4 проверяется подключения пульта контролера (ПК), если ПК подключен, то от него принимается файл-задание, записывается в память и выполняется (блок 5). В блоке 6 УСПД опрашивает очередной прибор учета электроэнергии, получает от него конечную информацию и динамические таблицы. Если ответ не был получен (блок 7), в журнал событий записывается дата, время и код события (блок 8). Если контрольная сумма статической информации счетчика электроэнергии изменилась (блок 9), УСПД перезаписывает необходимые таблицы (блок 10) и регистрирует это событие в журнале. В блоке 11 происходит запись полученных от счетчика электроэнергии динамических таблиц в память УСПД. Далее происходит 57 повтор цикла с блока 2» [39]. «Были проанализированы характеристики крупномасштабных Фотоэлектрических установок на крыше в Самут Сонгкрам, Таиланд. Измерение качества мощности было установлено на точечном общем присоединении (ТОП) с распределительными системами 22 кВ и 50 Гц для измерения напряжения, частоты, полного напряжения гармонических искажений (просмотр источника МатМЛ) и флуктуации напряжения в течение одной недели, выработка электроэнергии с завода фотоэлектрической установки на крыше может поставлять электроэнергию в систему распределения. Средняя выходная мощность за неделю с 6:30 до 18:40 составляла до 778,125 кВт, а оценка качества электроэнергии также считалась эталоном, основанным на Провинциальном Департаменте Электроснабжения, в отношении сетевого подключения. Ключевым оборудованием в сети является инвертор» [40]. «Для использования технических процедур для снижения потерь электроэнергии при удовлетворении требований сети, а также для занятия функциональных возможностей антиорошения, могут использоваться квалифицированные инверторы. Соотношение выходной энергии и производительности между измерением и моделированием одинаково» [40]. Исследователи выяснили, что коэффициент производительности является очень важным значением, используемым для оценки качества Фотоэлектрической установки. Он обеспечивает производительность установки, снижения потерь электроэнергии. 58 Выводы по главе 2 1) Рассмотрены и предложены методы обнаружения несанкционированного потребления электроэнергии в электрических сетях с помощью АСКУЭ. Для реализации методов нужно наличие технических параметров элементов схемы электрической сети для их дальнейшей реализации. Данные методы дают возможность находить место такого потребления электрической энергии. 2) Рассмотрены методы для решения проблем наблюдаемости и оценивания энергораспределения в распределительных электросетях с помощью нахождения возможных коммерческих потерь электроэнергии в сети 0,4 кВ. 3) Достаточно простое в работе УСПД ориентировано на применение в составе АСКУЭ в качестве промежуточного элемента для обмена информацией между энергосбытовой организацией и приборами учета электроэнергии. 59 3 Подходы к созданию системы мониторинга потерь энергии в электрических сетях 3.1 Основные предпосылки и условия создания системы мониторинга потерь электроэнергии в сетях Для реализации наблюдения за уровнем потерь электроэнергии необходимо наблюдение за значениями отпущенной и потребленной энергий, а для создания мониторинга содержания потерь необходимо наблюдение за параметрами режима электрической сети, которые определяют потери электроэнергии. Для обеспечения наблюдения за потерями электроэнергии могут выступать эффективные системы, действующие в сетевых и энергосбытовых организациях АСДУ и АИИС КУЭ. Это системы, которые обладают развитыми техническими средствами измерения, изменения, распространения и хранения информации, осуществляют предоставление нужных параметров для расчета фактических потерь электроэнергии и их составляющих. «Для того, чтобы создать данные системы, необходимо разработать программные средства, которые обеспечивают интеграцию информации АСДУ и АИИС КУЭ и выполняют расчет технических и коммерческих потерь электроэнергии. Для оперативной работы вышеперечисленных систем необходим ОИУК (оперативно-информационный управляющий комплекс), который автоматизирует функции сбора, обработки, хранения и отображения информации о текущем состоянии элементов распределительной сети и параметрах режима, а также организовать дистанционное управление объектами» [19]. «Автоматизация и информатизация распределительных электрических сетей во многих странах признаны в настоящее время стратегическими направлениями в энергетике, т.