Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Системы учета электроэнергии 11
1.1. Проблемы учета электроэнергии 11
1.2. Структурные схемы автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии 18
1.2.1. Структурная схема АСКУЭ электрических сетей 18
1.2.2. Структурная схема АИИС промышленных предприятий 19
1.2.3. Структурная схема АИИС тепловой электроцентрали 20
1.2.4. Структурная схема АИИС бытовых потребителей (БП) 21
1.3. Технические требования, предъявляемые к автоматизированным информационно-измерительным системам (АИИС) 21
1.3.1. Общие требования к АИИС 21
1.3.2. Требования к измерительно-информационному комплексу 23
1.3.3. Требования к трансформаторам тока и напряжения 24
1.3.4. Требования к вторичным цепям 25
Потери напряжения в цепи 25
1.3.5.Требования к счетчикам электроэнергии 26
1.3.6. Требования к информационно-вычислительному комплексу электроустановки 28
1.3.7. Требования к промконтроллерам (УСПД) 29
1.3.8. Требования к информационно-вычислительному комплексу 32
1.3.9. Требования к каналам связи 34
1.3.10. Требование к надежности АИИС 35
1.3.11. Требования к метрологическому обеспечению 36
Выводы по первой главе 38
ГЛАВА 2. Построение структурных схем аскуэ бытовых потребителей и расчет их экономической эффективности 41
2.1. Системы сбора информации с первичных датчиков 41
2.1.1 Сбор информации с интеллектуальных счетчиков 41
2.1.2 Сбор данных с нескольких домов на одну ТП 46
2.2 Цели создания автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии бытового и мелкомоторного сектора 48
2.2.1 Решаемые задачи при создании систем АСКУЭ 48
При создании АСКУЭ БП решаются следующие задачи: 48
2.2.2. Цели и решаемые задачи при внедрении системы АСКУЭ БП 51
2.3. Расчет экономической эффективности автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии 52
2.3.1. Краткое описание системы 52
2.3.2.Оценка экономической эффективности АСКУЭ 56
Выводы по второй главе 69
ГЛАВА 3. Отрицательный небаланс электроэнергии и методика его устранения 70
3.1. Эффект «генерация в линии» 70
3.2 Экспериментальные исследования индивидуальных характеристик трансформаторов тока 76
3.2.1. Описание выбора поверяемых ТТ 76
3.2.2. Условия проведения эксперимента 77
3.2.3. Метод проведения эксперимента 78
3.2.4 Обработка результатов эксперимента 79
3.2.5. Выбор аппроксимирующей функции 85
3.2.6. Анализ результатов эксперимента 88
Выводы по третьей главе 94
ГЛАВА 4. Методы совершенствования учёта электроэнергии в автоматизированных системах 95
4.1. Методика диагностирования технического состояния систем АСКУЭ без потери его работоспособности 95
4.2. Анализ возможных мест учета индивидуальных характеристик ТТ в АСКУЭ 105
4.3. Анализ состояния ИК учета ЭЭ энергообъектов ОАО «Татэнерго» с АСКУЭ ПО
4.4. Предложения по совершенствованию системы учета электроэнергии в ОАО «Татэнерго» 115
Выводы по четвертой главе 123
Заключение 124
Список цитируемой литературы
- Структурные схемы автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии
- Системы сбора информации с первичных датчиков
- Экспериментальные исследования индивидуальных характеристик трансформаторов тока
- Методика диагностирования технического состояния систем АСКУЭ без потери его работоспособности
Введение к работе
Актуальность темы
В период реструктуризации Российской энергетики, когда из АО-
энерго выделяются самостоятельные генерирующие, сбытовые, сетевые и др. компании, задача достоверности измерений объемов электроэнергии становится еще более актуальной в связи с необходимостью упорядочения финансовых расчетов за поставленную (проданную) и полученную (купленную) электроэнергию в рамках бывших АО-энерго на новом, более качественном уровне. Таким образом, основной целью учета электроэнергии является получение достоверной информации о количестве производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии на оптовом и розничном рынках электроэнергии России. Правильная организация учета электроэнергии важна потому, что ее производство, передача, распределение и потребление практически совпадает во времени, и допущенная ошибка в учете электроэнергии не поддается исправлению методом повторного учета электроэнергии. Именно поэтому все установки, вырабатывающие, передающие, распределяющие и потребляющие электроэнергию оборудуются соответствующими приборами учета. В связи с этим возрастает значимость автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии, которая позволяет отслеживать в оперативном режиме производство и потребление электроэнергии, вести историю потребления электроэнергии абонентами и сводить балансы электроэнергии как по энергообъекту, так и по АО-энерго в целом.
