Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Современное состояние проблемы расчета, анализа и снижения потерь энергии в электрических сетях РСК 12
1.1 Современная классификация потерь электроэнергии в сетях РСК 12
1.2 Обзор методов расчета составляющих потерь электроэнергии в высоковольтных сетях РСК 16
1.3 Развитие технического и программного обеспечения расчета и анализа потерь энергии 25
Выводы по главе 1 39
Глава 2 Разработка методов расчета технических потерь энергии в сетях РСК на основе информации ОУИК и АИИС КУЭ 41
2.1 Совершенствование методики расчета технических потерь электроэнергии в сетях 35-110 кВ 41
2.2 Разработка алгоритма расчета технических потерь электроэнергии в сетях 6-10кВ 51
2.3 Экспериментальная проверка методик расчета технических потерь методами имитационного моделирования 62
Выводы по главе 2 72
Глава 3 Разработка методов анализа структуры и локализации потерь энергии в сетях РСК 73
3.1 Структура потерь электроэнергии в сетях РСК и проблемы их снижения 73
3.2 Проблема наблюдаемости энергораспределения в распределительных электрических сетях з 3.3 Использование оценки диапазонов неопределенности энергораспределения для локализации коммерческих и уточнения расчета технических потерь энергии 95
Выводы по главе 3 101
Глава 4 Подходы к созданию системы мониторинга потерь энергии в электрических сетях РСК 102
4.1 Основные предпосылки и условия создания системы мониторинга ПЭ в сетях РСК 102
4.2 Разработка автоматизированной системы мониторинга уровня и структуры потерь энергии в сетях РСК 111
4.3 Разработка подсистемы подготовки отчетных и аналитических форм о балансах энергии в сетях РСК 116
Выводы по главе 4 122
Заключение 123
Библиографический список использованной литературы
- Развитие технического и программного обеспечения расчета и анализа потерь энергии
- Разработка алгоритма расчета технических потерь электроэнергии в сетях 6-10кВ
- Проблема наблюдаемости энергораспределения в распределительных электрических сетях
- Разработка подсистемы подготовки отчетных и аналитических форм о балансах энергии в сетях РСК
Введение к работе
Актуальность темы. Потери электроэнергии (ПЭ) в электрических сетях России в 2006 г. составили 107,6 млрд. кВт.ч или 11,80% от отпуска электроэнергии в сеть. Это в 1,5-2,5 раза выше, чем в сетях промышленио развитых странах. При этом по отдельным распределительным сетевым компаниям (РСК) в 2006 году относительные фактические потери составили 30-35%, в некоторьгх коммунальных электрических сетях — 40-50% и отдельных линиях 0,38-10 кВ - 60-80% от отпуска электроэнергии в сеть. Поэтому снижение ПЭ в электрических сетях - важнейшая задача повышения эффективности отечественной электроэнергетики.
Актуальной задачей в этих условиях становится формирование системы постоянного мониторинга уровня и структуры ПЭ в электрических сетях всех напряжений.
Исследованию и разработке методов расчета и анализа ПЭ, алгоритмов и
программных комплексов для решения этих задач посвящены работы многих
организаций (Филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» - ВНИИЭ, БГПА (БПИ),
МГАУ (МИИСП), МЭИ (ТУ), УГТУ (УПИ), СевКавГТУ, ЮРГТУ-НПИ и др.) и
известных авторов (Берлина А.С., Воротницкого В.Э., Железко Ю.С,
Идельчика В.И., Казанцева В.Н., Левина М.С., Лещинской Т.Б.,
Маркушевича Н.С., Паздерина А.В., Пекелиса В.Г., Поспелова Г.Е. и др.).
В настоящее время в связи с разделением АО-энерго на сбытовые и сетевые компании проблема достоверного определения технических ПЭ, локализации коммерческих потерь и их тщательного структурного анализа становится весьма актуальной. Особую актуальность проблема ПЭ приобретает для созданных в ходе реформирования электроэнергетики распределительных сетевых компаний.
