Умный дом “Под ключ”

8 (925) 349-51-30

Работаем в Москве и МО

г. Москва, ул. Красноказарменная, д.13, с.1

END; if($this->countModules('top-menu')) : ?>
РД 34.09.252 Указания о расчете расхода электроэнергии на транзитные межсистемные перетоки

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВТЕХУПРАВЛЕНИЕ ЦДУ ЕЭС СССР

УКАЗАНИЯ

О РАСЧЕТЕ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТРАНЗИТНЫЕ МЕЖСИСТЕМНЫЕ ПЕРЕТОКИ

 

РД 34.09.252

УДК 621.31.001.24 (083.96)

УТВЕРЖДЕНЫ Заместителем начальника Главтехуправления К.М. Антиповым 17 января 1979 г., Главным инженером ЦДУ ЕЭС СССР Г.А. Черня 17 января 1979 г.

Проект Указаний составила инж. Т.П. Лаврухина (ЦДУ ЕЭС СССР)

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1. Настоящие Указания разработаны в соответствии с утвержденным Минэнерго СССР 23 августа 1976 г. "Координационным планом продолжения, дальнейшего развития и внедрения работ по снижению потерь энергии в электрических сетях на 1976-1978 гг.".

1.2. Указания предназначены для подразделений ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ и энергоуправлений, занимающихся расчетами и анализом расхода электроэнергии в электросетях на ее транспорт (потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем).

1.3. Указания регламентируют взаимоотношения между ОДУ и энергосистемами по расчетам расхода электроэнергии на транзитные межсистемные перетоки (потерям электроэнергии от транзитных перетоков).

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. В условиях параллельной работы энергосистем в составе объединенных энергетических систем и Единой энергетической системы СССР для реализации межсистемного эффекта, рационального использования энергомощностей и энергоресурсов, а также для покрытия дефицитов мощности и электроэнергии в отдельных регионах возникает необходимость в значительных перетоках электроэнергии транзитом через сети энергосистем.

При этом имеет место дополнительный (по сравнение с режимом без транзитной передачи) технологический расход электроэнергии в сетях - потери электроэнергии от транзитных перетоков.

Экономия от реализации межсистемного эффекта при параллельной работе энергосистем во всех случаях значительно превышает затраты, вызываемые потерями электроэнергии от транзитных перетоков.

2.2. Потери электроэнергии от транзитных перетоков не характеризуют экономичности режима работы объединенной энергосистемы в целом, поскольку последний разрабатывается и реализуется ОДУ, исходя из критерия - минимум суммарного расхода топлива с учетом потерь в основных системообразующих электрических сетях.

2.3. Транзитный переток и соответственно потери электроэнергии от него не зависят от энергосистемы, через сети которой он проходит.

Прирост (или снижение) потерь электроэнергии от транзитных перетоков по сравнению с заданным значением может быть вызван изменением перетока по экономическим соображениям или по условиям энергоресурсов, а также аварийными ситуациями в смежных энергосистемах.

Как показывают расчеты, прирост (снижение) потерь электроэнергии от транзитных перетоков во многих случаях соизмерим с экономией электроэнергии, получаемой за счет проводимых энергосистемой мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях.

2.4. Потери электроэнергии в сетях энергосистем являются плановым показателем. По результатам его выполнения оценивается работа персонала энергосистемы и начисляются фонды материального поощрения.

Для достижения большей объективности оценки деятельности персонала энергосистемы по снижению потерь электроэнергии в сетях возникает необходимость выделения из них потерь электроэнергии от транзитных перетоков.

2.5. Энергосистема, разрабатывая планы мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях, обязана совместно с ОДУ предусматривать и мероприятия по снижению уровня потерь электроэнергии от транзитных перетоков в межсистемных линиях, исходя из их эффективности по минимуму приведенных затрат.