к. позволяют существенно повысить надежность и качество электроснабжения потребителей. На эти цели в развитых странах энергокомпаниями выделяются значительные средства». 60 «Например, суммы инвестиционных затрат энергокомпаний США на автоматизацию сетей в 2000 г. составили: - на создание АСДУ и телемеханизацию – 140 млн. долларов; - на автоматизацию подстанций – 170 млн. долларов; - на автоматизацию распределительных сетей – 600 млн. долларов» [42]. Для решения задач мониторинга потерь электроэнергии необходимо объединение комплекса программ расчета и анализа потерь электроэнергии с ОИУК. «Наиболее развитыми для данного объединения являются технология клиент-сервер и Internet. При этом появляется возможность решения следующих основных задач» [19]: - имитирование схемы электросети с телесигнализацией; - расчет и объяснение текущего установившегося режима сети; - совершенствование режима по напряжению и мощности; - создание и сохранение графиков напряжений, токов и мощности для расчета потерь электроэнергии и сезонного более рационального использования электричества; - формирование вероятностных характеристик параметров режима. На рисунке 3.1 изображена схема взаимодействия элементов комплекса расчета потерь и сервера ОИУК. Рисунок 3.1 - Схема взаимодействия компонентов комплекса расчета потерь электроэнергии и сервера ОИУК 61 Моделирование данной схемы электросети создается за счет информации о состоянии коммутационных аппаратов на основе значений телесигнализации. Так как для каждого коммутационного аппарата в ОИУК существует соответствующий номер телесигнализации, то для того, чтобы состояние коммутационного аппарата в данный момент показывалось в базе данных комплекса расчета потерь электроэнергии, нужно заранее один раз распределить этот номер, который соответствует своему выключателю. Для моделирования режима электросети в комплексе расчета потерь электроэнергии на основе телеизмерений необходимо создание текущей схемы и передача информации из ОИУК о параметрах режима со следующими значениями: активная и реактивная мощности, токи и напряжения. Для режимно-технологических задач комплекса расчета потерь электроэнергии также нужна проверка правильности номеров телеизмерений и времени их преобразования, проверки передачи потребителю необходимого сообщения. В то же время, если «ОИУК выполнен по структуре «клиент-сервер», то для осуществления быстрого доступа к данным настоящего времени для каждого потребителя может быть создана прямая связь с сервером приложения ОИУК и донесения от него необходимой информации» [19]. Для того, чтобы обеспечить такой доступ, нужна регистрация потребителя на сервере в обязательном порядке. «Данный вариант к объединению комплекса расчета потерь электроэнергии с ОИУК может применяться и для объединения комплекса с АИИС КУЭ для получения информации об активной W a и реактивной W p энергии через каждые элементы сети, а также с автоматизированными системами энергосбытовых компаний с целью принятия информации об электропотреблении» [19]. На рисунке 3.2 изображена схема технического обеспечения системы мониторинга потерь электроэнергии. 