Взаимодействие сетевых и сбытовых компаний на информационном уровне
необходимо и вполне возможно на основе использования современных
информационных технологий, а именно: информационных возможностей
оперативно-информационных управляющих комплексов (ОИУК)
автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).
Таким образом, внедрение современных информационных технологий позволяет получать дополнительную информацию о схемах и режимах
4 электрических сетей, использование которой при анализе ПЭ требует дополнительных исследований с целью разработки эффективных методов расчета и анализа.
Все вышеизложенное определяет актуальность совершенствования и разработки новых методов расчета и анализа ПЭ.
Объект исследований - электрические сети 0,38-110 кВ РСК. Предмет исследований - потери электроэнергии в этих сетях.
Целью настоящей работы является совершенствование методов расчета, анализа и локализации ПЭ в сетях РСК с учетом появления новых информационных возможностей, предоставляемых ОИУК и АИИС КУЭ, для достижения дополнительного эффекта в снижении ПЭ.
При этом поставлены и решены следующие частные научные задачи:
анализ современного состояния систем автоматизации сбора и обработки информации о режимах и потоках энергии, ПЭ в электрических сетях РСК;
совершенствование и разработка алгоритмов расчета ПЭ в сетях 0,38-110 кВ РСК на основе информации ОИУК и АИИС КУЭ;
разработка методов анализа структуры ПЭ и их локализации в сетях РСК;
разработка функциональной схемы системы мониторинга уровня и структуры ПЭ в электрических сетях РСК и программная реализация ее компонент.
Для решения сформулированных задач использованы методы теоретической электротехники, математического имитационного моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории погрешностей, теории наблюдаемости и оценивания состояния.
Научная новизна результатов работы заключается в развитии теоретических положений и программных средств расчета и анализа ПЭ в электрических сетях 0,38-110 кВ в современных условиях реформирования электроэнергетики и роста информационных возможностей в решении этих задач. Основные научные результаты состоят в следующем:
Усовершенствована и методами имитационного моделирования экспериментально проверена методика расчета технических ПЭ в линиях 35-110 кВ по данным ОИУК и АИИС КУЭ;
Разработан алгоритм расчета технических ПЭ в сетях 6-Ю кВ итерационным методом в два этапа «в энергиях», позволяющий использовать информационные возможности систем АСДУ и АИИС КУЭ;
Уточнена классификация ПЭ, охватывающая все известные на настоящее время составляющие потерь, адекватно отражающая их физическую природу;
Разработан метод оценки диапазонов неопределенности ПЭ в условиях отсутствия наблюдаемости сетей 0,38-10 кВ, позволяющий оценить коммерческие потери в сетях 0,38 кВ и уточнить расчет технических ПЭ в них;
Разработана функциональная схема, предложены и реализованы программные решения по созданию системы мониторинга ПЭ в сетях РСК.
Практическая ценность и внедрение результатов работы. Выполненные исследования и разработки внедрены в производственный процесс филиала «Амурэнергосбыт» ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» и приняты к внедрению в комплекс программ для решения режимно-технологических задач в электрических сетях RersPC, разрабатываемый сотрудниками кафедры автоматизированных электроэнергетических систем и электроснабжения ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет».
Основные положения, выносимые на защиту:
Уточненные формулы расчета технических ПЭ в линиях 35-110 кВ по данным ОУИК и АИИС КУЭ;
Алгоритм расчета технических ПЭ в сетях 6-10 кВ итерационным методом в два этапа «в энергиях» с использованием информации ОУИК и АИИС КУЭ;
Уточненная классификация составляющих ПЭ в электрических сетях РСК, адекватно отражающая их физическую природу;
Метод оценки диапазонов неопределенности ПЭ в условиях отсутствия наблюдаемости сетей 0,38-10 кВ, позволяющий оценить коммерческие потери в сетях 0,38 кВ и уточнить расчет технических потерь в них;
Функциональная схема и программные решения системы мониторинга потерь энергии в сетях РСК.
