Анализ схемно-технических методов выявления и локализации нетехнических потерь электроэнергии

62

у

ч

е

т

э

л

е

к

т

р

о

э

н

е

р

г

и

и

учет электроэнергии

Паздерин

А

.

В

., 

д

.

т

.

н

., 

профессор

, 

заведующий

кафедрой

АЭЛС

ФГАОУ

ВО

«

УрФУ

имени

первого

Президента

России

Б

.

Н

. 

Ельцина

»

Верхозин

А

.

М

., 

старший

преподаватель

кафедры

АЭЛС

ФГАОУ

ВО

«

УрФУ

имени

первого

Президента

России

Б

.

Н

. 

Ельцина

»

Мухлынин

Н

.

Д

., 

к

.

т

.

н

., 

доцент

кафедры

АЭЛС

ФГАОУ

ВО

«

УрФУ

имени

первого

Президента

России

Б

.

Н

. 

Ельцина

»

Самойленко

В

.

О

., 

к

.

т

.

н

., 

доцент

кафедры

АЭЛС

ФГАОУ

ВО

«

УрФУ

имени

первого

Президента

России

Б

.

Н

. 

Ельцина

»

Ключевые

слова

: 

нетехнические

потери

электроэнергии

, 

хищения

электроэнергии

, 

кражи

электроэнергии

, 

учет

электроэнергии

, 

погрешность

учета

, 

распределительные

сети

Н

етехнические

потери

электрической

энер

-

гии

  (

НПЭЭ

) 

связаны

, 

главным

образом

, 

с

занижением

отпускаемой

из

сетей

элек

-

тросетевой

организации

 (

ЭСО

) 

электриче

-

ской

энергией

  (

ЭЭ

). 

НПЭЭ

приводят

к

снижению

финансовых

поступлений

от

услуг

на

передачу

ЭЭ

и

к

увеличению

платы

за

потери

ЭЭ

, 

что

создает

ущерб

для

ЭСО

и

подрывает

их

экономику

. 

Термин

«

коммерческие

потери

электроэнергии

», 

широко

применявшийся

ранее

, 

в

настоящее

время

вы

-

зывает

неоднозначную

реакцию

налоговых

и

про

-

веряющих

органов

, 

и

по

аналогии

с

англоязычной

литературой

замещается

сейчас

на

нетехнические

потери

. 

Они

обусловлены

безучетным

и

бездо

-

говорным

потреблением

, 

погрешностями

и

неис

-

правностями

измерительных

комплексов

электро

-

энергии

  (

ИКЭЭ

) 

или

ошибками

при

выставлении

счетов

 [1, 2, 3, 4]. 

Хотя

первые

научные

труды

о

борьбе

с

НПЭЭ

были

представлены

в

Российской

Империи

в

 1899 

году

 [5] 

и

в

мире

в

 1900 

году

 [6], 

на

протя

-

жении

более

чем

 120 

лет

проблема

не

утрачива

-

ет

актуальности

в

связи

с

электрификацией

при

-

городных

, 

сельских

и

удаленных

районов

, 

а

также

в

связи

с

цикличностью

экономического

развития

, 

приводящей

к

скачкообразному

повышению

цен

на

энергетические

ресурсы

с

последующим

ростом

НПЭЭ

. 

Проблема

является

глобальной

 — 

в

част

-

ности

, 

Всемирный

банк

оценивает

совокупный

пря

-

мой

и

косвенный

ущерб

от

НПЭЭ

в

мире

величиной

порядка

 100 

млрд

долларов

ежегодно

, 

из

которых

около

 5 

млрд

долларов

приходится

на

РФ

 [7].

Нетехнические

потери

электроэнергии

подрывают

экономику

электросетевых

организаций

и

ведут

к

финансовым

убыткам

. 

Схемно

-

технические

методы

выявления

и

локализации

нетех

-

нических

потерь

электроэнергии

позволяют

снизить

затраты

на

поиск

этих

потерь

. 

В

отличие

от

информационных

методов

, 

ориентированных

на

поиск

аномалий

по

данным

предыстории

, 

схемно

-

технические

методы

способны

локализовать

нетехни

-

ческие

потери

во

всех

ситуациях

, 

так

как

они

всегда

связаны

с

нарушением

баланса

электроэнергии

по

показаниям

прибо

-

ров

учета

. 

По

способу

расчета

их

можно

разделить

на

методы

, 

основанные

на

расчете

установившегося

режима

, 

и

методы

, 

использующие

подходы

теории

оценивания

состояния

. 

На

рас

-

четном

примере

показано

, 

что

методы

, 

использующие

оценива

-

ние

состояния

, 

позволяют

более

точно

рассчитать

технические

и

локализовать

нетехнические

потери

электроэнергии

.

Анализ схемно-технических 
методов выявления и 
локализации нетехнических 
потерь электроэнергии

УДК

 621.316.1

63

Своевременное

выявление

и

предотвращение

НПЭЭ

позволяет

значительно

снижать

финансо

-

вый

ущерб

ЭСО

. 