В связи с образованием новых границ точек поставки электроэнергии наблюдается рост коммерческих потерь, обусловленных плохой организацией учета электроэнергии, морально устаревшим парком средств учета электроэнергии, в новых границах поставки. При отсутствии хищений появляются значительные небалансы электроэнергии по всем структурам рынка электроэнергии. Сложившаяся ситуация только спо-
собствует хищениям электроэнергии, так как не позволяет эффективно с ними бороться. Существующее положение в организации учета электроэнергии не позволяет снизить коммерческие потери электроэнергии, объем которых возрастает. Вследствие недостоверности получаемой информации по электропотреблению значительно искажаются показатели работы энергосистемы.
Таким образом, основная задача диссертации - исследование взаимосвязей между организацией учета электроэнергии (ЭЭ) и техническим обеспечением учета ЭЭ в электроэнергетических комплексах и системах, оценка их влияния на коммерческие потери, что является актуальным.
Основной целью работы является повышение достоверности данных получаемых автоматизированными системами учета электроэнергии.
Объект настоящего исследования - системы учета электроэнергии в электротехнических комплексах и системах.
Научная новизна работы заключается в следующем:
при оценке срока окупаемости АСКУЭ бытовых потребителей (БП) необходимо учитывать эксплуатационные издержки системы и потери ЭЭ;
вероятность возникновения положительного сальдо перетока ЭЭ в линиях электропередачах (эффект «генерации в линии») возрастает при использовании ТТ с различными индивидуальными характеристиками;
нормативные поверки измерительных ТТ следует дополнить определением индивидуальных характеристик ТТ;
для быстрой локализации неисправных измерительных каналов АСКУЭ энергосистем, промышленных и бытовых потребителей следует использовать индивидуальные характеристики ТТ.
Практическая ценность работы. Р азработан и реализован структурный метод ввода индивидуальных характеристик составляющей измерительного комплекса (ИК) в результат измерения ЭЭ. Разработаны мероприятия по повышению эффективности учета ЭЭ в АСКУЭ, позволяющие проводить учет ЭЭ с повышенным классом точности ИК, не проводя дорогостоящих мероприятий по техническому перевооружению данных измерительных каналов.
Достоверность результатов обеспечивается использованием апробированных методик расчетов; применением высокоточных измерительных приборов, прошедших метрологические поверки; разработанным и утвержденным центром сертификации и метрологии порядком проведения экспериментов; математической и физической обоснованностью примененных допущений; сопоставимостью с известными, опубликованными в научной литературе исследованиями.
Реализация работы. Научные и практические результаты диссертационной работы внедрены в ООО «Энергоучет» и филиале ОАО «Тат-энерго» - «ТатАИСэнерго», в виде программно-технического комплекса по построению балансов электроэнергии различных энергобъектов.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались, на ежегодной международной научно-технической конференции студентов и асспирантов, Москва, 2004; на XI международной научно-технической конференции «Радиотехника, электротехника, энергетика», Москва, 2005; на международной научно-практической интернет-конференции «Электрооборудование и электрохозяйство» процессы и системы управления ЭЭПС-2005» КГЭУ, Казань; на V российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности», Ульяновск, 2006; на интернет-конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности», Н.Новгород, 2006.
На защиту выносятся:
система оценки срока окупаемости АСКУЭ БП, учитывающая эксплуатационные издержки систем и снижение потерь ЭЭ;
утверждение, что положительное сальдо перетока ЭЭ в ЛЭП (эффект «генерации в линии») связано с работой трансформаторов тока при низкой нагрузке в линиях электропередач;
усовершенствованная система поверки измерительных трансформаторов тока, в результате которой определяются коэффициенты корректирующей функции ТТ;
методика быстрой локализации неисправных измерительных каналов АСКУЭ энергосистем, промышленных и БП, основанная на снижении предела допустимого баланса ЭЭ.
Личный вклад автора - проведение экспериментальных исследований и интерпретация полученных результатов, анализ состояния ИКЭ, разработка методик и рекомендаций.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ.
