ДАУКЕЕВА»
ISSN 2790-0886
В Е С Т Н И К
АЛМАТИНСКОГО УНИВЕРСИТЕТА ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Учрежден в июне 2008 года
Тематическая направленность: энергетика и энергетическое машиностроение, информационные, телекоммуникационные и космические технологии
4 (59) 2022
Импакт-фактор - 0.095
Научно-технический журнал Выходит 4 раза в год
Алматы
о постановке на переучет периодического печатного издания, информационного агентства и сетевого издания
№KZ14VPY00024997 выдано
Министерством информации и общественного развития Республики Казахстан
Подписной индекс – 74108
Бас редакторы – главный редактор Стояк В.В.
к.т.н., профессор
Заместитель главного редактора Жауыт Алгазы, доктор PhD Ответственный секретарь Шуебаева Д.А., магистр
Редакция алқасы – Редакционная коллегия
Главный редактор Стояк В.В., кандидат технических наук, профессор Алматинского Университета Энергетики и Связи имени Гумарбека Даукеева, Казахстан;
Заместитель главного редактора Жауыт А., доктор PhD, ассоциированный профессор Алматинского Университета Энергетики и Связи имени Гумарбека Даукеева, Казахстан;
Сагинтаева С.С., ректор Алматинского Университета Энергетики и Связи имени Гумарбека Даукеева, доктор экономических наук, кандидат физико-математических наук, профессор математики, академик МАИН;
Ревалде Г., доктор PhD, член-корреспондент Академии наук, директор Национального Совета науки, Рига, Латвия;
Илиев И.К., доктор технических наук, Русенский университет, Болгария;
Белоев К., доктор технических наук, профессор Русенского университета, Болгария;
Обозов А.Д., доктор технических наук, НАН Кыргызской Республики, заведующий Лабораторией «Возобновляемые источники энергии», Кыргызская Республика;
Кузнецов А.А., доктор технических наук, профессор Омского государственного технического университета, ОмГУПС, Российская Федерация, г. Омск;
Алипбаев К.А., PhD, доцент Алматинского Университета Энергетики и Связи имени Гумарбека Даукеева, Казахстан;
Зверева Э.Р., доктор технических наук, профессор Казанского государственного энергетического университета, Российская Федерация, г. Казань;
Лахно В.А., доктор технических наук, профессор Национального университета биоресурсов и природопользования Украины, кафедра компьютерных систем, сетей и кибербезопасности, Украина, Киев;
Омаров Ч.Т., кандидат физико-математических наук, директор Астрофизического института имени В.Г. Фесенкова, Казахстан;
Коньшин С.В., кандидат технических наук, профессор Алматинского Университета Энергетики и Связи имени Гумарбека Даукеева, Казахстан;
Тынымбаев С.Т., кандидат технических наук, профессор Алматинского Университета Энергетики и Связи имени Гумарбека Даукеева, Казахстан.
За достоверность материалов ответственность несут авторы.
При использовании материалов журнала ссылка на «Вестник АУЭС» обязательна.
52
ЭНЕРГЕТИКА И ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ
УДК 621.31 https://doi.org/10.51775/2790-0886_2022_59_4_52 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОММЕРЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НА БАЗЕ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО УЧЕТА: НА ПРИМЕРЕ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ Г. АЛМАТЫ
Т.Д. Карибаев⃰, А.Т. Бектимиров, О.Д. Баймаханов, Е.К. Кенесов
НАО «Алматинский университет энергетики и связи имени Гумарбека Даукеева», Алматы, Казахстан Е-mail: [email protected], [email protected], [email protected], [email protected] Аннотация. В статье приведены результаты исследования уровня потерь электроэнергии с учетом коммерческих потерь в распределительных сетях АО «Алатау Жарык Компаниясы» г. Алматы. Исходные данные для исследования и оценки уровня потерь по объектам были получены из автоматизированной системы контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ). Главной задачей исследования, приведенного в статье, является определение и анализ уровней коммерческих потерь электроэнергии в распределительных сетях на основе составления фактического баланса электроэнергии по дереву учета и определения участков коммерческих потерь по разработанной методике.