Изучение

ретроспективы

борьбы

с

НПЭЭ

показывает

, 

что

применяемая

на

первом

этапе

повсеместная

установка

счетчиков

ЭЭ

поз

-

воляет

за

 10–15 

лет

снизить

НПЭЭ

по

экспонен

-

те

в

 1,9–2,6 

раза

 [9], 

что

соответствует

снижению

НПЭЭ

с

 18–24% 

до

 8–11% 

в

развивающихся

странах

и

с

 10–12% 

до

 4–5% 

в

развитых

странах

мира

 [7]. 

Однако

дальнейшее

снижение

НПЭЭ

не

наблюда

-

ется

, 

эффект

от

ужесточения

требований

к

классам

точности

средств

учета

и

повсеместной

установки

дублирующих

средств

учета

ЭЭ

отсутствует

, 

а

также

ведет

к

избыточным

капиталовложениям

в

сеть

, 

что

оказывается

нерентабельным

для

ЭСО

и

добавляет

дополнительную

финансовую

нагрузку

на

потребите

-

лей

ЭЭ

 [5]. 

Необходим

принципиально

иной

подход

к

выявлению

НПЭЭ

 — 

такой

как

использование

рас

-

четно

-

аналитических

методов

. 

Актуальные

обзорные

научно

-

технические

публикации

 [6, 8, 9] 

показывают

непрерывную

работу

исследовательских

коллекти

-

вов

по

всему

миру

с

целью

совершенствования

мо

-

делей

и

методов

выявления

НПЭЭ

. 

Классификация

таких

методов

представлена

далее

.

КЛАССИФИКАЦИЯ

МЕТОДОВ

ВЫЯВЛЕНИЯ

НПЭЭ

Существующая

классификация

расчетно

-

аналити

-

ческих

методов

выявления

НПЭЭ

позволяет

разде

-

лить

их

на

три

основные

группы

 [9].

1. 

Схемно

-

технические

методы

, 

основанные

на

контроле

балансов

ЭЭ

и

расчете

технических

потерь

с

использованием

электротехнических

соотношений

.

Для

схемно

-

технических

методов

необходима

информация

о

топологии

электриче

-

ской

сети

и

параметрах

схемы

замещения

. 

Досто

-

инствами

схемно

-

технических

методов

является

высокая

чувствительность

и

способность

к

выяв

-

лению

систематических

НПЭЭ

. 

Так

как

они

основа

-

ны

на

контроле

балансов

ЭЭ

, 

то

не

имеют

сроков

давности

по

отношению

к

причинам

возникнове

-

ния

нетехнических

потерь

. 

Недостатками

являют

-

ся

требовательность

к

полноте

и

достоверности

исходных

данных

. 

Схемно

-

технические

методы

хорошо

работают

в

сетях

 35 

кВ

и

выше

, 

где

точно

известны

параметры

схемы

замещения

сети

, 

связ

-

ность

и

разветвленность

электрической

сети

от

-

носительно

невелики

, 

имеется

дублирующий

учет

ЭЭ

, 

а

непосредственное

несанкционированное

подключение

маловероятно

. 

Схемно

-

технические

методы

затруднительно

массово

применять

в

сетях

6–10 

кВ

и

особенно

 0,4 

кВ

в

связи

с

протяженностью

и

разветвленностью

таких

сетей

, 

большим

количе

-

ством

разнородных

средств

учета

, 

а

также

в

связи

с

огромной

погрешностью

параметров

схем

заме

-

щения

таких

сетей

 [10]. 

2. 

Информационные

методы

, 

основанные

на

выявлении

закономерностей

и

аномалий

электро

-

потребления

конечного

потребителя

ЭЭ

. 

Досто

-

инства

данной

группы

методов

: 

не

требуется

нали

-

чие

информации

о

параметрах

сети

, 

не

обязателен

балансовый

счетчик

ЭЭ

. 

Исторически

недостатком

таких

методов

являлась

необходимость

большой

выборки

исходных

данных

и

неочевидный

выбор

эм

-

пирических

закономерностей

, 

обеспечивающих

вы

-

явление

НПЭЭ

. 

Такие

методы

позволяют

выявлять

сложные

и

нетривиальные

закономерности

в

изме

-

нении

электропотребления

пользователей

, 

обнару

-

живая

периоды

времени

вероятного

существования

НПЭЭ

. 

В

 [11] 

представлены

результаты

анализа

эф

-

фективности

выявления

НПЭЭ

информационными

методами

на

основе

машинного

обучение

и

анализа

больших

данных

.

3. 

Гибридные

методы

совмещают

информаци

-

онные

и

схемно

-

технические

методы

.

Аналитическое

обнаружение

факта

и

места

лока

-

лизации

НПЭЭ

позволяет

снизить

: 

время

их

выявле

-

ния

, 

затраты

на

их

выявление

, 

убытки

электросете

-

вой

организации

 [12]. 

СХЕМНО

-

ТЕХНИЧЕСКИЕ

МЕТОДЫ

РАСЧЕТА

ПОТЕРЬ

Целью

данной

статьи

является

ознакомление

чита

-

телей

с

основными

схемно

-

техническими

методами

выявления

нетехнических

потерь

ЭЭ

и

их

краткий

анализ

. 