Содержание диссертации по главам.
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка используемой литературы из 88 наименований и приложений.
Во введении обосновывается актуальность выбранной темы диссертации, ставятся цели и задачи работы, выбирается объект исследования, приводится научная новизна и практическая ценность работы, реализация и апробация работы, приводятся положения, выносимые на защиту, и достоверность полученных результатов, реализация работы и личный вклад автора, публикации по теме диссертации.
В разделе «Основные понятия и список сокращений» приводятся основные понятия и список условных обозначений, встречающихся в тексте диссертации.
В первой главе, которая носит обзорный характер, рассматриваются современные проблемы учёта электроэнергии, структурные схемы (АСКУЭ), технические требования, предъявляемые к автоматизированным информационно-измерительным системам (АИИС). Обосновывается направление исследований и ставятся задачи диссертации.
Вторая глава посвящена проблемам АСКУЭ бытовых и мелкомоторных потребителей, дано экономическое обоснование необходимости перехода с индукционной системы учета (СУ) на АСКУЭ, лежащее в основе метода ввода нелинейности намагничивания ТТ. Широкое внедрение АСКУЭ БП резко снижает величину коммерческих потерь ЭЭ. Однако всегда остается вопрос о балансе между получаемой выгодой от внедрения подобных систем и недостатком от их более высокой стоимости по сравнению с более дешевыми системами учета ЭЭ. Недостаточная ясность в этом вопросе приводит к торможению внедрения АСКУЭ БП.
В данном разделе приводится сравнительный анализ использования двух различных систем учета в домах с различным числом квартир на основе критерия срока окупаемости системы. Под этим критерием подразумевается срок, в течение которого выгоды от внедрения АСКУЭ БП начнут превышать недостатки, связанные с более высокими затратами на её установку.
В третьей главе диссертации описаны эксперименты по исследованию индивидуальных характеристик ТТ, приведен анализ этих экспериментов, указывается на возможность получения более важной информации по результатам стандартной метрологической поверки (МП) ТТ только изменением формы отчетности и доказывается необходимость усовершенствования методики поверки и учета нелинейности кривой намагничивания ТТ при измерениях первичных токов и способ её учета в виде корректирующей функции (КФ).
В четвертой главе приводится разработанная методика диагностирования технического состояния АСКУЭ без потери её работоспособно-
сти. Выполнен анализ возможных мест учета индивидуальных характеристик ТТ в АСКУЭ и анализ состояния ИК учета ЭЭ энергообъектов ОАО «Татэнерго» с АСКУЭ. Вносятся предложения по совершенствованию системы учета электроэнергии в ОАО «Татэнерго».
В заключении приводятся основные результаты работы.
В приложении приведены пять таблиц получасовых графиков нагрузки некоторых линий электропередач, необходимых для объяснения эффекта типа «генерация в линии».
Структурные схемы автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии
Структурная схема АСКУЭ электрических сетей состоит из четырёх взаимосвязанных уровней учета электроэнергии.
Первый уровень (электросчетчики). На этом уровне измеряется электропотребление по фидерам и па собственные нужды, сальдо перетоков и информация с числоимпульсных выходов счетчиков или цифровых интерфейсов (RS 485, CAN, ИРПС - токовая петля) на контроллеры питающей подстанции. Для коммерческих расчетов используются интеллектуальные счетчики, для технического учета при подведении баланса подстанции могут применяться счетчики с числоимпульсным выходом [33].
Второй уровень (УСПД, промконтроллеры). На этом уровне ведется первичная обработка параметров энергопотребления, проводятся вычислительные операции, накапливаются результаты за определенный период времени и осуществляется передача информации на третий, верхний уровень, через промежуточные маршрутизаторы или сервера опроса на ЭВМ диспетчера электрических сетей в энергосбытовую компанию и на верхний уровень (АО-энерго). Устройство сбора и передачи данных (УСПД) обеспечивает синхронизацию времени цифровым счетчикам, а также многопользовательский режим получения информации по различным каналам связи. На 2-ом уровне кроме УСПД может присутствовать АРМ [34].