Уровень потерь электроэнергии является одним из основных показателей эффективности работы распределительных электрических сетей. Как известно фактические потери в распределительных сетях не должны превышать нормативные потери, которые являются обоснованной величиной и определяются аналитически-расчетными, статистическо-вероятностными и экспериментальными методами для каждого района отдельно. Превышение нормативных потерь отражает различного рода проблемы, существующие в сетях, от организационно-технических (не оптимальное построение структуры сети 6/10-0,4кВ, неравномерная загрузка фаз по потребителям, некачественные электрические соединения и т. п.) до хищения электрической энергии (коммерческие потери).
Разработанная методика определения коммерческих потерь включает в себя алгоритм, выявляющий несанкционированное подключение, систему сбора и обработки данных от системы АСКУЭ, а также расчетную модель участка сети в ПО PowerFactory.
Ключевые слова: коммерческие потери, методика, АСКУЭ, дерево учёта.
Введение
Электроэнергия является единственным типом продукта, при транспортировке которого не расходуются другие ресурсы. Для транспортировки расходуется часть самой электрической энергии, поэтому потери неизбежны. В свою очередь потери делятся на технические и коммерческие. Если мероприятия по снижению технических потерь требуют в основном модернизации и реконструкции сетей, то для снижения коммерческих потерь требуется внедрение и развитие интеллектуальных систем учета электроэнергии. Коммерческие потери представляют собой серьезную проблему для коммунальных предприятий. Они не только приводят к значительным потерям доходов, но и могут повлиять на работу энергосистемы, поскольку становится сложнее определить реальное потребление электроэнергии [1]. По результатам исследования [2] коммерческие потери в мире оцениваются приблизительно в 96 млрд. долларов США ежегодно.
Потери в распределительных сетях 0,4кВ могут составлять значительную часть общих потерь в сети. Например, потери в низковольтных сетях по Казахстану 19% [3]. Помимо денежных и экологических затрат на производство потерь электроэнергии, дополнительные токи могут способствовать возникновению проблем с напряжением и мощностью. Детальное представление о том, когда и где присутствуют эти потери, позволит лучше оценить эффективность сети, поможет в планировании усовершенствованных сетей, поможет в принятии оперативных решений, улучшит идентификацию коммерческих потерь и поможет в определении конфигурации сети [4].
53
Сложно оценить технические и коммерческие потери в низковольтных распределительных сетях, ввиду необходимости разработки отдельной цифровой расчетной модели (ЦРМ) для каждого отдельного участка. Распространенный в практике балансовый метод определения потерь основан на измерении разницы между потреблением электроэнергии в начале и конце отчетного периода [5].
Даже если бы учетные периоды для всех потребителей совпадали, распределение потерь по отдельным проводникам и временным периодам было бы неизвестно. Следовательно, справедливое распределение затрат, возникающих в результате этих малоизвестных низковольтных потерь, затруднено [6]. Это особенно важно при оценке влияния распределенной генерации, снижающей величину тока в сети и, следовательно, величину потерь [7-9], или при оценке последствий новых типов нагрузки, таких как электромобили [10]. Но это задача упрощается с внедрением интеллектуального учета с деревом учета, когда приборы учета (ПУ) потребителей привязаны к конкретному прибору головного учета в ТП [11].
Несанкционированное потребление электроэнергии – составляющая коммерческих потерь, которую сложно определить. Одной из наиболее эффективных стратегий предотвращения хищения энергии является использование данных интеллектуальных счетчиков [12]. Технология может быть использована для удаленного отслеживания данных о потреблении энергии клиентами, регистрации любой подозрительной активности и быстрой отправки данных в коммунальную службу.
В данной статье предлагается алгоритм метода определения несанкционированного потребления электроэнергии и рассмотрен пример определения доли коммерческих потерь в радиальной сети 0,4кВ АО «АЖК» посредством сопоставления результатов балансового метода и ЦРМ, созданной в ПО PowerFactory.
1.Потери электроэнергии в распределительных сетях
Нормативные потери – это оптимально обоснованная величина потерь электроэнергии при ее передаче и распределении в электрической сети. Она определяется аналитически-расчетными, статистическо-вероятностными и экспериментальными методами. Относительная величина нормативных потерь определяется отношением суммарной величины технологических потерь к величине отпуска электроэнергии в сеть. Нормы потерь по принятым в РК правилам утверждения нормативных потерь принимаются на определенные периоды времени. В настоящее время норму потерь электроэнергии составляют технические потери: условно-постоянные, переменные или нагрузочные потери и потери на собственные нужды подстанций.
