Измерения параметров электрического режима и расхода электроэнергии на воздушных линиях 110 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФГАОУ ВО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина», Екатеринбург, Россия

Измерения параметров электрического режима и расхода электроэнергии на воздушных линиях 110 кВ

А.О. Егоров

Н.А. Морозенко

А.В. Паздерин

В настоящее время в энергосистеме России эксплуатируются различные системы учёта электрической энергии. Также типична иерархическая структура хозяйствования в ЕЭС России, когда различные субъекты оптового и розничного рынков электроэнергии - генерирующие компании и потребители электроэнергии, владеют различными энергообъектами, входящими в состав региональных и объединённых энергосистем и связанными в единый технологический режим производства передачи и распределения электроэнергии. Также субъектом технологического процесса являются электросетевые компании ПАО «ФСК ЕЭС», ОАО «МРСК» и другие региональные сетевые операторы. Бизнес-процессы, функционирующие на рынках электроэнергии строятся в интересах субъектов - генерирующих компаний и потребителей, при этом финансовые обслуживание бизнес-процесса выполняют энергосбытовые компании. В тоже время, важной частью технологического и бизнес процессов являются сетевые компании, интересы которых, часто рассматриваются в последнюю очередь, в то время как весь транспорт и распределение электроэнергии выполняют именно они. Такая постановка функций и приоритетов часто приводит к серьёзным, высоким отчётным потерям электроэнергии в электрических сетях, в том числе, к высоким коммерческим потерям электроэнергии - т.е. к хищениям.

Небалансы и коммерческие потери

В качестве экспериментального случая рассматривается ЛЭП-110 кВ, находящаяся в Московской энергосистеме. При этом начало этой ВЛ отходи от ОРУ-110 кВ крупной электростанции, конец линии заходит прямо на ОРУ 110 кВ ПС, принадлежащей потребителю. Коммерческий учёт на входе в ВЛ находится на балансе генерирующей компании, коммерческий учёт на ПС 110/10 кВ - находится на балансе потребителя. Сама ЛЭП 110 кВ находится на балансе сетевой компании МРСК (Рис. 1). В целях сохранения коммерческой тайны, названия ПС и ВЛ 110 кВ изменены:

Рис. 1. Исследуемая ВЛ-110 кВ в энергосистеме Москвы

В течение 2016 года эксплуатации указанной ЛЭП-110 кВ электросетевая компания, сводя балансы на основе информации, поступающей от АИИС КУЭ генерирующей компании и промышленного потребителя систематически наблюдала существенные небалансы. На рис.2 представлен профиль нагрузки по ВЛ-110 кВ за апрель 2016 г., с дискретностью измерений 30 мин. (получасовки). Видно, что график нагрузки является неравномерным и неустойчивым, нагрузка колеблется в диапазоне 0 - 5000 кВтч за 30 мин и имеет серьёзные нерегулярные колебания на уровне 4000 кВтч. В тоже время при сравнении объемов отпущенной в ВЛ-110 кВ электроэнергии на входе (красный цвет) и объёма отпускаемой электроэнергии потребителю на выходе (зелёный цвет), видно относительно хорошее совпадение геометрии профиля графика нагрузки.

Рис. 2. Профиль АИИС КУЭ по линии электропередачи ВЛ-110 кВ. Апрель 2017, дискретность - 1 час

Несмотря на видимое кажущееся совпадение профилей графика нагрузки на входе и на выходе исследуемой ВЛ-110 кВ, целесообразно рассмотреть разницу между приёмом электроэнергии в ЛЭП и отпускаемой электроэнергии из ЛЭП. Такая относительная разница (вход-выход) изображена на рис. 3:

Рис. 3. Процентное соотношение разности по профилям АИИС КУЭ (начало-конец) по исследуемой линии электропередачи ВЛ-110 кВ. Дискретность - 1 час

Из относительных отклонений объёма учтённой энергии на входе и на выходе видно, что диапазон колебаний составляет в целом около 5%, при малых величинах, когда нагрузка по ВЛ-110 кВ очень низкая, наблюдаются серьёзные разницы на входе-выходе, вплоть до 90%.

Данный факт говорит о наличии в линии электропередачи серьёзных коммерческих потерь. В то время как нормальный уровень в ЛЭП-110 кВ оценивается на уровне до 3-4%, в ЛЭП наблюдаются более высокие потери. Более того, современные системы АИИС показывают, что на коротких ВЛ-110 кВ технические потери составляют на самом деле 1,5-2%, что существенно ниже ранее допустимого уровня технологических потерь. Данный факт говорит о том, что при устойчивом уровне потерь электроэнергии в ЛЭП-110 кВ на уровне ~5%, реальные технические (технологические) потери составляют до 2%. Оставшиеся 3% потерь являются коммерческими потерями, т.е. в ЛЭП присутствуют хищения электроэнергии на уровне 3%. Остаётся установить, деятельность какого конкретно субъекта энергообмена приводит к хищениям электроэнергии - генерирующей компании или потребителя. Также важно установить, является это хищение осознанным или нет.

