Результаты внедрения аскуэ “матрица” на вл-10кв л-23-11 пригородного рэс

Пригородный РЭС является структурным подразделением производственного отделения Центральные электрические сети филиала ОАО “МРСК Сибири” - “Алтайэнерго”. Штатная численность персонала участка транспорта электроэнергии составляет 12 человек. Количество обслуживаемых точек учета: 19630 бытовых абонентов и 881 юридическое лицо. Пригородный РЭС входит в пятерку крупнейших РЭСов“Алтайэнерго”,

ВЛ-10 кВ, 23-11является одной из самых больших по протяженности, отпуску в сеть, а также потерь электроэнергии как в абсолютном, там и в относительном выражении. Протяженность линии составляет 28,6 км., линия питает электроэнергией 1483 точки учета физических лиц и 29 юридических лиц, расположенных в 3-х населенных пункта (п. Гоньба, п. Казенная заимка, п. Землянуха). На линии установлено 26 КТП 10/0,4 кВ, суммарной мощностью 6,125 МВА, суммарная протяженность
ВЛ-0,4 кВ составляет 38,67 км.

Таблица 6.1 – ТЭПы по лини 23-11 за период 2010-2011гг.

Год	Отпуск в сеть, кВт.ч.	Полезный отпуск, кВт.ч.	Фактич. потери
Всего	Юр. лица	Население	кВт.ч.	%
		4 199 368	180 783	4 018 585	4 166 639	49,8%
		4 229 368	230 175	3 999 193	3 949 124	48,28%

Как мы видим из технико-экономических показателей отрицательная динамика складывается с каждым годом все больше и больше. Для того чтобы определить причину этих потерь необходимо понимать природу происхождения данных потерь.

Рисунок 6.1 – Результат расчета потерь э/э в ПК РТП-3

 

Для расчета технических потерь мы используем программный комплекс РТП-3. Для этого предварительно строится схема сети с указанием марок проводов, протяженности участков различных сечений провода, мощностей установленных КТП. После занесения всех параметров линии указывается отпуск электроэнергии в сеть, поступивший на фидер 10 кВ за определенный период, который рассчитывается исходя из показаний приборов учета, расположенных на ячейке. Рисунок 6.1 демонстрирует результаты расчета. Расчет технических потерь в ВЛ-0,4 кВ, рассчитывается по укрупненным параметрам по РЭСу в целом, а затем полученные значения распределяют по линиям в зависимости от количества и протяженности фидеров.Вычитая из значения общих потерь сумму технических потерь электроэнергии в сетях 10 и 0,4 кВ получаем значения коммерческих потерь. Результаты расчета приведены в Таблице 6.2

Таблица 6.2 – Структура общих потерь

Год	Фактич. потери	Тех. потери	Ком.потери
кВт.ч.	%	кВт.ч.	%	кВт.ч.	%
	4 166 639	49,8%	2 412071	28.82	1 754 568	20,98
	3 949 124	48,28%	2 327121	29.17	1 622 003	19,11

Невооруженным глазом видно что на данной линии находится огромное коичество коммерческих потерь. Для борьбы с ними было решено установить на этой линии систему АСКУЭ как на техниеских учетах КТП 10/0,4 кВ так и всех конечных потребителей. Программа SmartEMS позволяет вести контроль потребления как суммарно по КТП так и отдельно по каждому абоненту. Так как линия протяженная и в зимнее время на нее невозможно добраться для снятия показаний и обходов лучшим решением является установка системы АСКУЭ “Матрица”.

1 – счетчик электрической энергии; 2 – провод; 3 – идикаторное устройство; 5 – крюк; 6 – колпачок

Рисунок 6.1 – Размещение однофазного счетчика на опоре

Монтаж оборудования АСКУЭ. На границах прописанных в актах разграничения балансовой принадлежности потребителям устанавливаются приборы учеты типа NP523.20D-1Р1ALNI и NP73L.1-1-2 (NP73L.2-5-2).Трехфазные приборы учета и другое оборудование АСКУЭ устанавливаются в шкафах НКУ АСКУЭ. Размещаются трехфазные приборы учета в шкафах на опоре. На рисунках 6.1, 6.2 и 6.3 изображены примеры учтановки данных приборов учета

Рисунок 6.2 – Размещение трехфазного счетчика на опоре

Рисунок 6.3 – Схема подключения основных технических средств АСКУЭ в шкафу НКУ

Вновь установленные приборы учета объединяются в единый комплекс с устройством сбора и передачи, данных типа RTR 512.10-6L/EY производства ООО «Матрица», устанавливаемого в шкафу АСКУЭ, на КТП. В этот же шкаф устанавливается трехфазный счетчик косвенного включения для формирования балансов электроэнергии.

Итого однофазных потребителей: 1098, трехфазных –385, технических точек учета – 26.

 

Итак, закончив монтаж в июне 2012 года и проанализировав данные потерь по линиям за аналогичные периоды прошлого года было выявлено, что уровень потерь января-марта 2012г. составлял около 43%, итоговые потери за год снизились до 20,6%, а в 2013 году баланс по линии составил порядка 12,45% (Таблица 6.4).

 

Таблица 6.4 – Итоговые технико-экономические показатели

Год	Отпуск в сеть, кВт.ч.	Полезный отпуск, кВт.ч.	Фактич. потери
Всего	Юр. лица	Население	кВт.ч.	%
		4 199 368	180 783	4 018 585	4 166 639	49,8%
		4 229 368	230 175	3 999 193	3 949 124	48,28%
		5 373 541		4 953821	3 059 585	36,28%
	7 338774	6 425072	553 951	5 871 121	913 702	12,45%

 

Заключение

На основе проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

– в настоящее время несимметрия напряжения играет огромную роль для конечных потребителей, так как она снижает срок эксплуатации электрических приборов

– использующиеся в настоящее время средства снижения несимметрии в бытовомсектроре имеют узкую целевую направленность, то есть для конкретного электроприемника применяется конкретный тип устройства стабилизации напряжения и снижения несимметрии, который для другого электроприемника уже не применить. Более универсальные средства симметрирования напряжений в трехфазной системе имеют ряд значительных недостатков и, к тому же, являются дольно дорогостоящими.

– разработанное устройство позволяет поддерживать уровень несимметрии напряжений в трехфазной сети в заданном уровне. Применяемая микропроцессорная система не только говорит о быстродействии прибора, но и возможности постоянного усовершенствования прибора, например, для исполнения таких задач как сбор статистических данный о состоянии параметров качества электроэнергии и вывод их на экран. Разработанное устройство способно регулировать сразу несколько параметров качества электроэнергии, при этом его цена значительно меньше предназначенных для тех же задач приборов.