Фактические потери – это разница электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети, определяемая по показаниям приборов учета, установленных на входе в распределительную сеть (РЭК, РЭС) и на выходе из сети (у потребителя) при ее отпуске.
Относительная величина фактических потерь определяется отношением величины фактических потерь к величине отпуска электроэнергии в сеть. Отпуск в сеть – разница между приемом электрической энергии в сеть и отдачей ее из сети в точках поставки по границе балансовой принадлежности сети РЭС.
Полезный отпуск – объем электрической энергии, переданной (поставленной) по распределительным сетям РЭС по точкам поставки электрической энергии потребителей и (или) нижестоящих сетевых организаций, сформированный по уровню напряжения по границе балансовой принадлежности. Полезный отпуск отличается от значения отпуска в сеть на величину фактических потерь.
Потери электроэнергии как отчетная величина определяются как разность между энергией, отпущенной в сеть, и реализованной энергией, то в нее входят технические потери на передачу и часть коммерческих потерь. Потери электроэнергии условно разделяются:
1. Технические потери – потери, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче и распределении электроэнергии по электрическим сетям. Величина технических потерь зависит от режима и параметров сети, протяженности линий электропередач, величины тока нагрузки и его равномерного распределения по фазам. Технические потери определяются расчетным путем.
2. Коммерческие потери – это потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков при оплате за электроэнергию и другими причинами в сфере организации контроля над потреблением электроэнергии.
Причины возникновения коммерческих потерь связаны в основном с недоработками в системе АСКУЭ, такими как:
54
• Привязка счетчиков абонентов к системе АСКУЭ. При построении дерева учета электроэнергии в АСКУЭ, привязка имеет очень важную роль. Так как при поступлении данных с неправильно привязанных счетчиков уровень потерь электроэнергии может изменяться по отношению к балансу ТП;
• Опрос счетчиков. Еще одним важным фактором на уровень потерь влияет опрос всех приборов учета электроэнергии. Если опрос по прибору не поступает в систему, то составленный баланс и уровень потерь электроэнергии некорректен;
• Период опроса счетчика счетчиков. У каждого прибора учета есть установленная дата и время. Приборы учета при ошибке при синхронизации по времени между системой АСКУЭ и приборов могут отправлять не корректные данные. Эта проблема наиболее важна при переходе на двухтарифный учет.
Помимо причин, связанных с системой АСКУЭ, на потери могут влиять и следующие:
• Самовольное или несанкционированное подключение к электросетям — это незаконные действия потребителя, направленные на потребление электрической энергии из электрической сети без получения соответствующего разрешения в энергокомпании и или потребление электроэнергии с нарушением установленного порядка ее учета;
• Погрешность приборов учета может не всегда соответствовать заявленному производителем классу точности и др.
2. Алгоритм для определения несанкционированного подключения
Борьба с несанкционированным подключением к электрической сети зачастую является комплексным мероприятием и требует много времени. На нижестоящем рисунке 1 представлен алгоритм для определения участков с несанкционированным подключением.
Данный алгоритм позволяет нам рассчитать уровень потерь электроэнергии и вывести итог по участку на наличие несанкционированного подключения. Осуществляется это при помощи входных данных по потреблению и отпуску электроэнергии с приборов учёта и цифровой расчетной модели.
Алгоритм состоит из двух путей расчета и имеет два исхода. Первый путь расчета производится при отсутствии аварийного переключения, второй путь при его наличии соответственно. Рассмотрим первый путь расчета. Первым этапом является расчет потерь при помощи входных данных по отпуску и потреблению электроэнергии. Далее результат расчета сравнивается с цифровой расчетной моделью.
55
Рисунок 1 – Алгоритм для определения несанкционированного подключения
При минимальных отличиях в положительную сторону, допустимо считать, что данные с АСКУЭ являются фактическими. Составляя баланс по фактическим данным АСКУЭ, мы определим количество потерь электроэнергии для последующего шага. Полученный результат сравнивается с техническими потерями и имеет два результата в зависимости от знака. Первый результат – расчетные потери равны техническим и участок не имеет несанкционированных подключений, второй результат – расчетные потери больше технических потерь и предполагается наличие возможного несанкционированного подключения.
Второй путь аналогичен первому, за исключением того, что в расчет берутся дополнительные трансформаторные подстанции (ТП), так как не исключена возможность аварийного переключения.
Алгоритм предполагает такую возможность, при составлении баланса электроэнергии, результатом которого являются отрицательные потери электроэнергии.