Данные

методы

основаны

на

контроле

ба

-

лансов

ЭЭ

с

использованием

измерений

ЭЭ

для

про

-

извольных

фрагментов

электрической

сети

 (

энерго

-

объектов

) 

с

одновременным

расчетом

технических

потерь

. 

Для

борьбы

с

НПЭЭ

важно

знать

, 

каким

об

-

разом

эти

потери

распределены

между

энергообъ

-

ектами

, 

а

еще

лучше

 — 

между

отдельными

ИКЭЭ

. 

В

качестве

исследуемых

фрагментов

могут

рассма

-

триваться

территориальные

сетевые

компании

и

их

производственные

отделения

 — 

предприятия

элек

-

трических

сетей

, 

районные

электрические

сети

, 

под

-

станции

, 

шины

, 

секции

шин

, 

линии

электропередачи

, 

трансформаторы

. 

Сумма

измерений

электроэнергии

W

i

изм

на

границах

исследуемого

энергообъекта

 (

мно

-

жество



) 

определяет

отчетные

потери



W

o

при

ус

-

ловии

, 

что

принимаемая

энергия

имеет

знак

плюс

, 

а

отпускаемая

 — 

знак

минус

:



W

о

 = 



i



W

i

изм

. (1)

Инструкцией

по

учету

электроэнергии

 [13] 

уста

-

новлен

порядок

контроля

достоверности

измерений

на

основе

сравнения

значений

фактического

НБ

ф

и

допустимого

НБ

доп

небалансов

. 

Фактический

не

-

баланс

рассчитывается

по

отношению

к

суммарному

приему

ЭЭ

W

пр

энергообъекта

: 





W

о

 – 



W

тех

НБ

ф

 = 



 100 %, 

(2)

W

пр

где



W

тех

 — 

технические

потери

ЭЭ

в

сетевых

эле

-

ментах

энергообъекта

.

Фактический

небаланс

должен

быть

меньше

до

-

пустимого

, 

определяемого

предельно

допустимыми

погрешностями

ИКЭЭ

:

НБ

доп

 = ±   



i

=1

k



п

i

2



d

п

i

2

 + 



j

=1

m 



o

j

2



d

o

j

2



 100 %, 

(3)

где



п

i

, 



o

j

 — 

предельно

допустимые

погрешности

ИКЭЭ

, 

фиксирующих

прием

и

отдачу

ЭЭ

, 

а

d

п

i

, 

d

o

j

 —

доли

принятой

и

отданной

ЭЭ

от

полной

. 

№

 5 (80) 2023

64

УЧЕТ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Полная

предельно

допустимая

погрешность

ИКЭЭ



доп

вычисляется

согласно

инструкции

 [13] 

как

:





доп

 = ± 1,1 



I

2

 + 



U

2

 + 



л

2

 + 



ос

2

 + 



i

=1

n



i

2

, (4)

где



I

, 



U

, 



ос

 — 

предел

относительной

погрешности

измерительного

ТТ

, 

ТН

и

счетчика

; 



л

 — 

предел

допу

-

стимых

потерь

напряжения

в

линиях

присоединения

счетчика

к

измерительному

ТН

; 



i

 — 

дополнительная

погрешность

, 

вносимая

i

-

м

влияющим

фактором

.

Фактический

небаланс

ЭЭ

энергообъекта

, 

выра

-

женный

в

абсолютных

единицах

, 

по

сути

, 

и

является

НПЭЭ



W

нп

:



W

нп

 = 



W

о

 – 



W

тех

. (5)

Электросетевые

организации

оплачивают

отчет

-

ные

потери

ЭЭ

, 

включающие

все

составляющие

. 

Однако

финансовые

средства

на

оплату

потерь

ЭСО

получают

на

основе

нормативных

потерь

, 

близких

по

своей

сути

к

техническим

. 

Для

выявления

и

локали

-

зации

НПЭЭ

важны

два

условия

. 

Первое

 — 

высокая

точность

расчета

технических

потерь

на

всех

эле

-

ментах

сети

. 

Второе

 — 

возможность

формирования

замкнутых

балансов

ЭЭ

на

множестве

локальных

фрагментов

 (

участков

) 

сети

, 

содержащих

минималь

-

ное

число

сетевых

элементов

и

минимальное

чис

-

ло

измерений

ЭЭ

. 

Другими

словами

, 

методика

поз

-

воляет

разделить

НПЭЭ

между

фрагментами

сети

с

полным

охватом

границ

измерениями

ЭЭ

, 

но

не

по

-

зволяет

разделить

НПЭЭ

между

отдельными

изме

-

рительными

комплексами

. 

НПЭЭ

обусловлены

несколькими

составляющи

-

ми

, 

сильно

зависящими

от

классов

номинального

напряжения

, 

по

которым

осуществляется

полезный

отпуск

ЭЭ

потребителям

. 