Апробация работы. Основные положения и научные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на республиканской научной конференции «Проблемы электроснабжения Дальнего Востока» (Благовещенск, 1995 г.), на I и II Всероссийских научно-технических конференциях «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (г. Благовещенск, 1998, 2000 г.г.), на VI научно-техническом семинаре-выставке «Нормирование и снижение потерь электрической энергии в
электрических сетях - 2008» (Москва, 2008 г.), на XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 2008 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, в том числе 3 в ведущих рецензируемых научных журналах.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем работы составляет 174 страницы, иллюстрирован 21 рисунком, содержит 5 таблиц. Список литературы включает 135 наименований.
Развитие технического и программного обеспечения расчета и анализа потерь энергии
В Инструкции [3] указано, что технологические ПЭ определяются расчетным путем. Методы расчета ТПЭ довольно многочисленны и разнообразны. Особенно многочисленна группа методов расчета нагрузочных потерь. Это многообразие связано с отличием в информационном обеспечении сетей различных классов (межсистемные связи, замкнутые и радиальные сети, сети 0,38 кВ) и вида расчетов (ретроспективные по данным эксплуатации, оперативные или перспективные). За прошедшие годы разработано значительное число методов расчета ТПЭ, в частности описанных в публикациях [9, 10, 11 - 33]. В отраслевой инструкции [6] все они классифицированы на методы: - поэлементных расчетов; - характерных режимов; - характерных суток; - средних нагрузок; - числа часов максимальных потерь; - статистические. Инструкцией [3] для расчета нагрузочных потерь регламентированы следующие методы, расположенные в порядке снижения точности расчета: 1) оперативных расчетов; 2) расчетных суток; 3) средних нагрузок; 4) числа часов наибольших потерь мощности; 5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Методов расчета ряда составляющих коммерческих потерь электроэнергии до настоящего времени не существует. К таким составляющим, исходя из классификации, предложенной в работе [8], относятся: - потери при выставлении счетов и хищения электроэнергии; - потери, обусловленные наличием бесхозных потребителей; - «сезонная составляющая» КПЭ.
Очевидно, что отсутствие методов расчета этих составляющих КПЭ связано с тем, что они обусловлены не физическими и техническими закономерностями, а так называемым человеческим фактором. Оценке других составляющих КПЭ («метрологических потерь» и погрешностей расчета технических потерь энергии) посвящен ряд работ, в том числе [34, 35]. Кроме того, эти составляющие оговариваются и подлежат расчету согласно руководящим документам [3,6].
Как было отмечено выше, наиболее многочисленны методы расчета нагрузочных потерь энергии, которые в действующей Инструкции [3] представлены пятью основными подходами. Два последних метода (числа часов наибольших потерь мощности и оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети) не представляют интереса с точки зрения их применения в автоматизированных системах, использующих информационные возможности АСДУ и АИИС КУЭ. Но первые три метода, а именно: оперативных расчетов, расчетных суток и средних нагрузок — следует подробно рассмотреть с указанной точки зрения.
Метод оперативных расчетов согласно Инструкции [3] состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле: п т AW = 3 BtYiI Atv, (1.1) /=i j=\ где п - число элементов сети; Atij- интервал времени, в течение которого токовую нагрузку Ц элемента і сети с сопротивлением Rt принимают неизменной; т - число интервалов времени. Токовые нагрузки элементов сети определяются на основе данных диспетчерских ведомостей, ОУИК и АИИС КУЭ.
