Методи та засоби аналізу втрат електроенергії в розподільних електричних мережах з використанням пристроїв Smart Metering

Abstract

Важливим аспектом аналізу енергоефективності розподільних електромереж є формування поелементної структури втрат електроенергії з прив’язкою до періоду часу експлуатації елементів мережі, а також визначення локальних осередків з найбільшим впливом на сумарні втрати електроенергії. Оцінити економічно обґрунтований рівень комерційних втрат можливо лише визначивши їх із структури балансу електроенергії. Від зменшення втрат залежить підвищення прибутку енергопостачальних компаній, що підтверджує актуальність та перспективність досліджень у даному напрямку. У розподільних електричних мережах основним джерелом вимірювань є автоматизовані системи комерційного обліку електроенергії (АСКОЕ). Однак на сьогодні застосування АСКОЕ у розподільних мережах є обмеженим, а наявна інформація не дає змоги забезпечити спостережність мереж і визначити складові втрат у структурі балансу електроенергії з достатньою точністю. Ефективним заходом щодо забезпечення спостережності розподільних ЕМ є інтегрування до АСКОЕ інтелектуальних приладів обліку з можливістю зберігання і передавання даних на основі технології Smart Metering. Виходячи з цього в роботі отримано нове вирішення актуальної науково- прикладної задачі підвищення достовірності результатів аналізу втрат електроенергії в розподільних мережах шляхом вдосконалення методів та засобів забезпечення спостережності мереж з використанням пристроїв Smart Metering та типових графіків навантаження.

Важным аспектом анализа энергоэффективности распределительных электросетей является формирование поэлементной структуры потерь электроэнергии с привязкой к периоду времени эксплуатации элементов сети, а также определение локальных очагов с наибольшим влиянием на суммарные потери электроэнергии. От уменьшения потерь зависит повышение прибыли энергоснабжающих компаний, подтверждает актуальность и перспективность исследований в данном направлении. В распределительных электрических сетях основным источником измерений являются автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЄ). Системы АСКУЭ разрабатывались для информационного обеспечения учета электроэнергии, на основании которого проводятся финансовые расчеты между субъектами рынка. Поэтому они не позволяют обеспечить наблюдаемость сетей и, как следствие, определить составляющие потерь в структуре баланса электроэнергии с достаточной точностью. Наиболее эффективным средством обеспечения наблюдаемости распределительных сетей является интегрирование в АСКУЭ интеллектуальных приборов учета с возможностью хранения и передачи данных на основе технологии Smart Metering. В работе получено новое решение актуальной научно-прикладной задачи повышения достоверности результатов анализа потерь электроэнергии в распределительных сетях путем совершенствования методов и средств обеспечения наблюдаемости сетей с использованием устройств Smart Metering и типовых графиков нагрузки.

The task of calculating and analyzing technical losses of electricity in electrical networks and structuring them in different planes objectively differs from many calculation and analytical problems. After all, this provides a basis for planning measures for energy efficiency of energy supply companies. An important aspect of structuring electricity losses is the formation of element-by-element structure of electricity losses tied to the period of operation of network elements, as well as analysis to determine the local cells with the greatest impact on total electricity losses. It is possible to estimate the economically justified level of commercial losses only by determining them from the structure of the electricity balance. The increase in the commercial component depends on the increase in profits of energy supply companies, ie this area is quite relevant and promising in terms of development and implementation of software, in particular, using databases and information systems. It is shown that the insufficiency of measurements of mode parameters of distribution networks with renewable energy sources can be compensated with acceptable accuracy using information from typical data sets and information on electricity supply with automated systems of commercial electricity metering. 3. The use of Smart Metering devices, aggregated information of automated systems of commercial electricity metering and pseudo-measurements allows to perform calculations for targeted determination of electricity losses and creates preconditions for their inclusion in the tariff for the final consumer. When calculating the retail tariff for electricity, different price indicators, the amount of subsidies and the volume of electricity purchases on the balancing market, etc. are taken into account. In addition, the formula for calculating retail tariffs for electricity supply contains elements of stimulating the supply of electricity to the population. As a result of the government's policy of providing universal benefits to all households in the form of an undervalued price, electricity tariffs account for only about 30% of the weighted average retail tariff. The low percentage of reimbursement of costs leads to the fact that companies operating in the electricity sector incur financial losses. This situation requires a decision on the targeted inclusion of the cost of distribution of electricity in the tariff for the final consumer. Separation in the structure of the electricity balance of the value of the distribution cost for each metering object is possible by applying typical schedules of power losses (TSPL) formed on the basis of network assessment, matrix of distribution coefficients and root mean square error in variable losses. Therefore, the robot proposes a method of forming typical graphs of electricity losses in 10 (6) kV electrical distribution networks based on the results of assessing the state of networks and a matrix of loss distribution coefficients. 4. Using the mathematical apparatus of sensitivity analysis and multicriteria analysis, the method of optimizing the location and sequence of implementation of Smart Metering electricity metering devices in 10 (6) kV distribution networks has been improved. It is shown that the use of the method helps to reduce capital investment and operating costs by considering the technical features of networks, as well as the sensitivity of the network mode parameters to the installation bus of Smart Metering. The use of the principle of minimax makes it possible to obtain information on the current efficiency of the measuring medium ASCEM, namely to rank the fragments of the electrical network according to the set of proposed criteria, considering the importance of each of them. Therefore, the obtained solution is effective in terms of solving the problems of ASCEM and, at the same time, maximally adapted to the implementation.