Для

ЭСО

, 

основные

потре

-

бители

которых

расположены

в

сельской

местности

на

напряжении

 0,4 

кВ

, 

нетехническая

составляющая

потерь

обусловлена

, 

прежде

всего

, 

безучетным

по

-

треблением

или

хищениями

ЭЭ

и

может

в

несколь

-

ко

раз

превышать

технологическую

составляющую

. 

Для

высоковольтных

сетей

нетехнические

потери

в

большей

степени

связаны

с

метрологическими

по

-

грешностями

систем

учета

ЭЭ

, 

а

также

со

сбоями

в

системах

АСКУЭ

. 

Относительное

значение



W

нп

в

процентах

в

высоковольтных

сетях

меньше

, 

но

для

индустриально

развитых

территорий

полезный

от

-

пуск

ЭЭ

на

высоких

напряжениях

может

составлять

80–95%. 

В

результате

НПЭЭ

в

высоковольтных

сетях

в

абсолютном

выражении

 (

кВт∙ч

) 

могут

превосходить

НПЭЭ

в

сетях

низкого

напряжения

. 

Согласно

 [14], 

схемно

-

технические

методы

вы

-

явления

НПЭЭ

относятся

к

наиболее

трудоемким

, 

но

и

наиболее

точным

методам

. 

Для

расчета

техни

-

ческих

потерь

они

используют

информацию

о

пара

-

метрах

схемы

замещения

электрической

сети

и

ее

топологии

. 

Режим

работы

электрической

сети

и

тех

-

нические

потери

рассчитываются

на

основе

измери

-

тельной

информации

от

систем

учета

ЭЭ

или

от

сис

-

тем

телемеханики

. 

Разнообразие

методов

расчета

потерь

электрической

энергии

и

их

точность

связаны

со

структурой

имеющейся

измерительной

информа

-

ции

и

ее

полнотой

, 

так

как

это

определяет

способы

учета

схемных

и

режимных

изменений

в

электриче

-

ской

сети

на

рассматриваемом

интервале

времени

. 

Согласно

 [9] 

схемно

-

технические

методы

выявления

НПЭЭ

можно

разделить

на

две

группы

. 

В

первой

группе

методов

расчет

режима

работы

электриче

-

ской

сети

производится

на

основе

модели

устано

-

вившегося

режима

. 

Расчет

установившегося

режи

-

ма

электрической

сети

является

одной

из

базовых

задач

в

области

электроэнергетики

 [20, 21, 22, 23]. 

Он

производится

на

основе

схемы

замещения

элек

-

трической

сети

, 

когда

режим

ее

работы

определя

-

ется

значениями

активной

и

реактивной

мощностей

во

всех

узлах

сети

, 

кроме

балансирующего

, 

и

на

их

основе

происходит

расчет

потоков

и

потерь

мощ

-

ности

для

всех

элементов

сети

. 

С

математической

точки

зрения

задача

расчета

установившегося

ре

-

жима

сводится

к

итерационному

решению

нелиней

-

ной

системы

уравнений

, 

в

которой

число

уравнений

равно

числу

переменных

. 

Данная

задача

носит

вто

-

рое

название

 — 

расчет

потокораспределения

. 

Если

расчетный

интервал

времени

разбить

на

короткие

интервалы

стационарности

режима

, 

внутри

каждо

-

го

из

которых

режимные

изменения

пренебрежимо

малы

, 

а

топология

сети

неизменна

, 

то

расчет

потерь

ЭЭ

можно

свести

к

большому

числу

циклически

по

-

вторяющихся

расчетов

потокораспределения

и

по

-

следующему

суммированию

мощностей

и

их

потерь

для

получения

величин

энергии

. 

Такой

подход

впол

-

не

приемлем

, 

но

требует

автоматизации

расчетов

на

базе

архивов

измерений

. 

Вторая

группа

методов

для

расчета

режима

ра

-

боты

сети

использует

методы

оценивания

состоя

-

ния

  (

ОС

), 

в

которых

режим

задается

вектором

из

-

мерений

, 

включающих

напряжения

, 

токи

, 

активные

и

реактивные

мощности

 [24]. 

Каждому

измерению

соответствует

свое

уравнение

, 

и

число

таких

урав

-

нений

обычно

превышает

число

переменных

. 

Реше

-

ние

ищется

путем

минимизации

суммы

квадратов

остатков

оценивания

. 

Остатки

оценивания

 — 

это

разности

между

измеренными

и

расчетными

зна

-

чениями

параметров

режима

, 

которые

возникают

ввиду

наличия

погрешностей

в

измерениях

и

в

па

-

раметрах

схемы

сети

. 

Технические

потери

делятся

на

условно

-

постоян

-

ные

потери



W

пос

, 

которые

не

зависят

от

токовой

за

-

грузки

элементов

сети

, 

и

переменные

потери



W

пер

, 

называемые

также

нагрузочными

:



W

тех

 = 



W

пос

 – 

∆

W

пер

. (6)

Условно

-

постоянные

потери

могут

определяться

, 

например

, 

на

основе

паспортных

данных

электро

-

технического

оборудования

и

справочной

литерату

-

ры

 [15], 

и

это

не

приводит

к

возникновению

значимой

погрешности

расчетов

. 