Данный метод можно признать наиболее точным из всех вышеназванных, причем его точность повышается с уменьшением интервалов времени Aty. Однако его применение в сетях РСК, особенно в сетях 35 кВ и ниже, пока остается проблематичным ввиду отсутствия необходимой оперативной информации. С другой стороны, тот факт, что в формуле (1.1) параметры Aty имеют индексы и по времени (/), и по элементам сети (г), означает, что предполагается возможность расчета потерь для каждого отдельного элемента по его собственному графику нагрузки, но при этом число интервалов времени принято почему-то единым для всех элементов (в формуле указано тп, а не mi). В настоящее время нереально обеспечить оперативное снятие графиков нагрузки со всех линий и трансформаторов электрической сети, часть информации о загрузке элементов получается дорасчетом, поэтому в формуле (1.1), на наш взгляд, интервалы времени следует указывать в виде Atj, а не Aty.
Следующий по точности метод расчетных суток, согласно [3], состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле: AW k AW A , (1.2) где AWcym - ПЭ за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть Wcp.cym и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам; кл - коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре ВЛ и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений (не ясно, почему этот коэффициент отсутствует в формуле (1.1) метода оперативных расчетов); kl v - коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров); Джві - эквивалентное число дней в у-м расчетном интервале, определяемое в зависимости от отпуска электроэнергии в сеть и числа дней в каждом месяце расчетного интервала. При расчете потерь электроэнергии за месяц Дэк у- равно числу дней в месяце. ПЭ за расчетные сутки AWcym определяются как сумма потерь мощности, рассчитанная для каждого часового интервала расчетных суток.
Разработка алгоритма расчета технических потерь электроэнергии в сетях 6-10кВ
Моделирование поведения напряжения Uj в начале линии также производилось с помощью функции md, что позволяло получать любые коэффициенты вариации уи. При этом напряжение либо задавалось независимой случайной величиной, либо моделировалась отрицательная корреляционная связь между уровнем напряжения и величиной втекающей в линию мощности. В последнем случае возникает возможность подбора распределений с различными значениями коэффициентов корреляции rPU и гои Расчеты выполнялись также с использованием функции morm(m, mu, sigma), где m - вектор возвращаемых значений случайных чисел, mu -задаваемое математическое ожидание распределения, sigma — задаваемое стандартное отклонение. Однако, поскольку результаты моделирования (погрешности расчета режимных показателей) были идентичны получаемым при использовании функции rnd, в работе применено равномерное распределение мощностей и напряжения, более простое в использовании.
Получаемые с помощью модели значения нагрузочных потерь энергии HW , потока реактивной энергии в конце линии W п и математического ожидания напряжения MUn принимались в качестве эталонных и сравнивались со значениями этих параметров, вычисляемых по формулам, полученным в п. 2.1. При этом в качестве расчетных выражений для нагрузочных ПЭ были протестированы следующие формулы:
Следует отметить, что выражения (2.31) и (2.32) практически совпадают с приведенными в работе [84] формулами (4) и (6д) соответственно.
В качестве желаемого уровня методической погрешности определения технических ПЭ следует считать величину ± 1 %, т.к. такой уровень погрешности признается также целесообразным для пределов допускаемой относительной погрешности в нормальных условиях измерений электроэнергии для целей коммерческого учета [98].
Для потока реактивной энергии в конце линии W были протестированы расчетные выражения: Я, 2(4)= .+(M2f/,+M2f/;) -r-A (i, я, HW) = WQ: +(M2f/; +м2/,+ш/,+ви№т- А (3) (2.34) (2.35) Для математического ожидания напряжения в конце линии MU произведено тестирование формулы (2.13) (результат расчета - МС/ (6)) и выражения, приведенного в работах [36, 85],
Определялись абсолютные методические погрешности расчета этих величин по формуле: =4 1_ L.IOO (2.37) где Аэт — эталонное значение величины А, полученное на модели; A(k) — значение величины А, вычисленное по формуле с индексом (к). В ходе проведения многочисленных вычислительных экспериментов было выяснено следующее.
Погрешность расчета нагрузочных ПЭ по формулам (2.31) и (2.32) может сильно превышать 1 % и иногда может доходить до 50 % и более.