62 Рисунок 3.2 - Схема технического обеспечения системы мониторинга потерь электроэнергии Для того, чтобы реализовать системы мониторинга потерь электроэнергии, нужно предоставить соотнесение потребительских систем учета электроэнергии и соответствующих элементов схемы замещения электросети по пути «район электросетей – головная подстанция — линия 6-10 кВ - трансформаторная подстанция — линия 0,4 кВ». Следовательно, нужно создать систему электрической адресации потребителей в отличие от существующей в энергосбытовых компаниях почтовой адресации потребителей. Помимо этого, в расчетном комплексе нужна информация об отпуске или потреблении энергии и метрологической информации счетчиков, измерительных трансформаторах тока и напряжения. Результат введения работ в анализе и уменьшении потерь электроэнергии в электросетях в основном зависит от программного обеспечения, который применяется для расчетов и создания мероприятий по сокращению потерь электроэнергии. 63 Необходимость совершенствования программного обеспечения для расчетов, разработки мероприятий по сокращению потерь электроэнергии в электросетях вызвана значимыми причинами: 1) Ключевые возможности функциональных программ не обеспечивают должным образом существующих научных и методических усовершенствований в сфере расчетов и уменьшения потерь электроэнергии. 2) Так как существует специфика обособления электроэнергетики на отдельные организации, то требуется приспособление программных средств к особенности работы и задачам энергосбытовых организаций, контролеров коммерческого учета, муниципальных электроснабжающих компаний и объединение программного обеспечения, которым пользуются данные организации. 3) Программные средства для обсуждения вопросов в замкнутых питающих и разомкнутых электросетях совершенствовались отдельно, но необходимо их объединение, так как этого требует физическая суть выполняемых задач. Рассмотрим одну из известных сетевых организаций г.Тюмени – АО «Россети Тюмень». Сетевая организация АО «Россети Тюмень» оказывает услуги по передаче электрической энергии по собственным и арендованным сетям (10; 6; 0,4 кВ). В состав электрических сетей организации входят: - Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ –427 шт. - Кабельные линии 6-10 кВ – 593,36 км. - Кабельные линии 0,4 кВ – 621,91 км. - Воздушные линии 6 кВ –80,00 км. - Воздушные линии 0,4 кВ – 156,18 км. - Распределительные пункты 6-10 кВ на 335 присоединения – 16 шт. Суммарные годовые потери активной энергии в кабельных и воздушных линиях 0,4/6/10 кВ в натуральной величине ориентировочно по 64 предоставленным данным составляют 545,21 тыс.кВт*ч. Система учета потребления электроэнергии не эффективна. Необходимо установить индивидуальный учет (на границе балансовой принадлежности) потребления электроэнергии основными потребителями с помощью электронных счетчиков. Эффективное использование электронных счетчиков позволит управлять графиком потребления энергии и мощности в зависимости от температуры воздуха и технологических нужд. Такое управление позволит снизить затраты на покупку потерь электроэнергии на 3-5% за счет более равномерного распределения нагрузки и за счет контроля управления значениями заявленной и фактической мощностями. В таблице 3.1 представлены поступление в сеть, потери и полезный отпуск электрической энергии по АО «Россети Тюмень» за 2016-2020 гг. 65 Таблица 3.1 – Поступление в сеть, потери и полезный отпуск электроэнергии Год Уровень напряжения Поступление эл.энергии в сеть Потери эл.энергии в сетях Полезный отпуск электроэнергии тыс.кВт*ч тыс.кВт*ч % тыс.кВт*ч 2016 ВН 61671,65 1668,73 2,2 2138,76 СН1 19907,06 СН2 24627,67 31268,63 40,4 122583,34 НН 37,36 44414,99 57,4 360170,11 ИТОГО: 662243,74 77352,35 100 484892,21 2017 ВН 635723,26 1685,08 1,76 2146,92 СН1 20549,95 СН2 21828,44 31574,94 33,0 129525,32 НН 4,40 62320,24 65,2 362753,96 ИТОГО: 678106,05 95580,26 100 494426,2 2018 ВН 622388 1189 1,43 1190 СН1 20781 СН2 5637 29705 35,6 157726 НН 52503 62,9 336451 ИТОГО: 648806 83397 100 495367 2019 ВН 628406,07 1409,8 1,7 75417,14 СН1 20015,06 СН2 13434,44 29191,53 35,2 162443,19 НН 52329,14 63,1 423995,24 ИТОГО: 661855,57 82930,47 100 661855,57 2020 СН1 24356,27 ВН 608581,5 1111,44 1,70 798,36 СН1 24356,27 СН2 37139,02 23013,33 35,2 153893,82 НН 41254,02 63,1 372793,33 ИТОГО: 670076,79 65378,79 100 527485,51 66 Потери электроэнергии, представленные