Переменные

потери

зависят

от

режима

работы

сети

в

каждый

момент

времени

, 

и

их

расчет

представляет

основную

сложность

. 

По

-

грешность

расчета

нагрузочных

потерь

ЭЭ

обуслов

-

лена

информационными

погрешностями

параметров

сети

, 

которые

участвуют

в

расчете

потерь

ЭЭ

. 

Это

, 

прежде

всего

, 

погрешности

активных

сопротивлений

элементов

схемы

, 

которые

зависят

от

температуры

проводника

 [16] 

и

могут

составлять

 ±20%. 

Для

высо

-

65

ковольтных

линий

электропередачи

большая

неопре

-

деленность

связана

с

потерями

на

корону

, 

которые

в

зависимости

от

погодных

условий

могут

меняться

в

разы

 [17]. 

Помимо

информационных

погрешностей

суще

-

ствуют

и

методические

погрешности

расчета

пере

-

менных

потерь

ЭЭ

, 

которые

зависят

от

метода

расчета

 [18]. 

Сложность

расчета

нагрузочных

 (

пере

-

менных

) 

потерь

ЭЭ

связана

с

необходимостью

уче

-

та

схемных

и

режимных

изменений

в

сети

в

течение

расчетного

интервала

времени

, 

и

для

этого

исполь

-

зуются

различные

допущения

. 

В

соответствии

с

 [19] 

нагрузочные

потери

ЭЭ

можно

определить

методом

оперативных

расчетов

, 

методом

расчетных

суток

, 

методом

средних

нагрузок

, 

с

использованием

числа

часов

наибольших

потерь

мощности

. 

Метод

оперативных

расчетов

является

наиболее

точным

. 

Он

основан

на

использовании

измеритель

-

ной

информации

о

параметрах

режима

. 

Полный

расчетный

промежуток

времени

разбивается

на

ин

-

тервалы

времени



t

j

, 

в

течение

которых

токовая

на

-

грузка

i

-

го

элемента

сети

I

ij

с

активным

сопротивле

-

нием

R

i

принимается

неизменной

:



W

 = 3 





i

=1

N

 R

i





j

=1

M

 I

ij

2



t

ij

, (7)

где

N

 — 

число

элементов

сети

; 

M

 — 

число

времен

-

ных

интервалов

.

Такой

подход

требует

полного

охвата

элементов

сети

измерениями

, 

знания

топологии

и

параметров

элементов

сети

. 

Расчет

потерь

ЭЭ

методами

расчет

-

ных

суток

, 

средних

нагрузок

и

числа

часов

наибольших

потерь

выполняется

на

базе

расчета

установившегося

режима

, 

как

правило

, 

сразу

для

всей

расчетной

схе

-

мы

. 

В

результате

расчета

режима

потокораспределе

-

ния

определяются

потери

мощности

и

возникает

зада

-

ча

перехода

от

потерь

мощности

к

потерям

ЭЭ

. 

Наибольшее

подходящим

и

точным

методом

рас

-

чета

технических

потерь

является

метод

средних

на

-

грузок

, 

так

как

позволяет

определить

средние

нагрузки

активной

P

и

реактивной

Q

мощностей

путем

деления

измерений

ЭЭ

W

P

и

W

Q

на

интервал

времени

T

: 

P

 = 

W

P

⁄

T

, (8)

Q

 = 

W

Q

⁄

T

. (9)

На

основе

данных

мощностей

рассчитываются

потери

мощности



P

ср

среднего

режима

. 

Переход

к

потерям

энергии



W

осуществляется

на

основе

из

-

вестного

выражения

:



W

 = 

k

л



k

k





P

ср



T

j



k

ф

2

, (10)

где

k

л

 — 

коэффициент

, 

учитывающий

влияние

по

-

терь

в

арматуре

ВЛ

; 

k

k

 — 

коэффициент

, 

учитыва

-

ющий

различие

конфигураций

графиков

активной

и

реактивной

нагрузки

; 

k

ф

2

 — 

квадрат

коэффициента

формы

графика

суммарной

нагрузки

сети

за

расчет

-

ный

интервал

T

j

.

В

результате

расчета

технических

потерь

для

каж

-

дого

фрагмента

сети

, 

имеющего

полный

охват

изме

-

рениями

ЭЭ

, 

можно

получить

отчетные

, 

технические

и

нетехнические

потери

в

соответствии

с

выражени

-

ями

 (1), (5). 

Методы

расчета

потерь

ЭЭ

на

базе

рас

-

чета

установившегося

режима

позволяют

распре

-

делить

  (

локализовать

) 

НПЭЭ

между

фрагментами

электрической

сети

, 

имеющими

полный

охват

изме

-

рениями

ЭЭ

. 

Данные

методы

ориентированы

на

рас

-

чет

потерь

ЭЭ

для

сети

в

целом

, 

так

как

переход

от

потерь

мощности

к

потерям

энергии

осуществляется

сразу

для

всего

расчетного

участка

. 