Например, на рис. 2.3 показан график изменения погрешностей расчета нагрузочных ПЭ по формулам (2.31) — (2.33) в зависимости от средней мощности Picp для ЛЭП-10 кВ, выполненной кабелем с алюминиевыми жилами сечением 70 мм длиной 5 км. -10- - 14" 5,% Picp, МВт
Погрешности расчета нагрузочных ПЭ для кабельной линии 10 кВ длиной 5 км Напряжение принималось случайной величиной, не коррелирующей с протекающей мощностью. В данном случае погрешности расчета по формулам (2.31) и (2.32) практически совпадают и снижаются ниже 1 % (пунктирная линия) только при нагрузке более 2,3 МВт. Погрешность же расчета по формуле (2.33) меньше 1 % во всем рассматриваемом диапазоне нагрузок.
При моделировании отрицательной корреляционной связи между напряжением и мощностями (гРи — — 0,89, rQU = - 0,45) картина зависимости погрешностей от нагрузки несколько изменяется (см. рис. 2.4), уровень погрешностей немного увеличивается, но погрешность расчета по формуле (2.33) 8(3) остается ниже 1 % практически во всем рассмотренном диапазоне нагрузок.
Погрешности расчета нагрузочных ПЭ для кабельной линии 10 кВ длиной 5 км при наличии корреляционной связи между Р, Qi&U Из рис. 2.5 видно, что для линии напряжением 220 кВ длиной 100 км, выполненной проводом АС-400, погрешность расчета по формулам (2.31) и (2.32) вообще не опускается ниже 1 % во всем диапазоне рассмотренных средних нагрузок. В то же время значение погрешности 5(3) попадает в диапазон ± 1 % уже при нагрузке 30 МВт.
Проблема наблюдаемости энергораспределения в распределительных электрических сетях
Так, например, в г. Свободном Амурской области МУП «Теплоэнергосервис» (МУП ТЭС) оказывало в 2005 году услуги ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» (ОАО ДЭК) по транспортировке электроэнергии конечным потребителям. Электроэнергия отпускалась в сети МУП по линиям 10 кВ от подстанций 35-110/10 кВ, принадлежащих ОАО ДЭК. Системы учета на этих подстанциях, естественно, принадлежат ОАО. Потребители электроэнергии оплачивают ее ОАО ДЭК. В состав потребителей входят организации и предприятия г. Свободный, получающие энергию по договорам (около 70 % полезного отпуска) и около 18000 бытовых абонентов, полезный отпуск которым (около 30%) фиксируется по факту оплаты. Системы учета потребителей принадлежат самим потребителям. По данным ОАО ДЭК за первый квартал 2005 года фактические потери энергии в сетях 0,38-10 кВ МУП ТЭС составили 40,7 % от отпуска в сеть, в том числе 22,8 % — сверхнормативные потери.
Аналогичная ситуация сложилась в г. Зея Амурской области, где в качестве такой организации-транспортировщика энергии для ОАО ДЭК выступает ООО «Энергия-1». В сетях 0,38-10 кВ этой организации фактические потери энергии, например, за первое полугодие 2007 года составили 37,9 %. Полезные отпуски энергии потребителям — юридическим лицам и бытовым абонентам практически одинаковы. Естественно, что столь высокие фактические потери тяжелым бременем ложатся на бюджеты организаций-транспортировщиков. Им, естественно, был бы выгоден переход на расчеты за потери по первому из предлагаемых в работе [113] вариантов. В этом случае рассмотренные выше организации-транспортировщики вообще не будут платить за сверхнормативные потери в своих сетях, поскольку не владеют приборами учета. Однако такой вариант вряд ли устроит ОАО ДЭК, которому придется оплачивать коммерческие потери энергии в чужих сетях, не имея возможности в полной мере вмешаться в процесс их снижения, тем более что были отмечены случаи незаконного подключения к сетям транспортировщиков с договоренностью об оплате электропотребления на их счета.