2.6. Решение о введении учета потерь электроэнергии от транзитных перетоков и расчетов за них или о временном отказе от отдельного учета потерь от транзитных перетоков принимается совместно ОДУ и энергосистемой. Это решение должно быть зафиксировано в договоре на поставку электроэнергии.

2.7. Введение данного Указания не требует изменения действующей системы учета и планирования потерь электроэнергии в сетях энергосистемы. Учет электроэнергии для расчетов между энергосистемой и ОДУ должен производиться на границе раздела электросети энергосистем, принимающих и передающих электроэнергию. В случае нахождения приборов учета на стороне одной из энергосистем потери в трансформаторах и сетях до границы раздела определяются расчетным путем смежными энергосистемами в установленном порядке.

2.8. Потери электроэнергии от транзитных перетоков, являясь частью суммарных потерь электроэнергии в энергосистеме, не могут быть измерены счетчиками или определены по балансу энергосистемы.

Определение их может быть осуществлено расчетным путем, исходя из значения транзитного перетока и степени загрузки основной сети энергосистемы.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТРАНЗИТНЫХ МЕЖСИСТЕМНЫХ ПЕРЕТОКОВ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

3.1. В качестве транзитного перетока мощности принимается меньшее из значений суммарной мощности, получаемой энергосистемой или выдаваемой ею в смежные энергосистемы.

В случае, если энергосистема имеет более двух межсистемных связей и суммарный транзитный переток мощности состоит из нескольких отдельных транзитных перетоков, каждый из которых создает потери в определенном районе энергосистемы, можно производить раздельный подсчет потерь от этих транзитных перетоков (приложение 1).

3.2. Для энергосистем, в которых имеет место транзитный межсистемный переток, фиксируются точки замера получаемой и выдаваемой мощности по приборам оперативного контроля режима, установленным на межсистемных линиях по перечню, согласованному ОДУ с энергосистемами и зафиксированному в договорах.

Транзитные перетоки мощности определяются по значениям межсистемных перетоков, получаемых из диспетчерской ведомости за каждый час.

3.3. При определении транзитных перетоков могут не учитываться "фиксированные внешние перетоки", т.е. прием иди передача электроэнергии по тупиковым линиям напряжением 110 кВ и ниже, по которым отсутствуют почасовые замеры и телеизмерение перетоков мощности.

3.4. Транзитные перетоки электроэнергии через энергосистему равны сумме часовых абсолютных значений транзитных перетоков мощности. При этом принимается допущение постоянства перетоков в течение часа. При суммировании направление перетока (знак) не учитывается.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАВИСИМОСТИ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ В ОСНОВНОЙ СЕТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ОТ ТРАНЗИТНЫХ МЕЖСИСТЕМНЫХ ПЕРЕТОКОВ

4.1. Потери мощности в основной сети энергосистемы от транзитных межсистемных перетоков () в общем случае равны разности значений суммарных потерь мощности в основной сети энергосистемы при данном значении транзитного перетока () и суммарных потерь мощности при отсутствии этого перетока ().

Таким образом, при неизменных электропотреблении и нагрузке электростанций в отдельных узлах энергосистемы потери мощности составят .

4.2. Для определения потерь мощности ох транзитных межсистемных перетоков () могут быть использованы следующие методы:

4.2.1. В энергосистемах с односторонним направлением перетоков и их стабильными значениями допускается определение количества электроэнергии, переданной транзитом через сети энергосистемы, и потерь электроэнергии от транзитных перетоков непосредственно по оперативным данным суточного баланса электроэнергии. При этом на основании указанного баланса вычисляется среднее значение транзитного перетока мощности и по расчетным зависимостям потерь мощности от транзитного перетока для рабочего и выходного дня, зимнего и летнего периодов определяются средние потери мощности от транзитных перетоков в данные сутки с последующим пересчетом в электроэнергию.

4.2.2. В энергосистемах с изменяющимися в течение суток по значению и направлению перетоками мощности определение потерь мощности от транзитных перетоков следует производить по серии зависимостей , рассчитанных для характерных режимов работы ОЭС в зимний и летний периоды.