Погрешность

расчета

потерь

ЭЭ

по

отдельным

элементам

у

дан

-

ных

методов

выше

, 

по

сравнению

с

методом

опера

-

тивных

расчетов

.

РАСЧЕТ

ПОТЕРЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

НА

ОСНОВЕ

ОЦЕНИВАНИЯ

СОСТОЯНИЯ

Основной

смысл

ОС

заключается

в

расчете

устано

-

вившегося

режима

электрической

сети

, 

максималь

-

но

близкого

к

фактически

существующему

, 

на

осно

-

ве

текущих

измерений

 [24]. 

В

связи

с

возможными

схемно

-

режимными

изменениями

в

сети

задача

ОС

должна

решаться

всякий

раз

на

основе

наиболее

свежей

информации

о

режиме

и

топологии

сети

. 

Цикличность

ее

решения

зависит

от

многих

факто

-

ров

и

обычно

находится

в

диапазоне

нескольких

де

-

сятков

секунд

или

даже

минут

. 

Филиалы

Системно

-

го

оператора

ЕЭС

и

передовые

ЭСО

уже

внедрили

или

внедряют

программные

комплексы

оценивания

состояния

  (

ПортОС

, 

Космос

 [25], Redkit). 

В

рас

-

пределительных

сетях

ОС

должно

осуществляться

с

учетом

фазной

несимметрии

параметров

режи

-

ма

 [26]. 

Циклическое

решение

задачи

ОС

на

минут

-

ных

интервалах

времени

в

высоковольтных

сетях

используется

для

решения

ряда

задач

управления

нормальными

и

послеаварийными

режимами

. 

По

-

элементные

и

полные

потери

ЭЭ

можно

получить

путем

суммирования

потерь

мощности

на

всех

расчетных

циклах

, 

и

это

является

дополнитель

-

ным

эффектом

от

внедрения

задачи

ОС

. 

Важно

, 

что

при

решении

задачи

ОС

контролируется

акту

-

альная

топология

электрической

сети

на

основе

телесигналов

о

состоянии

коммутационных

аппа

-

ратов

. 

Дополнительным

достоинством

методов

ОС

является

возможность

контроля

достоверности

измерительной

информации

. 

Недостоверные

из

-

мерения

, 

расчетная

погрешность

которых

выходит

за

предельно

допустимые

значения

, 

определяе

-

мые

классами

точности

всех

компонентов

измери

-

тельной

системы

 (4), 

при

выполнении

расчетов

от

-

браковываются

, 

то

есть

в

расчете

электрического

режима

они

не

участвуют

. 

Методическая

погреш

-

ность

расчета

потерь

ЭЭ

на

основе

циклического

оценивания

состояния

для

каждого

отдельного

элемента

схемы

сети

соответствует

методу

опера

-

тивных

расчетов

с

использованием

формулы

 (7). 

Ограничения

связаны

с

отсутствием

полной

на

-

блюдаемости

за

режимом

работы

электрической

сети

по

данным

телеизмерений

ввиду

отсутствия

измерений

на

части

объектов

, 

особенно

в

сетях

средних

и

низких

классов

напряжения

. 

Это

сдер

-

живает

внедрение

программных

средств

по

ОС

в

распределительных

сетях

. 

Активное

развитие

АСКУЭ

и

внедрение

функций

интеллектуального

учета

ЭЭ

на

основе

Постановления

Правительства

№

 890 [27] 

способствуют

внедрению

подходов

оце

-

№

 5 (80) 2023

66

УЧЕТ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

нивания

состояния

на

основе

данных

АСКУЭ

, 

кото

-

рые

измеряют

и

передают

не

только

приращения

активной

и

реактивной

энергии

, 

но

и

действующие

значения

токов

, 

напряжений

и

мощностей

 [28].

ЛОКАЛИЗАЦИЯ

НПЭЭ

НА

ОСНОВЕ

РАСЧЕТА

ЭНЕРГОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

Для

совместного

использования

измерений

ЭЭ

от

АСКУЭ

и

телеизмерений

активной

и

реактивной

мощностей

, 

а

также

модулей

токов

и

напряжений

была

сформулирована

специальная

задача

, 

по

-

лучившая

название

  «

энергораспределение

» (

ЭР

) 

[29, 30]. 

Основное

отличие

задачи

энергораспре

-

деления

от

классической

задачи

ОС

заключается

в

том

, 

что

она

обеспечивает

расчет

режима

распре

-

деления

потоков

и

потерь

энергии

, 

а

не

мощности

. 

Расчет

производится

для

интервала

времени

, 

соот

-

ветствующего

периоду

измерений

ЭЭ

, 

а

в

классиче

-

ской

задаче

ОС

режим

рассчитывается

в

мощностях

и

соответствует

мгновенному

моменту

времени

. 

Ре

-

зультатом

решения

задачи

энергораспределения

яв

-

ляются

расчетные

потоки

и

потери

ЭЭ

в

ватт

-

часах

для

всех

элементов

электрической

сети

, 

удовлет

-

воряющие

основным

законам

электротехники

и

не

имеющие

небалансов

. 