2.1. Интеллектуальный учёт электроэнергии
Интеллектуальной системой учёта электроэнергии мы называем комплекс устройств с функцией сбора, передачи, обработки, архивирования и анализа электрической энергии, которая представлена на рисунке 2.
56
Рисунок 2 - Структурная схема системы интеллектуального учёта электроэнергии Данная система учёта состоит из трёх уровней:
I. Первичный измерительный комплекс устройств II. Центр сбора и обработки данных
III. Диспетчерский контроль.
Первичный уровень выполняет функцию измерения электрической энергии со всех привязанных потребителей (жилые дома, комплексы и коммерческие потребители). Далее собранные данные поступают на УСПД (Устройство Сбора и Передачи Данных). Данные с УСПД передаются через Internet связь на сервер. Через предложенный алгоритм анализируются и проходят все данные на втором уровне. На последнем уровне обработанные данные предоставляются диспетчеру.
3.Учёт электроэнергии при аварийных переключениях потребителей
В нормальном режиме работы отпуск электроэнергии потребителям равняется сумме потребления и технических потерь электроэнергии. Потери в данном случае не должны превышать нормативные расчетные показатели. На нижестоящем рисунке 3 показано, как изменяется схема подключения потребителей до и после аварийных переключений.
57
Рисунок 3 - Схема подключения и учёта потребителей до и после аварийных переключений В послеаварийном режиме работы баланс по отпуску и потреблению нарушается. Так как вся потребляемая мощность с ТП-1 переходит на ТП-2 и не проходит через прибор учета. В таком случае можно наблюдать следующую картину: первое ТП при расчете в системе АСКУЭ будет иметь отрицательные потери, а второе ТП – сверхнормативные. Следовательно, для определения процента потерь электроэнергии необходимо суммировать отпуск и прием по двум ТП.
4. Анализ потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ в зимний период по данным АСКУЭ Анализ величин потерь электроэнергии в сети 0,4 кВ выполнен по данным АСКУЭ-EMCOS АО
«АЖК» (далее – АСКУЭ) для фидеров 0,4 кВ ТП-10/0,0,4 кВ РЭС-7 за отчетный период (1 месяц) в зимнее время.
РЭС №7 обслуживает 372 ед. ТП 10/0,4 кВ, количество абонентов по состоянию на 01.01.2021 г. составило 137 258 ед. из них физических лиц – 133 847 абонентов, юридических лиц – 3411 абонентов. К системе АСКУЭ подключено 43 890 абонентов или 32%. Количество ТП 10/0,4 кВ, покрываемых АСКУЭ, составляет 199 ед. При этом из системы, покрываемой АСКУЭ потребителей ТП, имеется большое количество абонентов, которые не опрашиваются в полном объеме. Поэтому для оценки фактических потерь электроэнергии в системе АСКУЭ были выбраны ТП, имеющие свыше 95% опрошенных абонентов. Исходя из данных критериев по РЭС №3 и РЭС №7, было выбрано всего 7 ТП-10/0,4кВ: ТП-7409, ТП-7647, ТП-7416, ТП-7851, ТП-3672, ТП-3666, ТП-9763.
Фактический баланс электроэнергии основывается на данных, получаемых из системы АСКУЭ.
Далее представлен сводный отчет по балансу электроэнергии за зимний период.
58
Таблица 1 – Сводный баланс электроэнергии по фидерам 0,4 кВ в РЭС №7 и РЭС №3, декабрь 2021 г.
№ ТП ТП 7409 ТП 7647 ТП-7416 ТП 7851 ТП-3672 ТП-3666 ТП 9763 Показания на нач.
месяца 46194.7 7020 26075 12 305.52 65 792.53 12608,88 8937.71 Показания на конец
месяца 47083.2 7224.2 26780 12 569.68 66 812.85 12830,4 9041.9
Расчетный коэфф. 80 200 120 200 120 200 200
Отпуск в сеть 71 079 40 824 216501,6 52 832 122 438 44 304 20 838
Кол-во юр. лиц 1 7 44 1 6 3 1
Кол-во физ. лиц 124 80 737 86 147 62 31
Начисление всего
по потребителям 63071 36 332 191679,87 49 332 111 816 44 304 19 585 Начисление по юр.
лицам 2 977 25 326 104954 3 642 14 081 12 631 -
Начисления по физ.