Этот метод в данном Указании принят в качестве основного.

4.2.3. При развитии автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) целесообразен переход к расчету потере мощности от транзитных перетоков для текущих режимов, соответствующих характерным точкам суточного графика, непосредственно при расчете на ЭВМ электрических режимов.

В дальнейшем потери электроэнергии от транзитных перетоков могут определяться непрерывным вычислением на основе телеинформации, автоматически поступающей в оперативно-информационный комплекс (ОИК) АСДУ.

4.3. При выборе характерных режимов работы ОЭС (для расчета по методу, изложенному в п.4.2.2), учитываются:

- время суток (день, ночь);

- рабочий или нерабочий день (выходной, праздничный);

- состояние схемы сети (наличие отключенных линий и крупных энергоблоков, существенное влияющих на уровень потерь электроэнергии);

- суммарное значение и распределение мощности по внешним связям.

4.4. Зависимости  определяются расчетом серии станционарных режимов с постепенным увеличением транзитного перетока с заданным шагом от нуля до максимально возможного значения.

Используя результаты этих расчетов и определяя потери мощности от транзитных перетоков согласно формуле, приведенной в п.4.1, можно получить серию зависимостей  для применения их при дальнейших расчетах на ЭВМ непосредственно в табличном виде или с предварительной аппроксимацией полиномами (приложение 2).

4.5. Библиотека зависимостей  должна обновляться при вводе крупных мощностей или при существенных изменениях схемы межсистемных линий электропередачи.

4.6. Расчеты потерь мощности от транзитных перетоков производятся за каждый час по соответствующей зависимости , исходя из значения транзитного перетока мощности, определенного из диспетчерской ведомости согласно п.3.2.

Для этого при каждом расчете на ЭВМ должны задаваться признаки (номера) соответствующих зависимостей, отражающих режимные условия.

4.7. В тех случаях, когда полученные зависимости  без существенной погрешности могут быть усреднены и аппроксимированы уравнениями прямых линий, допускается по согласованию с энергосистемами производить определение потерь мощности от транзитных перетоков умножением значения транзитных перетоков на постоянные коэффициенты пропорциональности, соответствующие потерям от транзитных перетоков.

4.8. Сальдированные межсистемные перетоки, т.е. подсчитанные как разница между получением и выдачей мощности или электроэнергии энергосистемой, не могут использоваться для определения потерь электроэнергии от транзитных перетоков.

4.9. Определение потерь электроэнергии от транзитных перетоков на планируемый период работы производится суммированием расчетных почасовых значений потерь мощности от транзитных перетоков. Расчетные почасовые значения транзитных перетоков мощности определяются по типовым графикам планируемых характерных режимов работы ОЭС.

Допускается определять потери электроэнергии от транзитных перетоков на планируемый период работы на основании анализа накопленных статистических данных, если планируемые режимы близки к тем, для которых имеются статистические данные.

4.10. Фактические потери электроэнергии от транзитных перетоков за отчетный период (сутки, месяц, квартал, год) вычисляются суммированием фактических почасовых значений потерь мощности.

4.11. Погрешность расчета потерь электроэнергии от транзитных перетоков по данным Указаниям не превышает погрешности расчета потерь электроэнергии в электрических сетях по действующим инструкциям.

4.12. Структурная схема организации расчетно-вычислительных работ для определения потерь электроэнергии от транзитных перетоков приведена в приложении 3.

4.13. Расчеты потерь от транзитных межсистемных перетоков производятся совместно персоналом ОДУ и энергосистемы.

4.14. Энергосистемы и ОДУ сообщают согласованные значения потерь электроэнергии от транзитных перетоков по подчиненности в ЦДУ ЕЭС CCCP, главные эксплуатационные управления, главные производственные управления и министерства энергетики и электрификации союзных республик.