Третий уровень (центр сбора и обработки информации - ЦСОИ). ЦСОИ включает: маршрутизаторы, АРМы, модемные пулы (обеспечивающие связь), систему обеспечения единого времени (СОЕВ). Информация от контролируемых объектов должна передаваться по основному, а при его отказе по резервному каналу связи. На ЭВМ ведется обработка и регистрация результатов работы системы в удобном для пользователя виде. На уровне ЦСОИ с использованием система обеспечения единого времени (СОЕВ) происходит синхронизация времени УСПД. При неустойчивом канале связи СОЕВ может быть подключен к УСПД.
Четвертый уровень (АО-энерго). На уровне АО-энерго на ЭВМ ведется обработка и регистрация результатов работы системы в удобном для пользователя виде. Здесь же готовятся сводки и документы, необходимые для таких организаций как НП АТС, ЦДР ФОРЭМ, РДУ, ОДУ. Для разных организаций и регионов отличаются макеты отчетности: XML, АСКП, 63002, 5900. Маршрутизаторы и модемы, предназначенные для передачи на верхний уровень, позволяют, например, НП АТС получать информацию не с сервера опроса или ЭВМ, а непосредственно с УСПД или счетчика [36].
Структурная схема АИИС промышленных предприятий
Структурная схема АИИС промышленных предприятий имеет три уровня [37]. Ее особенность состоит в распределенности первого уровня из-за большого количества комплектных трансформаторных подстанций (КТП), на которых в силу малого количества потребителей нет необходимости устанавливать контроллеры. Имеется особенность также в организации связи между вторым и третьим уровнем. В структурной схеме электрических сетей из-за расположения подстанций (контроллеров) на значительном расстоянии от АРМ главного энергетика и диспетчера (ЭВМ) связь между этими уровнями осуществляется с использованием телефонных каналов АТС с применением ИКМ, Сикон СЗО. Сикон С30 реализует функцию двухнаправленного обмена информационными сообщениями. На промышленных предприятиях такой необходимости нет, т.к. все КТП (контроллеры) сосредоточены на небольших расстояниях от АРМ отдела главного энергетика. Маршрутизаторы типа ИКМ (или Сикон СЗО) предназначены для приема информации от нескольких УСПД и выдачи ее потребителю (на АРМ) и энергоснабжающим организациям.
Информация со счетчиков передается на УСПД либо по цифровому интерфейсу (RS 485, CAN, ИРПС), либо по числоимпульсному выходу. Причем ввиду небольших расстояний между ТП возможно использование одного УСПД для нескольких ТП. Если же на подстанции большое количество точек учета, возможна установка несколько контроллеров Сикон с объединением их по сети Profibus. Информация со всех УСПД собирается ИКМ и передается в ЦСОИ (на ЭВМ диспетчера, в отдел главного энергетика и в энергосбытовую компанию).
Системы сбора информации с первичных датчиков
При построении АСКУЭ бытового сектора со счетчиками электроэнергии оснащеных интерфейсом RS232/RS485 (например, Меркурий-200, Меркурий-230, СЭТ-4ТМ, ПСЧ-3/4ТА и проч.) сбор данных можно организовать при помощи силовых модемов -М, подключаемых к счетчику и модемами, устанавливаемыми на каждую задействованную фазу. Рекомендуется, по возможности, использовать модемы -М, поскольку в этом случае будут считываться прямые показания со счетчиков по нескольким тарифам, а также возможна удаленная коррекция времени/тарифного расписания с пульта диспетчера. Схема применения модемов -М представлена на рис. 2.1.
Применение модемов оптимизирует трафик по силовой сети. Это достигается за счет специальных драйверов, записываемых в модемы -М и программируемых групп опроса в модемах. Далее рассмотрены различные варианты подключения потребителей в системе АСКУЭ БП.
Вариант №1: Для небольших домов наиболее дешевый вариант построения системы АСКУЭ БП - это объединить все счетчики интерфейсной линией RS-485. В данном случае на каждую квартиру ставится счетчик электроэнергии с интерфейсом RS-485 [58]. Линия, объединяющая счетчики, заводится на регистратор. Регистратор выполняет следующие функции: сбор и накопление информации о потреблении; поддержание в системе АСКУЭ единого времени.
Регистратор является промежуточным элементом между системой верхнего уровня (компьютер) и счетчиками. Регистратор обеспечивает: помехоустойчивый протокол связи компьютера с объектом учета, что особенно актуально для систем с применением модемов; накопление и хранение ретроспективной информации, что значительно ускоряет сбор информации в системе в целом.