лицам 60 095 11 006 86726 45 690 97 735 26 271 19 585
Потери кВт*ч. 8 007 4 491 24821,73 3 499 10 622,52 5402,23 1 252
Процент потерь, % 11,27 11 11,46 6,62 8,68 12,19 6,01
Кол-во не
опрошенных ПУ 2 0 7 2 0 0 0
Из выше приведённой таблицы видно, что высокие потери по фидеру 0,4 кВ наблюдаются по ТП-7409, ТП-7416, ТП-3666, из них наибольшие потери по ТП-3666. Исходя из этого, данное ТП определено в качестве исследуемого объекта по разработанной методике определения коммерческих потерь.
Согласно утвержденным значениям потерь электроэнергии АО «АЖК» на 2021-2025 гг.
уровень потерь электроэнергии в сети 0,4 кВ на 2021 г. составляет 6,93% от отпуска в сеть. Вместе с этим по данным [10] из отчета «Экспериментальное исследование по измерению потерь электроэнергии в сетях 0,4кВ АО АЖК», выполненного АУЭС в 2020 г., для РЭС №3 и 7 в зимний период, усредненное значение потерь электроэнергии составляет 7,59% от отпуска в сеть, в летний период усредненное значение показателя потерь составляют 5,39% от отпуска в сеть. Данные величины потерь электроэнергии будут использованы для сравнительного анализа.
На нижеследующей диаграмме (рисунок 4) приведены значения потерь электроэнергии в относительном выражении для выбранных ТП. Красной линией показан усредненный норматив потерь в % для РЭС-3 и РЭС-7.
59
Рисунок 4. Потери электроэнергии по фидерам 0,4 кВ в РЭС №7 за декабрь 2021г., %
Сравнительный анализ потерь электроэнергии по разным ТП показывает, что величина потерь меняется от 6.01% до 12,19% от объемов отпуска в сеть. При этом как максимальное значение потерь 12,19%, так и минимальное значение 6,01% были получены при 100% опросе приборов учета электроэнергии. Необходимо отметить, что по данным схемам ТП, отходящие ВЛ на 0,4кВ выполнены СИП, т. е. проводники относительно новые и не должны создавать сверхнормативных потерь, однако на некоторых участках ТП 7409, ТП 7647,ТП 7416, ТП 3672, ТП 3666, потери электроэнергии в относительном выражении выше утвержденных значений 7,59% для РЭС №7 в зимний период. При этом входные условия режима работы (количество абонентов, исполнение проводника) для всех ТП практически одинаковые.
5. Выездное обследование по ТП
Анализ фактических значений потерь электроэнергии, выполненный по дереву учета от ТП до потребителей по данным АСКУЭ, показал, что на некоторых участках величины потерь электроэнергии, несмотря на проведённые мероприятия по замене голых проводов на СИП, превышают расчетные значения. Для определения причин возникновения сверхнормативных потерь электроэнергии были осуществлены выезды в РЭС №3 и РЭС №7, с целью обхода участков и проверки актуальности привязок потребителей к системе АСКУЭ по следующим ТП:
ТП-7409. Согласно результатам выполненного анализа, представленного в разделе 2, по ТП 7409 наблюдается сверхнормативный уровень потерь электроэнергии и составляет 11,27%.
Был осуществлен выезд на место участка электрических сетей.
На ТП-7409 были сняты замеры токов по фазам и проверены коэффициенты трансформаторов тока, выполнен обход потребителей. В результате проведенного выездного обследования определено следующее:
1) Протяженность фидера составляет 3 110 м, СИП 4х120.
2) Фактический коэффициент ТТ соответствует с указанным в отчете системы АСКУЭ.
3) Загрузка по фазам имеет следующие значения Кнер – 1,135.
4) К данному ТП в системе АСКУЭ привязаны 126 потребителей (1 юр., 125 физ. соответствует с фактическим списком). При проверке привязок потребителей было выявлено, что 2 физ. лиц по факту являются юр.
лицами.
60
ТП 7647. Согласно результатам выполненного анализа, представленного в разделе 2, по ТП- 7647 наблюдается сверхнормативный уровень потерь электроэнергии и составляет 11%. В результате проведенного выездного обследования определено следующее:
1) Загрузка по фазам имеет следующие значения Кнер -1,146.
2) Фактические коэффициенты трансформатора тока 1000/5 соответствуют данным, внесенным в программу АСКУЭ.