Сводные данные о потерях электроэнергии от транзитных перетоков (с распределением по ОДУ) ЦДУ ЕЭС СССР сообщает Главному планово-экономическому управлению.

5. ВЫДЕЛЕНИЕ НА ОСОБЫЙ УЧЕТ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОТ ТРАНЗИТНЫХ ПЕРЕТОКОВ

5.1. Потери электроэнергии от транзитных перетоков исключаются из суммарных (общих) потерь по энергосистеме и относятся на ОДУ при финансовых расчетах между энергосистемой и ОДУ за перетоки электроэнергии.

В соответствии с условиями перевода ОДУ на хозяйственный расчет и новую систему планирования и экономического стимулирования указанные финансовые расчеты производятся за выданную или полученную электроэнергию с прибавлением фактических потерь от транзитных перетоков (для избыточных энергосистем) или вычитанием их (для дефицитных энергосистем).

5.2. Согласно Указанию Министерства энергетики и электрификации СССР от 30.07.1975 г. N БЕ-9565 энергосистемы выделяют потери электроэнергии от транзитных перетоков отдельной строкой в отчетном балансе электроэнергии по форме 1-Б (электроэнергия).

5.3. Объединенные диспетчерские управления учитывают потери электроэнергии от транзитных перетоков по каждой энергосистеме в отдельности, суммарно по ОДУ и выделяют их отдельной строкой в отчетной форме 1-ОДУ "Отчет о работе ОДУ".

5.4. В случае, если потери электроэнергии от транзитных перетоков за квартал составляют менее 1 млн. кВт·ч, то выделение их из общих потерь по энергосистеме и расчеты с ОДУ за них могут не производиться.

5.5. Разногласия между ОДУ и энергосистемами по вопросам определения потерь электроэнергии от транзитных перетоков рассматриваются ЦДУ ЕЭC СССР совместно с соответствующими главными эксплуатационными управлениями, главными производственными управлениями и министерствами энергетики и электрификации союзных республик.

В случае, если согласие не достигнуто, решение по спорным вопросам принимается Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем Минэнерго СССР и ЦДУ ЕЭС СССР.

Приложение 1

ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАНЗИТНОГО ПЕРЕТОКА

Ртр = Р21 = 200 (по энергосистеме в целом).

Ртр = Р213 = 150 (по элементарным транзитным перетокам).

Ртр = Р13 + Р14 + Р15 = 155 (по энергосистеме в целом).

Ртр = Р214 = 75

Ртр = Р215 = 20 (по элементарным транзитным перетокам).

Ртр = Р21 + Р41 = Р13 + Р15 = 150 (по энергосистеме в целом).

Ртр = Р213 = 70

Ртр = Р415 = 50 (по элементарным транзитным перетокам).

Ртр = Р21 + Р41 + Р51 = 210 (по энергосистеме в целом).

Ртр = Р213 = 120 (по элементарным транзитным перетокам).

Ртр = 0 (дефицитная энергосистема).

Ртр = 0 (избыточная энергосистема).

Приложение 2

ПРИМЕР УСРЕДНЕНИЯ И АППРОКСИМАЦИИ ЗАВИСИМОСТЕЙ  (НА ПРИМЕРЕ КРАСНОЯРСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ)

1. В табл.1 даны зависимости , полученные при расчете стационарных режимов.

Таблица 1

Номер кривой на рис. 1

Характеристика режима

Значения  при транзитных перетоках

0

200 МВт

400 МВт

800 МВт

1200 МВт

1400 МВт

1600 МВт

1

Транзитный переток из Кузбассэнерго в Иркутскэнерго при избытке мощности в Красноярскэнерго 700 МВт

45

50

60

80

116

140

-

2

Транзитный переток из Иркутскэнерго в Кузбассэнерго при избытке мощности в Красноярскэнерго 700 МВт

55

60

65

90

122

141

-

1-2

Среднее значение

50

55

62,5

85

119

140,5

-

3

Транзитный переток из Иркутскэнерго в Кузбассэнерго при избытке мощности в Красноярскэнерго 150 МВт

50

48

52

58

77

93

110

Расчет производился при нормальной схеме электропередачи 500 кВ. По данным табл.1 построены графики рис.1. Кривые 1 и 2 ввиду их малого отличия могут быть заменены усредняющей кривой 1-2.