Глубокий анализ коммерческих потерь

Для более чёткого и ясного понимания процесса хищения электроэнергии рассмотрен недельный интервал времени за июнь 2016 г. Красным цветом обозначен приём в ЛЭП со стороны генерирующей компании. Измерительные трансформаторы тока и напряжения (ТТ и ТН) измерительного комплекса коммерческого учёта установлены на ОРУ 110 кВ электростанции. Зелёным цветом обозначена отдача электроэнергии потребителю. Измерительные ТТ и ТН установлены на ОРУ 110 кВ ПС потребителя, в составе коммерческого ИКЭЭ используются встроенные в выключатели ТТ (рис. 4).

Рис. 4 Профили АИИС КУЭ по исследуемой линии электропередачи ВЛ-110 кВ. 2я неделя июня 2016, интервал измерений - 30 мин. На графике присутствуют три профиля ИКЭЭ: генерирующей компании, сетевой компании и потребителя

Для возможного решения задачи локализации очага коммерческих потерь и устранения хищения электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности между электросетевой компанией и подстанцией потребителя 110 кВ, на концевой анкерной опоре, веред порталом ячейки ВЛ-110 кВ, летом 2016 г. был установлен автономный пункт коммерческого учёта электроэнергии I-TOR. При этом, после ввода его в работу и начала передачи измерений с него по специальному каналу связи, получен третий профиль расхода электроэнергии, обозначенный на рис.4 голубым цветом. Из рисунка видно, что голубой профиль также повторяет геометрию обоих профилей действующих АИИС электростанции и потребителя, находится между красным и зелёным профилем, что говорит либо о завышении отпускаемой электроэнергии в ВЛ-110 кВ со стороны электростанции, либо о занижении отпускаемой потребителю электроэнергии. Сам факт присутствия голубого профиля между красным и зелёным цветом говорит о потерях в линии на уровне 2%, что является высоковероятным, достоверным результатом. При детальном рассмотрении такого профиля в увеличенном масштабе разница видна ещё более наглядно (рис. 5):

Рис. 5. Увеличенный фрагмент профилей АИИС вместе с профилем ИКЭЭ I-TOR электросетевой компании

С учётом того, что новый ИКЭЭ коммерческого учёта I-TOR, установленный электросетевой компании, установлен на границе раздела балансовой принадлежности электросетевой компании с промышленным потребителем, подозрение на хищение электроэнергии потребителем более высока, т.к. потери на уровне 2,5% более вероятно наблюдать на разным концам ВЛ-110 кВ, нежели в одном пролёте, длиной 300 метров. С высокой степенью уверенности можно утверждать что хищение электроэнергии осуществляется потребителем. Данный факт также подтверждается тем, что разница в потерях между профилями I-TOR и ИКЭЭ потребителя может отличаться только на величину потерь в ошиновке и аппаратных зажимах с допустимым уровнем до 0,1%. То есть на графике нагрузки оба профиля должны находиться вплотную, рядом друг к другу, чего не наблюдается. Таким образом, показания по расходу электроэнергии занижены потребителем в среднем на 2-3% и это длилось достаточно долго, по всей видимости с момента установки системы АИИС - более 3х лет. Так, при нагрузке 6 МВт, за один час недоучитывалось до 200 кВтч (3%). За месяц объём недоучёта составил 134 тыс. кВтч, за год объём недоучтённой энергии, отпускаемой потребителю может составлять более 1,6 млн. кВтч. При простом тарифе на транспорт электроэнергии в объёме 1 руб./кВтч годовой ущерб от недоучёта электроэнергии составил 1,6 млн. руб. Однако, с учётом того, что по исследуемой ЛЭП-110 кВ электросетевая компания оплачивает коммерческие сверхнормативные потери электроэнергии энергосбытовой компании по тарифу на компенсацию потерь, такой недоучёт дополнительно привёл ещё большим финансовым потерям сетевой компании. Таким образом, реальные потери электросетевой компании в течение года только от одного потребителя с нагрузкой 6 МВт и недоучёте в 3% привели к ущербу до 2-х млн. руб. В данном случае имеется ввиду, что коммерческие потери электроэнергии для электросетевой компании будут приводить к ещё большим потерям когда присутствуют а) недоучёт отпускаемой потребителю электроэнергии б) оплата сверхнормативных потерь в линии электропередачи сетевой компанией энергосбытовой. Очевидно, выходом из такой нежелательной для электросетевой компании является перевод коммерческого учёта электроэнергии на свой баланс.

Технологическое решение

Технологическим решением задачи перевода коммерческого учёта электроэнергии вблизи границы раздела балансовой принадлежности с потребителем является установка инновационного автономного пункта учёта электроэнергии 110 кВ I-TOR. Для установки такого пункта учётта необходимо произвести соответствующие изыскания по обоснованию и установлению факта присутствия коммерческих потерь электроэнрегии и наличия факта хищения электроэнергии потребителем.