Счетчики в системе могут быть однотарифпые, в которых наложение тарифов производится на компьютере во время генерации отчетов потребления электроэнергии, и многотарифные, в которых наложение тарифов производится внутри самого счетчика. Достоинства и недостатки применения этих счётчиков представлены в таблице 2.1.
Достоинства данного варианта построения АСКУЭ БП: относительно низкая стоимость системы и удобство монтажа и настройки. К недостаткам следует отнести: низкую помехозащищенность и низкую отказоустойчивость. Область применения варианта: недорогой вариант для небольших домов или объектов, с небольшим количеством счетчиков, с небольшой длиной линии связи RS-4&5. Структура подключения потребителей по варианту 1 представлена на рис. 2.2.
Вариант №2. Для повышения устойчивости системы к сбоям предпочтительно разделять интерфейсные линии счетчиков RS-485 по подъездам по нескольким причинам: в АСКУЭ БП по варианту 1 1)если в сеть RS-4B5 объединить очень большое число счетчиков, то при выходе из строя одного из счетчиков или при замыкании (обрыве) интерфейсной линии возможен выход из строя всей сети, т.е. пропадает связь со всеми счетчиками сети; 2) если в сеть RS-AS5 попадет высокое напряжение, то вероятность выхода из строя большинства счетчиков очень высока.
Разделение сети RS-485 на гальванически развязанные отдельные сегменты существенно повышает отказоустойчивость всей системы в целом. Это особенно актуально в высотных домах с большим количеством квартир и подъездов. Развязка обеспечивается разветвителем типа МУР-1001.9КР, который имеет два гальванически развязанных выхода и устанавливается на 2 стояка. Разветвители объединяются в 2-х проводную сеть и подключаются к регистратору МУР-1001.2. На один регистратор может быть заведено до 128 счетчиков электроэнергии без учета разветвителей.
Экспериментальные исследования индивидуальных характеристик трансформаторов тока
В случае повышенного значения коммерческих потерь можно индивидуально запросить ретроспективную информацию по одному и 5 домов (подъездов, квартир) с получасовой частотой опроса. На каждом доме, кроме блоков учета энергоресурсов дополнительно потребуются (в минимальном составе) отдельный модем для связи по силовой сети.
Цели создания автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии бытового и мелкомоторного сектора Решаемые задачи при создании систем АСКУЭ При создании АСКУЭ БП решаются следующие задачи: Учет энергоресурсов с поддержкой миоготарифности. Дистанционное снятие показаний, обеспечивающее независимость от необходимости доступа к счетчику. Учет договоров с потребителями энергоресурсов.
Ведение лицевых счетов потребителей. Расчет счетов на оплату энергоресурсов на основании данных об их фактическом потреблении. Контроль платежей и соблюдение сторонами договорных условий на поставку энергоресурсов. Обеспечение приема платежей с использованием пластиковых карт (кредитных), Интернета, мобильного телефона и др. Дистанционное отключение потребителя в случае необходимости, посредством прерывателя цепи, интегрированного в корпус счетчика. Контроль качества услуг, предоставляемых каждому отдельному абоненту (число и продолжительность прерываний). Обнаружение и предотвращение случаев мошенничества. Многотарифность с возможностью ежедневных, еженедельных, ежемесячных и сезонных модуляций. Баланс между количеством энергии, поступившей от трансформатора среднего/низкого напряжения и полученной абонентами. Регистрация параметров обслуживания. Обнаружение нелегального подсоединения и несанкционированно го доступа к счетчику. Свободный доступ абонента к данным о фактическом потреблении за любой период в целях стимулирования модификации его поведе ния для целей энергосбережения. Интегрируемость с подсистемами учета других видов энергоресурсов: воды, газа и др.
В качестве образца возможного варианта построения автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии бытовых потребителей на рис.2.6 представлена общая структурная схема автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии бытовых потребителей, создаваемая в г.Тюмень.