Рис.1. Кривые зависимости суммарных потерь электроэнергии в сетях Красноярскэнерго от значений транзитного перетока

2. Зависимости , сведенные в табл.2, получены из табл.1 по формуле

Таблица 2

Номер кривой на рис. 2

Характеристика режима

Значения  при транзитных перетоках

0

200 МВт

400 МВт

800 МВт

1200 МВт

1400 МВт

1600 МВт

1

Транзитный переток из Кузбассэнерго в Иркутскэнерго при избытке мощности в Красноярскэнерго 700 МВт

0

5

15

35

71

95

-

2

Транзитный переток из Иркутскэнерго в Кузбассэнерго при избытке мощности в Красноярскэнерго 700 МВт

0

5

10

35

67

86

-

1-2

Среднее значение

0

5

12,5

35

69

90,5

-

3

Транзитный переток из Иркутскэнерго в Кузбассэнерго при избытке мощности в Красноярскэнерго 150 МВт

0

-2

2

8

27

43

60

3. Данные табл.2 достаточно точно апроксимируются выражением

.

При этом в библиотеке данных ЭВМ каждая зависимость может быть представлена двумя коэффициентами а1 и а2, которые определяются с помощью метода наименьших квадратов.

4. Значения коэффициентов а1 и а2 для усредняющей кривой 1-2 и кривой 3, значения потерь от транзитных перетоков в тех же точках и погрешность вычисления  по коэффициентам а1 и а2 даны в табл.3.


Таблица 3

Номер кривой на рис.2

Значения коэффициентов

Транзитный переток Ртр, МВт

Потери от транзитный перетоков

а1102

а2104

, МВт

, МВт

Погрешность, %

1-2

1,75

0,334

200

5

4,8

-4,0

400

12,5

12,3

-0,8

800

35

35,4

+1,1

1200

69

69,1

+0,1

1400

90,5

90,0

+0,55

3

-1,68

0,339

200

-2

-2,0

±0

800

8

8,3

+3,7

1400

43

42,9

-0,2

Абсолютная погрешность аппроксимации достаточно мала, что видно и на рис.2, где изображены аппроксимированные аналитические зависимости.

Рис.2. Кривые зависимости потерь электроэнергии от транзитных перетоков в сетях Красноярскэнерго от значений транзитного перетока

о - табличные данные; х - аналитические данные

Кроме того, следует обратить внимание на наличие в табличных и аналитических зависимостях отрицательных значений . Это свидетельствует о том, что оптимальный электрический режим имеет место не при нулевом транзитном перетоке, а при некотором его значении, что обусловлено снижением перетоков электроэнергии по внутрисистемным связям.


Приложение 3

СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ОРГАНИЗАЦИИ РАСЧЕТНО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ РАБОТ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ОТ ТРАНЗИТНЫХ ПЕРЕТОКОВ

МО - математическое обеспечение.

ВК - вычислительный комплекс.

МЗУ - магнитное запоминающее устройство.

ОИК - оперативно-информационный комплекс.

Комментарии:

 

Внутренние страницы - КОМПЛЕКСНАЯ РЕАЛИЗЦИЯ ОБЪЕКТОВ

Проектирование

(ПИР)

Строительно-монтажные работы

(СМР)

Пуско-наладочные работы

(ПНР)

Внутренние страницы - ПОСТАВКА ОБОРУДОВАНИЯ

Поставка Силового эл. оборудования

Поставка Вторичного оборудования

Поставка Технологического оборудвоание