Различия

между

измерен

-

ными

и

расчетными

потоками

ЭЭ

, 

то

есть

остатки

оценивания

, 

обусловлены

прежде

всего

погрешно

-

стями

измерений

и

их

недостоверностью

  (

грубыми

ошибками

или

хищениями

ЭЭ

). 

Появление

больших

остатков

оценивания

в

определенной

зоне

сети

яв

-

ляется

признаком

присутствия

там

НПЭЭ

. 

Задача

ЭР

эффективна

для

достоверизации

измерений

ЭЭ

и

локализации

НПЭЭ

, 

прежде

всего

в

высоко

-

вольтных

сетях

, 

имеющих

высокую

степень

охвата

измерениями

ЭЭ

 [29]. 

Однако

активное

развитие

АСКУЭ

в

распределительных

сетях

создает

пред

-

посылки

применения

ЭР

и

там

. 

Основные

исходные

данные

для

получения

ЭР

включают

измерения

ак

-

тивных

и

реактивных

потоков

ЭЭ

. 

Телеизмерения

для

задачи

энергораспределения

могут

не

исполь

-

зоваться

. 

Однако

их

наличие

повышает

информаци

-

онную

избыточность

измерений

и

точность

расчета

технических

потерь

. 

Так

, 

телеизмерения

активной

и

реактивной

мощностей

, 

получаемые

для

коротких

(

секундных

) 

интервалов

времени

, 

могут

суммиро

-

ваться

для

полного

расчетного

интервала

времени

T

и

затем

использоваться

в

качестве

дублирующих

, 

но

менее

точных

измерений

ЭЭ

. 

Телеизмерения

токов

и

напряжений

также

являются

необязательными

. 

Однако

их

использование

позволяет

повысить

точ

-

ность

расчета

технических

потерь

ЭЭ

на

элементах

схемы

сети

на

основе

выражения

 (7). 

В

соответствии

с

теорией

оценивания

состояния

, 

в

качестве

целевой

функции

задачи

энергораспре

-

деления

целесообразно

использовать

взвешенную

сумму

квадратов

относительных

остатков

оценива

-

ния

для

всех

К

измерений

 [29]:

W

i

изм

 – 

W

i

расч

(

X

)

F

 = 



i

=1

K

a

i

2

→

min

, (11)

W

i

изм

*

где

W

i

изм

и

W

i

расч

 (

X

) — 

измеренное

и

расчетное

зна

-

чения

потока

ЭЭ

для

i

-

го

ИКЭЭ

. 

Если

значение

из

-

мерения

W

i

изм

в

знаменателе

близко

к

нулю

, 

то

есть

меньше

допустимого

порога

, 

определяемого

погреш

-

ностью

средств

учета

, 

то

оно

замещается

данным

пороговым

значением

 [29].

Весовые

коэффициенты

измерений

a

i

принима

-

ются

обратно

пропорциональными

квадрату

итого

-

вой

относительной

погрешности

i

-

го

ИКЭЭ

 (4) [30]:

1

a

i

 = 

. (12)





i

2

Расчетные

потоки

ЭЭ

должны

удовлетворять

ус

-

ловиям

баланса

ЭЭ

для

всех

N

узлов

электрической

сети

:

W

i

 = 



j

=1

N

W

ij

, 

i

 = 1, 2, 3, …, 

N

, (13)

где

W

i

 — 

узловые

инъекции

ЭЭ

 (

нагрузки

или

генера

-

ции

); 

W

ij

 — 

потоки

ЭЭ

в

ветвях

схемы

.

Расчетный

интервал

времени

T

для

задачи

ЭР

должен

соответствовать

времени

измерения

ЭЭ

. 

При

наличии

архивов

АСКУЭ

с

измерениями

при

-

ращений

ЭЭ

на

 (

полу

)

часовых

интервалах

времени

расчетный

интервал

может

быть

равен

 30 

или

 60 

ми

-

нутам

. 

Такой

короткий

интервал

времени

способен

обеспечить

минимальное

время

для

выявления

не

-

достоверных

измерений

и

НПЭЭ

, 

что

способно

обес

-

печить

постоянный

мониторинг

системы

АСКУЭ

в

вы

-

соковольтных

сетях

. 

В

распределительных

сетях

все

еще

используется

ежемесячное

неавтоматизирован

-

ное

снятие

показаний

со

многих

счетчиков

и

расчет

-

ный

интервал

времени

ограничен

месяцем

. 

В

этом

случае

возникает

дополнительная

погрешность

в

из

-

мерениях

ЭЭ

, 

обусловленная

неодновременностью

снятия

показаний

.

В

зависимости

от

обеспеченности

ветви

ij

с

со

-

противлением

R

ij

измерительной

информацией

при

расчете

нагрузочных

потерь

активной

ЭЭ



W

ij

R

могут

использоваться

различные

подходы

. 

При

наличии

телеизмерений

тока

целесообразно

использовать

наиболее

точный

метод

оперативных

расчетов

на

основе

 (7). 