Возможности системы АСКУЭдля конечного потребителя: возможность оплаты только за фактически потребленные энергетические ресурсы; многотарифный учет энергии в целях экономии; возможность доступа потребителя к информации о фактическом потреблении им энергии за любой период (день, неделю, месяц) с указанием финансового эквивалента расхода для оценки своих ре альных затрат и стимулирование тем самым модификации поведе ния потребителя для целей энергосбережения и экономии собст венных средств; гибкие формы оплаты за потребленную электроэнергию (по теле фону, через Интернет, посредством пластиковой карты, по предоп лате, наличными, в кредит и др.); повышение качества обслуживания потребителя (реальный кон троль за отключениями (санкционированными или аварийными) и система компенсации потребителю, если отключение произошло по вине энергокомпании): Возможности АСКУЭ для энергосистем и сбытовых компаний: повышение собираемости платежей за счет создания механизма работы с конечным потребителем, предусматривающего возможность влияния на поведение потребителя и соблюдение им договорных условий по потреблению энергии; выравнивание графиков нагрузки в течение суток, т.е. перевод нагрузки в ночные часы.
Цели и решаемые задачи при внедрении системы АСКУЭ БП
Из описанных типовых вариантов реализации систем учета в мелкомоторном секторе нашел применение вариант схемы сбора данных на одну ТП с нескольких объектов. Инициатором этих работ выступило ОАО «Татэлектросеть». В тарифе ОАО «Татэлектросеть» на 2005 год предусматривалось 15 млн. рублей на модернизацию учёта. Из указанной суммы 1,5 млн. рублей были направлены на замену и ремонт приборов учёта в сетях, принятых от МПП ЖКХ. 13,5 млн. рублей решением технического совещания ОАО «Татэлектросеть» и ОАО «Сетевая компания» было решено направить на автоматизацию учета электроэнергии в г.г. Нижнекамск и Зеленодольск.
Цель проводимых мероприятий по внедрению АСКУЭ - снижение коммерческих потерь электроэнергии. При реализации АСКУЭ решались следующие задачи: обеспечение возможности оперативного сведения балансов электроэнергии по фидерам 6/10 кВ и 0.4 кВ, выявления и локализации источника потерь электроэнергии; повышение достоверности информации по отпуску электроэнергии благодаря трехуровневому балансу и постоянному автоматизированному контролю за работоспособностью оборудования;
Методика диагностирования технического состояния систем АСКУЭ без потери его работоспособности
В отличие от АСКУЭ бытовых потребителей, рассмотренных в предыдущей главе, АСКУЭ энергосистем широко распространены и хорошо зарекомендовали себя в условиях эксплуатации. Энергосистема Татарстана является энергосистемой с сильными связям. В ней существует достаточное число ЛЭП, служащих для связи как со смежными энергосистемами, так и внутри самой энергосистемы между различными энергетическими объектами. Практически все ЛЭП оснащены системами АСКУЭ. Одной из проблем, которые возникают при учете ЭЭ, передаваемой между различными энергообъектами, является так называемая «генерация в линии». Этот термин применяется к ситуации, когда подаваемая в ЛЭП электроэнергия меньше по величине, чем принимаемая на другом конце линии. Линия электропередачи как бы генерирует электроэнергию. Такая ситуация служила мерой неправильной работы измерительных каналов ЛЭП по учету ЭЭ и требовала немедленного устранения причин возникновения. Зачастую затрачивались большие усилия без заметного эффекта. «Генерация» появлялась снова и снова. Для разгадки причин появления эффекта «генерация в линиях» был проведён частотный анализ ситуаций с передачей ЭЭ, когда этот эффект появляется. Были проанализированы условия возникновения «генерации в ЛЭП» в энергосистеме республики Татарстан за период с 2000 по 2005 гг. Всего рассмотрено более 600 случаев, некоторые полученные результаты сведены в таблицу (приложение 2). При проведении анализа учитывались следующие параметры: 1) протяженность ЛЭП; 2) номинальное и фактическое междуфазное напряжение ЛЭП; 3) номинальный и фактический ток, протекающий по ЛЭП (загрузка по мощности); 4) время суток, когда эффект возникает; 5) классы точности счетчиков, ТТ и ТН на различных концах линии и соотношения между их номинальными напряжением и током и напряжением и током в ЛЭП во время «генерации»; 6) характер источника данных, на основании которого делалось заключение о возникновении эффекта, т.е. получены ли данные по АС-КУЭ или при ручном съёме показаний со счетчиков ЭЭ.
Были исключены все случаи, когда эффект возникал по причине неисправности измерительных каналов на одном из концов линии, а также случаи неправильных соединений групп однофазных ТТ и ТН.