Из всего вышеизложенного вытекает, что необходимость нормирования коммерческих потерь энергии давно назрела. Эта задача, на первый взгляд, невыполнима, ввиду отсутствия четких критериев нормирования, как при оценке норматива технических потерь энергии [114]. Однако надо сделать первый шаг в этом направлении, и каждая энергосистема, скорее всего, будет идти к этому собственным путем. Только путем обобщения опыта нормирования этого показателя, накопленного в разных энергосистемах, будут выработаны общие подходы.
На первом этапе организации работы в энергосистемах по выработке нормативов предлагается следующее [100]: - определить структуру коммерческих потерь энергии, выделив основные составляющие в соответствии со структурой, представленной на рис. 3.2; - выработать подходы к нормированию каждой из составляющих, для чего необходимо обработать большой фактический материал, накопленный в энергосистемах по отчетным, техническим потерям, балансам энергии, структуре энергопотребления по подразделениям энергосистемы и ряду других показателей. Необходимо предпринять попытку применения математических методов факторного анализа для нормирования и прогнозной оценки составляющих коммерческих потерь, определить основные факторы, влияющие на их величину, и вывести, пусть вначале и достаточно приближенные, зависимости их величины от влияющих факторов.
Традиционное трактование понятия наблюдаемости электроэнергетической системы (ЭЭС) определяет его как одно из информационных свойств, заключающееся в возможности системы предоставить необходимую для управления информацию о текущем ее состоянии [115]. Такая трактовка предполагает, что главная задача обеспечения наблюдаемости - создание возможности управления режимом ЭЭС по результатам оценивания состояния с целью обеспечения устойчивости, экономичности и надежности функционирования ЭЭС. Основным источником информации о текущем режиме системы являются данные телеизмерений.
Оснащение в последнее время системами ТИ электрических сетей нижних иерархических уровней, в частности, распределительных сетей (PC) 6-10 кВ, заставляет по-новому взглянуть на проблему наблюдаемости. Это связано с особенностями построения и функционирования PC. В отличие от системообразующих сетей ЭЭС возможности управления режимом в темпе процесса в PC ограничены изменением схемы сети с помощью телеуправляемых коммутационных аппаратов и автоматическим или ручным изменением напряжения в центрах питания. Топологические особенности PC, как структур древовидного типа с малыми сопротивлениями ветвей также отличают их от сложнозамкнутых системообразующих сетей [116]. Большое количество узлов и слабая их связность в PC, с одной стороны, делает практически неосуществимой обеспечение наблюдаемости и оценивание состояния в традиционном понимании. Чтобы PC, содержащая N узлов, по трактовке [115] стала наблюдаемой, необходима система сбора данных, позволяющая, например, получать по каналам телеизмерений информацию об N - 1 токе и одном узловом напряжении, что в современных условиях нереально ввиду большого объема этих сетей. Поэтому большинство распределительных сетей 6-10 кВ в настоящее время, согласно [115], являются ненаблюдаемыми.
Как известно из [115], существуют два теоретических подхода к оцениванию состояния в условиях, когда имеются ненаблюдаемые фрагменты сети. Первый из них основан на привлечении дополнительных источников информации и получении так называемых псевдоизмерений, которые ликвидируют ненаблюдаемость. В этой ситуации решение определяется для всей сети, т.е. для наблюдаемых и для ненаблюдаемых ее фрагментов. Второй подход основан на исключении из рассмотрения всех ненаблюдаемых фрагментов сети с использованием методов эквивалентирования. В этом случае для ненаблюдаемых фрагментов сети решение отсутствует.
Для распределительных сетей 6-10 кВ в их нынешнем виде оба эти подхода чаще всего неприменимы для оценивания состояния. Первый — ввиду отсутствия в большинстве случаев информации о нагрузках ТП, а второй — в связи с тем, что зачастую придется эквивалентировать практически всю сеть.