При

наличии

архивов

АСКУЭ

на

коротких

интервалах

времени

методическая

погрешность

рас

-

чета

потерь

находится

в

пределах

 2–3% 

при

исполь

-

зовании

выражения

 [2]:

W

2

Pij

 + 

W

2

Qij

(



2

Pij

 + 



2

Qij

) 



T





W

ij

R

 = 

R

ij



 + 

, (14)

U

2

СР



T

U

2

СР

где

W

Pij

и

W

Qij

 — 

расчетные

потоки

активной

и

ре

-

активной

энергии

, 

кВт∙ч

и

кВар∙ч

; 

U

СР

 — 

среднее

значение

напряжения

i

-

го

узла

за

время

T

; 



2

Pij

и



2

Qij

 — 

дисперсии

потока

активной

и

реактивной

мощности

за

время

T

, 

кВт

и

кВар

. 

Данные

дис

-

персии

определяются

по

архивам

измерения

ЭЭ

на

коротких

интервалах

времени

, 

пересчитанных

в

мощность

.

При

полном

отсутствии

измерений

на

ветви

расчет

ее

нагрузочных

потерь

производится

по

расчетному

перетоку

методом

средней

нагрузки

на

основе

 (10). 

Методическая

погрешность

расчета

нагрузочных

по

-

терь

обычно

не

превосходит

 10%. 

Однако

для

вет

-

вей

с

реверсивными

перетоками

она

может

состав

-

лять

десятки

процентов

. 

Дополнительно

необходимо

учесть

постоянные

потери

ЭЭ



W

l

G

на

всех

попереч

-

67

ных

элементах

сети

замещения

сети

, 

моделируемых

активными

проводимостями

на

землю

:



W

l

G

 = 

U

2

СР



T



G

l

, (15)

где

G

l

 — 

активная

проводимость

на

землю

l

-

го

эле

-

мента

.

По

аналогии

с

отчетными

потерями

 (1), 

техниче

-

ские

потери

энергообъекта

будут

также

равны

сумме

расчетных

потоков

ЭЭ

по

тем

же

самым

граничным

точкам

из

множества



, 

что

и

для

 (1). 

Однако

сумма

расчетных

пограничных

потоков

W

i

расч

даст

уже

не

от

-

четные

, 

а

технические

потери

энергообъекта

:



W

тех

 = 



i



W

i

расч

. (16)

В

соответствии

с

выражением

 (5) 

суммарные

не

-

технические

потери

энергообъекта

будут

опреде

-

ляться

как

разница

между

измеренными

и

расчетны

-

ми

потоками

ЭЭ

: 



W

нп

 = 



i



W

i

изм

 – 



i



W

i

расч

. (17)

Таким

образом

, 

суммарные

НПЭЭ

энергообъекта

равны

сумме

остатков

оценивания

всех

граничных

измерительных

комплексов

 [30]:



W

нп

 = 



i



(

W

i

изм

 – 

W

i

расч

) = 



i





W

i

НП

.

(18)

В

задаче

энергораспределения

остаток

оценива

-

ния

определяет

долю

суммарных

НПЭЭ

, 

связанных

с

i

-

м

граничным

ИКЭЭ

:



W

i

НП

 = 

W

i

изм

 – 

W

i

расч

. (19)

Точность

распределения

суммарных

нетехнических

потерь

между

отдельными

граничными

ИКЭЭ

будет

за

-

висеть

от

того

, 

насколько

расчетные

оценки

перетоков

ЭЭ

похожи

на

истинные

  (

но

неизвестные

) 

значения

. 

Уточнение

потоков

ЭЭ

, 

получаемых

на

основе

модели

ЭР

по

сравнению

с

измеряемыми

потоками

, 

возможно

при

наличии

избыточного

состава

измерений

. 

При

от

-

сутствии

избыточности

суммарные

нетехнические

по

-

тери

будут

распределены

между

граничными

ИКЭЭ

на

основе

их

предельно

допустимых

погрешностей

и

про

-

порционально

объемам

принимаемой

  (

отпускаемой

) 

ЭЭ

. 

Область

применения

задачи

ЭР

для

локализации

НПЭЭ

связана

, 

главным

образом

, 

с

высоковольтными

сетями

 35 

кВ

и

выше

, 

где

требования

к

избыточности

определяются

нормативными

документами

и

доступ

-

ны

данные

о

параметрах

схемы

замещения

. 

В

про

-

тяженных

радиальных

распределительных

сетях

из

-

мерения

на

линиях

практически

не

устанавливаются

, 

и

избыточность

можно

создать

за

счет

контрольных

счетчиков

технического

учета

. 

Оценки

показывают

, 

что

на

 10–20 

пунктов

коммерческого

учета

ЭЭ

необходимо

установить

дополнительный

контрольный

пункт

. 

Многократное

циклическое

решение

задачи

энер

-

гораспределения

на

часовых

или

суточных

интерва

-

лах

времени

позволяет

осуществлять

мониторинг

технического

и

метрологического

состояния

АСКУЭ

на

основе

контроля

относительных

остатков

оцени

-

вания

всех

измерений