3) Протяженность фидера 0,4 кВ составляет 140 м.
4) К данному узлу в системе АСКУЭ привязаны 86 потребителей.
ТП 3666. Согласно результатам выполненного анализа, представленного в разделе 2, по ТП- 3666 наблюдается сверхнормативный уровень потерь электроэнергии и составляет 12,19%. В результате проведенного выездного обследования определено следующее:
1) Загрузка по фазам имеет следующие значения Кнер -1,21.
2) Фактические коэффициенты трансформатора тока 1000/5 соответствуют данным, внесенным в программу АСКУЭ.
3) Протяженность фидера 0,4 кВ составляет 1400 м.
4) К данному узлу в системе АСКУЭ привязаны 65 потребителей.
6. Результаты моделирования и анализ
Для определения нормативных расчетных потерь был смоделирован выбранный участок ТП- 3666, представленный на рисунке 5.
Рисунок 5 – Схема распределительной сети моделируемого участка ТП-3666.
Электрический участок сети по ТП-3666 состоит из одного фидера длинной 1400 метров маркой провода СИП-4*95. К данному участку подключено 65 потребителей. За расчетный период был взят декабрь 2021 года из системы АСКУЭ.
Расчетная модель разработана в ПО PowerFactory и состоит из базового узла (ТП), 17 ветвей, 18 узлов. В зависимости от точки подключения потребителей, нагрузка была поделена на 17 узлов.
Результаты расчетной модели приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Сравнительная таблица результатов расчетной модели с АСКУЭ
61
Наименование Кол-во потребителей
Отпуск Электроэнерг ии, кВт
Активная нагрузка, кВт
Реактивная нагрузка, кВт
Потери Активной мощности, кВт
Потери Реактивной мощности,
кВт Потери,
%
АСКУЭ 65 62.2 57.4 23 7 1.2 12.19
Моделирование 65 62.2 57.4 23 4.8 1 8.36
Разница 2.2 0.2 3.83
Расчетная модель показала, что на данном участке сети потери активной мощности составляют 8.36 % (4.8кВт). Потери в системе АСКУЭ на данном участке составляют 12.19% (7кВт). Таким образом, разница между расчётными значениями по актуальной модель сети и данными АСКУЭ составляет 3.83% (2.2 кВт), что указывает на наличие коммерческих потерь. Путем автоматизации предложенной методики определения коммерческих потерь по разработанному алгоритму можно оптимизировать процесс выявления участков хищения электроэнергии.
Заключение
В результате проведенного исследования по выявлению коммерческих потерь в распределительных сетях разработана методика определения коммерческих потерь на базе интеллектуального учета, применимая для практического использования. На основании исследования можно сделать следующие выводы:
1) Помимо хищения электроэнергии на сегодняшний день в системе АСКУЭ дополнительными факторами, влияющими на уровень потерь электроэнергии, являются некорректная привязка приборов учета по фидерам 0,4кВ, несвоевременный опрос приборов учета, несогласованный период опроса по ТП, а также некорректный ввод данных в базу системы учета.
Только после корректировки работы системы АСКУЭ, согласно указанным факторам, необходимо переходить к определению уровня коммерческих потерь.
2) На некоторых ТП РЭС №3 и РЭС №7 уровень фактических потерь электроэнергии выше значений нормативных потерь, несмотря на проведённые мероприятия по замене голых проводников на СИП и внедрения АСКУЭ;
3) Выездное обследование по нескольким ТП РЭС №3 и РЭС №7 показало, что причинами сверхнормативных потерь являются протяженные воздушные линии электропередач, неравномерная загрузка фаз, некорректная привязка абонентов к системе АСКУЭ;
4) Предложенная методика, согласно разработанному алгоритму, направлена на автоматическое выявление несанкционированного подключения к электрической сети при корректной привязке потребителей к точке учёта и полноценному опросу всех приборов учета.
5) Предложенная методика позволит в режиме реального времени оценивать эффективность распределительной сети, поможет в принятии оперативных решений, улучшит идентификацию участков коммерческих потерь и поможет в определении текущей конфигурации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
[1] Ahmad, T. (2017). Non-technical loss analysis and prevention using smart meters. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 72, 573-589.
[2] Hussain, S., Mustafa, M. W., Jumani, T. A., Baloch, S. K., Alotaibi, H., Khan, I., & Khan, A.