Анализ проводился по данным получасовых графиков нагрузки, некоторые из которых приведены в приложении. В этих таблицах графиков нагрузки в отдельной колонке «суммарное значение» приведены потери ЭЭ в киловатт-часах при передаче. Отрицательные и нулевые значения в этой колонке соответствуют эффекту «генерации в линии».
Было установлено, что явление эффекта «генерации» практически не зависит от длины ЛЭП и её класса напряжения. Наиболее часто «генерация» возникала в периоды утреннего (с 5 до 10 часов) и вечернего (с 16 до 20 часов) пика нагрузки. Эффект возникал в основном при малых нагрузках, т.е. при малых значениях тока в линии. На некоторых линиях он возникал чаще, чем на других. Величина эффекта, как правило, была больше по данным ручного съёма показаний счетчиков ЭЭ, чем по данным АСКУЭ. В ряде случаев по данным ручного съёма эффект возникал, а по данным АСКУЭ его не было и наоборот.
Сопоставление частоты возникновения «генерации» с характеристиками измерительных каналов ЭЭ позволяет однозначно утверждать, что эффект возникает чаще в тех линиях, где на её разных концах стоят ТТ с различным номинальным током. Сам эффект появляется регулярно при снижении величины тока в линии до значений 24-20 % от номинального тока ТТ. Класс точности счетчиков ЭЭ не влияет на частоту появления эффекта. На рис.3.1 приведены данные «генерации в линии» за сутки для некоторых ЛЭП. Для каждой ЛЭП приведены данные как ручного съёма показаний ЭЭ, так и данные АСКУЭ.
Если оценивать эффект «генерации в линии» с финансовой точки зрения, то получается, что за «генерацию в линии» приходится платить конечной стороне. Хотя величина ЭЭ, выраженная в кВт-ч, незначительна по сравнению с перетоком электроэнергии по данной линии, но с материальной точки зрения достаточно существенна. Например, для ВЛ 500 кВ. Киндери- Зай.ГРЭС , со стороны Кипдерей «генерация» составила 33,4 тыс. кВт-ч. по данным АСКУЭ и 35 тыс. кВт-ч., по данным ручного съема показаний счетчиков. На ВЛ ЗайГРЭС-ПКГЭС - 253,9 тыс. кВт-ч по данным АСКУЭ и 470 тыс. кВт-ч по данным ручного съема. На ВЛ ЗайГРЭС-НКамская -1 - 490,5 тыс. кВт-ч по данным АСКУЭ и 481,5 тыс. кВт-ч по данным ручного съема. На ВЛ ЗайГРЭС-Н.Камская -2 - 42,3 тыс. кВт-ч по ПС Н. Камской и 75,8 тыс. кВт-ч по Зай ГРЭС. На ВЛ Киндери-ТЭЦ-3 - 464,5 тыс. кВт-ч по данным АСКУЭ, по данным ручного съема - 567,8 тыс. кВт-ч.. На ВЛ ТЭЦ-3-Зеленодольская - 134,9 тыс. кВт-ч. только по данным АСКУЭ. Общая величина эффекта «генерации в линии» составляет 1598,9 тыс. кВт-ч. Если взять стоимость кВт-ч., равной 0,74 рубля, то получается, что ежедневные потери от эффекта «генерации в линии» в ОАО «Татэнерго» составляют 11183186 руб.
Рассмотрим, как появляется эффект «генерации в линии». Для этого возьмем получасовые данные расхода электроэнергии с энергообъектов, где обнаружена «генерация в линиях», и проанализируем их (см. приложение).
Данные таблиц П1ч-П5 (приложение) показывают, что эффект «генерации в линиях» происходит при малых токах в первичной цепи. Это связано с тем, что приведенные линии являются переточными, и могут работать как на прием электроэнергии, так и на отдачу. Во время этих переходов электроэнергия, постепенно уменьшаясь до нуля в одном направлении, начинает возрастать с нуля в другом направлении. Получается переход через нуль. Именно во время этих переходов и возникает эффект «генерации в линиях». Также стоит отметить, что в графе «суммарное значение» величина нуль тоже является эффектом «генерации в линии», потому что физические потери в линии всегда имеются, и величина нуль в этой графе лишена физического смысла. Причины тому могут быть разные, рассмотрим их подробнее.