в таблице 3.1 и имеющие отношение к низкому напряжению (0,4 кВ), имеют практически самое большое численное значение (по сравнению с ВН, СН2). Потери в сетях НН в среднем составляют практически 61% от полезного отпуска электрической энергии в сеть. Полезный отпуск электрической энергии в сетях низкого напряжения 0,4 кВ также имеет наибольшее значение, по сравнению с ВН и СН2. Это говорит о том, что: - у большинства абонентов не установлены счетчики электрической энергии, либо не опломбированы; - неверно списаны показания мощности по прибору учета; - схема внутреннего электроснабжения потребителя функционирует неверно (провода могут скрывать) с целью воровства электрической энергии; - применяются разные методы расчета показаний прибора учета или написание в квитанцию неверного количества потребленной электроэнергии и мн.др. Экономическим эффектом от внедрения такого мероприятия, например, как установка электронных приборов учета считается: рост учтенного полезного отпуска электроэнергии, снижение потерь электроэнергии от повышения точности учета, от неточного расчета корректирующего коэффициента при несовпадении точек поставки и измерения. В таблице 3.2 представлены фактические и нормативные потери электроэнергии по АО «Россети Тюмень» за 2016-2020 гг. 67 Таблица 3.2 – Фактические и нормативные потери электроэнергии за 2016-2020 гг. Год Потери эл.энергии в сетях (фактические), тыс.кВт*ч Потери эл.энергии в сетях (нормативные), тыс.кВт*ч 2016 94653,04 80793,73 2017 95580,25 81568,95 2018 83397 79862,78 2019 79895,95 80746,38 2020 65378,79 81749,36 В базовом 2020 году технологические потери предприятия составили 65378,79 тыс.кВтч/год. В результате реализации развития систем учета электроэнергии на розничном рынке электроэнергии в распределительных сетях АО «Россети Тюмень» планируется сокращение потерь электроэнергии. Основные цели и задачи развития систем учета являются: избежание недоучета, хищения электроэнергии и установка систем учета с более высоким классом точности взамен старых индукционных приборов учета. Это позволит уменьшить потери электроэнергии на 15-20% увеличить полезный отпуск электроэнергии. Развитие системы учета необходимо реализовывать поэтапно. Постепенное внедрение современной технической базы даст небольшой срок окупаемости оборудования и позволит производить закупку оборудования для дальнейшего внедрения современных систем учета. В итоге можно приблизительно спрогнозировать экономию электроэнергии как в натуральном так и в денежном выражении в сторону уменьшения потерь, согласно действующему тарифу на покупку электроэнергии на технологические потери в тыс.кВтч/год: - в 2022 – 2062,701 тыс.кВт*ч, - в 2023 – 3712,862 тыс.кВт*ч, - в 2024 – 7219,454 тыс.кВт*ч, 68 - в 2025 – 7838,264 тыс.кВт*ч, - в 2026 – 8250,804 тыс.кВт*ч. Полезный отпуск в среднем за 2012 год составляет 484892,21 тыс.кВт/ч, что составляет 78% от общего объема поступления электроэнергии в сеть. Измерительный парк оборудования более 80% потребителей (физических лиц) не обновлялся более 10 лет. Как правило, это технически изношенные и морально устаревшие индукционные приборы учета, которые не соответствуют техническим требованиям. Осуществляемые ими измерения имеют погрешность, превышающую максимально-допустимую. Учитывая, что многие приборы установлены внутри домов, представители сетевой организации не имеют возможности осуществлять съем показаний для расчетов объемов переданной этой категории потребителей электроэнергии. Автоматизированный сбор данных со счетчиков предполагается осуществлять с помощью четырех УСПД со встроенным модемом и с последующей передачей по каналу на уровень ИВК. В случае выхода из строя УСПД сбор данных осуществляется мобильным ридером (не заходя к потребителю). Ориентировочная стоимость одного УСПД 50 тыс.руб. Система учета электроэнергии для потребителей, подключенных к сети 0,4 кВ формируется из информационно-измерительных комплексов, оснащаемых средствами передачи данных. |