(2021). A novel feature engineered-CatBoost-based supervised machine learning framework for electricity theft detection. Energy Reports, 7, 4425-4436.
[3] https://www.korem.kz/rus/press-centr/novosti_otrasli/?cid=0&rid=9884
[4] Poursharif, G., Brint, A., Black, M., & Marshall, M. (2018). Using smart meters to estimate low‐
voltage losses. IET Generation, Transmission & Distribution, 12(5), 1206-1212.
[5] Оценка эффективности внедренной системы интеллектуального учета и перспективы дальнейшего развития smart metering в АО АЖК г. Алматы
Отчет 5. Анализ уровня коммерческих потерь электроэнергии по РЭС №3 и РЭС № 7.
[6] Uzakov, B., Kurbonov, N. N., Kamalov, Q., & Muratov, A. (2021). To the structure of electricity losses in distribution networks 6-110 kV. In E3S Web of Conferences (Vol. 289, p. 07022). EDP Sciences.
62
[7] Shaheen, A. M., Elsayed, A. M., El-Sehiemy, R. A., & Abdelaziz, A. Y. (2021). Equilibrium optimization algorithm for network reconfiguration and distributed generation allocation in power systems.
Applied Soft Computing, 98, 106867.
[8] Sambaiah, K. S., & Jayabarathi, T. (2021). Optimal reconfiguration and renewable distributed generation allocation in electric distribution systems. International Journal of Ambient Energy, 42(9), 1018- 1031.
[9] Shi, Q., Li, F., Olama, M., Dong, J., Xue, Y., Starke, M., & Kuruganti, T. (2021). Network reconfiguration and distributed energy resource scheduling for improved distribution system resilience.
International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 124, 106355.
[10] «Экспериментальное исследование по измерению потерь электроэнергии в сетях 0,4кВ АО АЖК» 2020 г.
[11] Hussain, M. T., Sulaiman, N. B., Hussain, M. S., & Jabir, M. (2021). Optimal Management strategies to solve issues of grid having Electric Vehicles (EV): A review. Journal of Energy Storage, 33, 102114.
[12] Dashtaki, A. K., & Haghifam, M. R. (2013). A new loss estimation method in limited data electric distribution networks. IEEE Transactions on Power Delivery, 28(4), 2194-2200.
[13] Zheng, K., Chen, Q., Wang, Y., Kang, C., & Xia, Q. (2018). A novel combined data-driven approach for electricity theft detection. IEEE Transactions on Industrial Informatics, 15(3), 1809-1819
[14] Ziganshin A.G., Mikheev G.M. Digitalization of the electricity metering system // Bulletin of the Chuvash University. 2020. No. 3. pp. 74-83. DOI: 10.47026/1810-1909- 2020-3-74-83.
[15] Воротницкий В.Е. Снижение потерь электроэнергии - важнейший способ энергосбережения в электрических сетях // Энергосбережение. 2014. № 3. С. 61-64.
[16]. Воротницкий В.Е. Основные направления снижения потерь электроэнергии в электрических сетях // Энергия единой сети. 2013. № 2(7). С. 24-35.
LIST OF REFERENCES
[1] Ahmad, T. (2017). Non-technical loss analysis and prevention using smart meters. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 72, 573-589.
[2] Hussain, S., Mustafa, M. W., Jumani, T. A., Baloch, S. K., Alotaibi, H., Khan, I., & Khan, A.
(2021). A novel feature engineered-CatBoost-based supervised machine learning framework for electricity theft detection. Energy Reports, 7, 4425-4436.
[3] https://www.korem.kz/rus/press-centr/novosti_otrasli/?cid=0&rid=9884
[4] Poursharif, G., Brint, A., Black, M., & Marshall, M. (2018). Using smart meters to estimate low‐
voltage losses. IET Generation, Transmission & Distribution, 12(5), 1206-1212.
[5] Evaluation of the effectiveness of the implemented intelligent accounting system and prospects for further development of smart metering in JSC AZHK Almaty
Report 5. Analysis of the level of commercial electricity losses at LPA No. 3 and LPA No. 7.
[6] Uzakov, B., Kurbonov, N. N., Kamalov, Q., & Muratov, A. (2021). To the structure of electricity losses in distribution networks 6-110 kV. In E3S Web of Conferences (Vol. 289, p. 07022). EDP Sciences.