Данная ситуация в меньшей степени относится к границам между ПАО «ФСК ЕЭС» и МРСК, или между электростанциями и МРСК. Вполне логично, что коммерческий учёт должен быть на балансе и обслуживании продавца электроэнергии (по аналогии весов в магазине, находящихся на балансе и принадлежащих продавцу, задача покупателя оплатить выставленный ему счёт). И, наоборот, с точки зрения рыночных взаимоотношений, недопустимо, чтобы коммерческий учёт находился на балансе покупателя. Однако с учётом особенностей функционирования электроэнергетики и особенностей построения аппаратной части и установки информационно-измерительной аппаратуры это не всегда возможно. Однако в настоящее время это ограничение уже не является сдерживающим и в случае присутствия подозрений к системам АИИС потребителя, даже если системы АИИС аттестованы администратором торговой системы НП АТС, целесообразно заниматься переводом учёта на свой баланс. При этом варианты развития событий могут быть самыми разнообразными. Например, когда ОРУ-110 кВ находится на балансе сетевой компании, а Силовой трансформатор и ЗРУ находится на балансе потребителя. При этом на ОРУ-110 кВ отсутствует измерительный ТН и нет возможности выполнять измерения. В таком случае компоновка решения установки I-TOR может быть реализована по принципу отображённому на рис. 7:

Рис. 7. Автономный пункт коммерческого учета I-TOR-110 на ОРУ 110 кВ подстанции

В другом, часто встречающемся случае, когда ПС 110 кВ полностью находится на балансе потребителя и на неё затруднён доступ, I-TOR может быть установлен на опоре ЛЭП-110 кВ и подвешен на траверсах в местах перехода провода с гирлянды на гирлянду, в обход траверсе (рис. 8).

Рис. 8. Три фазы I-TOR-110, подвешенные на траверсах двухцепной опоры ЛЭП-110 кВ

Для электросетевой компании крайне важно заниматься наведением порядка в системах учёта АИИС и балансах электроэнергии. С учётом того, что отчётные потери электроэнергии в России составляют 10-12% установка собственного учёта электроэнергии сетевой компании на границе с потребителем обоснована не только по требованиям к коммерческому учёту электроэнергии, когда его необходимо устанавливать на границе раздела балансовой принадлежности, но и по соображениям борьбы с хищениями электроэнергии. С учётом того, что реально электросетевая компания не обладает собственным учётом, необходимо проводить экспансию в область учёта с потребителями с которыми ГРБП проходит на уровне 110 кВ и далее, на следует опускаться на уровень 35 кВ. Особенность потребителей на таком уровне напряжения такова, что таких потребителей относительно немного, у них относительно немного точек коммерческого учёта электроэнергии, у них есть АИИС, но на таких потребителей приходится 60-80% всей полезно отпускаемой электроэнергии и поэтому «навести порядок» и сделать процессы транспорта электроэнергии и контроля балансов проще, нежели пытаться навести порядок в сетях 10(6) и 0.4 кВ, где присутствуют сотни тысяч потребителей - юридических и физических лиц и установлены сотни тысяч точек коммерческого учёта, но в тоже время на эти классы приходится 20-40% полезно отпускаемой электроэнергии потребителям.

Нормальный уровень технических потерь электроэнергии в линиях электропередачи 110 кВ составляет 1,5%, технологических потерь - до 2%. В случае, когда этот уровень превышен, высоковероятно, что в ЛЭП присутствуют хищения электроэнергии.

Наиболее вероятным и наиболее распространённым является хищение электроэнергии потребителем на границе раздела балансовой принадлежности между электросетевой компанией МРСК и потребителем. Факт, изложенный в статье показывает что при нагрузке 6 МВт на подстанции годовой недоучёт электроэнергии в 3% может привести к ущербу в 2 млн.руб в год, что весьма существенно.

Для электросетевой компании факт отсутствия коммерческого учёта на своём балансе нежелателен и неудобен. Такая ситуация всегда будет приводить к хищениям электроэнергии со стороны потребителя.

Электросетевым компаниям необходимо осуществлять экспансию в области классов напряжения 110 и 35 кВ и переводить коммерческий учёт на свой баланс в соответствии с принципом «весы должны быть у продавца». Наведение порядка в балансе 110 и 35 кВ является приоритетным. Технологические решения такой задачи могут быть реализованы путём установки автономного пункта учёта электроэнергии I-TOR.

Список литературы

линия электропередача сеть

1. Медведев, А.С. Оптико-электронный трансформатор тока и напряжения оригинальной конструкции. - Москва: Энергоэксперт(4), 2012.

2. Афанасьев, В.В., Адоньев, Н.М., Кибель, В.М. Трансформаторы тока // Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение - 1989. - 2 изд. - С. 81_93.

3. Raymond F. Ghajar, Joseph Khalife, Cost/benefit analysis of an AMR system to reduce electricity theft and maximize revenues for Йlectricitй du Liban, Lebanese American University, 2013.

Размещено на Allbest.ru