АНАЛИЗ ПРИМЕНИМОСТИ ДАННЫХ КОНТРОЛЬНОГО ЗАМЕРА ДЛЯ СОСТАВЛЕНИЯ БАЛАНСА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Объектом исследования является понизительная подстанция 110/10 кВ «Агаповская», расположенная в Агаповском районе Челябинской области. Она предназначена для электроснабжения населенных пунктов и хозяйственных предприятий района.

Подстанция получает питание от подстанции №90. На стороне 110 кВ имеется 2 транзитные линии на подстанции «Янгельская» и «Сибай-3». Для питания потребителей установлено два силовых трансформатора марки ТДН-10000/110/10. На стороне 10 кВ подключено 14 отходящих фидеров, 4 из которых являются резервными. Фидеры подстанции представляют собой воздушные линии 10 кВ с отпайками на трансформаторные подстанции (ТП). Часть фидеров являются кольцевыми (Теплицы, Котельная).

Основным средством мониторинга и контроля электроэнергии на подстанции является контрольный замер, проводящийся два раза в год для характерных зимних и летних суток. В качестве характерных суток принимается 3-я среда декабря и июня. Интервалы снятия показаний – 1 час.

Замеры производятся для каждого присоединения 110 кВ и 10 кВ, а также на стороне 10 кВ силовых трансформаторов. В результате контрольного замера снимаются показания тока и напряжения на каждом присоединении, после чего по формулам (1) и (2) вычисляется активная и реактивная мощность соответственно.

;                                                    (1)

,                                                     (2)

- напряжение, кВ;

 - ток, А;

,  - коэффициенты мощности, принимаемые равными 0,8 и 0,6 соответственно.

Кроме того, подстанция «Агаповская» оборудована системой телеизмерений на стороне 110 кВ, позволяющей в любой момент времени узнать о таких электрических параметрах как ток (по фазам), напряжение (по фазам), активная и реактивная мощность. Интервал опроса телеизмерений – 2 секунды. Данные по каналам телемеханики поступают непосредственно в ПО «Магнитогорские электрические сети», инженеры которого с помощью специального программного обеспечения наблюдают параметры в режиме реального времени.

Оценим достоверность данных контрольного замера. Для этого сравним значения с показаниями телеизмерений, а также сведем баланс активной и реактивной мощности на различных участках сети. Результаты баланса представлены в таблице 1 и таблице 2.

Таблица 1.

Баланс на стороне 110 кВ

Таблица 2

Баланс на стороне 10 кВ ПС «Агаповская»

Для анализа данных на отходящих фидерах 10 кВ используем показания контрольных замеров на трансформаторных подстанциях. Так как на ТП не установлены средства учета, контрольный замер тока и напряжения по фазам производится на некоторых ТП два раза в год с помощью токовых клещей. Период замера январь-февраль для зимнего периода и август для летнего. По полученной в ходе замеров токовой нагрузке и напряжению была определена мощность. Результаты представлены в таблице 3.

Для выбранного фидера «Пещерка» отсутствуют показания замера для ТП-308. Исходя из того, что по показаниям контрольного замера фидер «Пещерка» имеет нагрузку  кВт и квар можно предположить, что нагрузка на ТП-308 равна разности общей нагрузки фидера и нагрузки имеющихся ТП. Тогда по формулам 3 и 4 получим:

 кВт                                              (3)

 кВт                                             (4)

Таблица 3.

Баланс по отходящим фидерам 10 кВ

Данный способ определения нагрузки позволяет приближенно определить нагрузку на ненаблюдаемой ТП, поскольку полученные значения включают в себя величину потерь мощности. Однако этот метод нельзя применить к фидерам с большим количеством ненаблюдаемых данных (более 2).

В результате проведенной работы были сделаны следующие выводы:

1. Показания контрольного замера на стороне 110 кВ подстанции, несмотря на расчеты по приближенным коэффициентам мощности, соответствуют показаниям телеизмерений. Однако при этом наблюдается большая разница по реактивной мощности (до 40%);
2. Разницу в балансе по стороне 10 кВ подстанции (не более 5%) можно объяснить потерями в трансформаторах и расходом энергии на собственные нужды;
3. Составление баланса по отходящим фидерам возможно только в случае наличия контрольных замеров на трансформаторных подстанциях, находящихся на этом фидере, либо замены отсутствующих данных псевдоизмерениями;
4. Результаты баланса по отходящему фидеру обладают большой погрешностью, так как замеры на подстанции и ТП проводятся в различные месяца и времена суток. Разница между контрольным замером в начале линии и сумме контрольных замеров на ТП составила от 5% до 7%;
5. Для более точного расчета, на трансформаторных подстанциях должен быть организован автоматизированный учет. Это позволит избежать недостатка данных, что является основной причиной разницы в балансе электрической энергии.

Список литературы:

1. Белых Г.Б. Электроснабжение отраслей: учеб. пособие / Г.Б. Белых, А.Н. Шеметов. – Магнитогорск: Изд-во Магнитогорск. гос. техн. ун-та им. Г.И. Носова, 2013. – 255 с.
2. Будзко И. А. Электроснабжение сельского хозяйства: учебник / И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов. – М.: Колос, 2000. - 536 с.
3. Гамм А.З. Наблюдаемость электроэнергетических систем: учебник / А.З. Гамм, И.И. Голуб. – М.: Наука, 1990. – 200 с.
4. Официальный сайт ОАО «МРСК-Урала» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.mrsk-ural.ru (дата обращения: 13.04.16)