С другой стороны, древовидная структура распределительной сети с заранее известными направлениями протекающих токов позволяет с большой долей вероятности оценивать параметры режима по информации устройств ТИ, установленных на головных участках линий и у наиболее удаленных и мощных потребителей. Таким образом, должна решаться задача отыскания оптимального количества и мест установки устройств ТИ для обеспечения
Разработка подсистемы подготовки отчетных и аналитических форм о балансах энергии в сетях РСК
Как уже было отмечено, важной проблемой создания единой АСМУСПЭ, объединяющей информационные ресурсы РСК и ЭК, является ведение общего справочника электрических адресов ТУ. Его наличие позволит синхронизировать информацию о перетоках электроэнергии в БД ЭК и РСК. С этой целью представляется целесообразным создание программного обеспечения, позволяющего: обеспечить право доступа пользователей ЭК к информации о схемах электрических сетей РСК; обеспечить внесение и контроль пользователями ЭК информации о параметрах и показаниях ТУ путем выполнения операций на этих схемах (выбор потребителя на схеме манипулятором «мышь»). Положительный опыт создания такого программного обеспечения накоплен в ОАО «Ставропольэнерго» путем доработки совместно с Сев-КавГТУ программного комплекса RersPC [131]. На рис. 4.5 представлен фрагмент поопорной схемы сети 0,38 кВ с указанием на ней адресных характеристик всех потребителей. Путем указания на схеме конкретного потребителя можно получить формы, содержащие сведения как о ТУ, так и о потреблении электроэнергии этим потребителем за прошедшие периоды.
В соответствии с Приказом № 11 от 11.08.93 г. в ОАО «Амурэнерго» была принята система нормирования технических потерь электроэнергии, согласно которой контроль потерь энергии в энергосистеме осуществляется не на основании жестко заданного плана по потерям, как было принято ранее, а на основании норматива потерь, определяемого с помощью нормативной характеристики потерь энергии (НХПЭ). Для определения норматива технических потерь по сетям разных классов напряжений использовались программные комплексы РАП разработки ВНИИЭ [64] и АМУР PC разработки ЦЭС ОАО «Амурэнерго» [66].
В течение 1995-2000 г.г. наблюдалась тенденция к росту коммерческих потерь энергии, которые в некоторые месяцы года составляли до 30% фактических ПЭ, в связи с чем система контроля потерь с помощью норматива оказывалась недейственной и нуждалась в коррективах, позволяющих оценивать коммерческую составляющую потерь, исходя из реальных условий эксплуатации. Такая система контроля и анализа потерь энергии была разработана и внедрена в СП «Амурэнергосбыт» и утверждена в Приказе № 125 от 14.07.97 г. «О порядке планирования, нормирования, расчета фактических и технических потерь энергии". В соответствии с этим приказом норматив потерь энергии складывается из норматива технических потерь и плана коммерческих потерь. План по коммерческим потерям определяется реальными условиями функционирования распределительных сетей структурных подразделений (СП): составом потребителей, техническим состоянием сетей и систем учета и т.д. План разрабатывается на уровне года, исходя из утвержденного на планируемый год региональной энергетической комиссией уровня фактических ПЭ и ожидаемого значения технических ПЭ (определяемого на основании НХПЭ и прогнозными значениями отпуска энергии в сети) по каждому СП по всем месяцам года и ежемесячно корректируется с учетом фактических показателей.
В целях исключения дублирования отчетных документов и возникающих при этом ошибок на базе Microsoft Excel группой потерь СП «Амурэнергосбыт» под руководством автора был разработан комплекс ПОТЕРИ-офис, позволяющий на базе составления балансов энергии по энергосистеме в целом и ее структурным подразделениям получать блок отчетных документов и необходимую информацию для любых аналитических отчетов, а также формировать их для широкого круга пользователей [125].
Расчет и анализ потерь, а также создание отчетной документации по каждому текущему месяцу (и нарастающим итогом) производится в отчетном файле, носящем название отчетного месяца. Файл организован в форме книги, листы которой представляют собой расчетные или отчетные таблицы, программно связанные между собой. Изменения в исходных данных автоматически приводят к корректировке всей отчетной и аналитической информации.