[7] Shaheen, A. M., Elsayed, A. M., El-Sehiemy, R. A., & Abdelaziz, A. Y. (2021). Equilibrium optimization algorithm for network reconfiguration and distributed generation allocation in power systems.
Applied Soft Computing, 98, 106867.
[8] Sambaiah, K. S., & Jayabarathi, T. (2021). Optimal reconfiguration and renewable distributed generation allocation in electric distribution systems. International Journal of Ambient Energy, 42(9), 1018- 1031.
[9] Shi, Q., Li, F., Olama, M., Dong, J., Xue, Y., Starke, M., & Kuruganti, T. (2021). Network reconfiguration and distributed energy resource scheduling for improved distribution system resilience.
International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 124, 106355.
[10] "Experimental study on measuring electricity losses in 0.4kV networks of JSC AZHK" 2020 [11] Hussain, M. T., Sulaiman, N. B., Hussain, M. S., & Jabir, M. (2021). Optimal Management strategies to solve issues of grid having Electric Vehicles (EV): A review. Journal of Energy Storage, 33, 102114.
[12] Dashtaki, A. K., & Haghifam, M. R. (2013). A new loss estimation method in limited data electric distribution networks. IEEE Transactions on Power Delivery, 28(4), 2194-2200.
63
[13] Zheng, K., Chen, Q., Wang, Y., Kang, C., & Xia, Q. (2018). A novel combined data-driven approach for electricity theft detection. IEEE Transactions on Industrial Informatics, 15(3), 1809-1819
[14] Ziganshin A.G., Mikheev G.M. Digitalization of the electricity metering system // Bulletin of the Chuvash University. 2020. No. 3. pp. 74-83. DOI: 10.47026/1810-1909- 2020-3-74-83.
[15] Vorotnitsky V.E. Reduction of electricity losses is the most important way of energy saving in electric networks // Energy saving. 2014. No. 3. pp. 61-64.
[16] Vorotnitsky V.E. The main directions of reducing electricity losses in electric networks // The energy of a single network. 2013. No. 2(7). pp. 24-35.
ЗИЯТКЕРЛІК ЕСЕП НЕГІЗІНДЕ КОММЕРЦИЯЛЫҚ ШЫҒЫНДАРДЫ АНЫҚТАУ ӘДІСТЕМЕСІН ӘЗІРЛЕУ: АЛМАТЫ ҚАЛАСЫНЫҢ
ТАРАТУ ЖЕЛІЛЕРІНІҢ МЫСАЛЫНДА
Т.Д. Карибаев⃰, А.Т. Бектимиров, О.Д. Баймаханов, Е.К. Кенесов
«Ғұмарбек Дәукеев атындағы Алматы энергетика және байланыс университеті» КЕАҚ, Алматы, Қазақстан
E-mail: [email protected], [email protected], [email protected], [email protected] Аңдатпа. Мақалада Алматы қаласындағы "Алатау Жарық Компаниясы" АҚ тарату желілеріндегі коммерциялық шығындарды ескере отырып, электр энергиясының шығын деңгейін зерттеу нәтижелері келтірілген. Нысандар бойынша шығындар деңгейін зерттеу және бағалау үшін бастапқы деректер электр энергиясын бақылау мен есепке алудың автоматтандырылған жүйесінен (ЭКЕАЖ) алынды. Мақалада келтірілген зерттеудің негізгі міндеті-есептеу ағашы бойынша электр энергиясының нақты балансын құру және әзірленген әдістеме бойынша коммерциялық шығындар учаскелерін анықтау негізінде тарату желілеріндегі электр энергиясының коммерциялық шығындарының деңгейлерін анықтау және талдау.
Электр энергиясы шығынының деңгейі таратқыш электр желілерінің жұмыс тиімділігінің негізгі көрсеткіштерінің бірі болып табылады. Өздеріңіз білетіндей, тарату желілеріндегі нақты шығындар нормативтік шығындардан аспауы керек, олар негізделген шама болып табылады және әр аудан үшін аналитикалық-есептік, статистикалық-ықтималдық және эксперименттік әдістермен анықталады.
Нормативтік шығындардың артуы ұйымдық-техникалық (6/10-0,4 кВ желі құрылымының оңтайлы құрылысы емес, тұтынушылар бойынша фазалардың біркелкі жүктелмеуі, сапасыз электр қосылыстары және т.б.) электр энергиясын ұрлауға (коммерциялық шығындар) дейінгі желілерде бар әртүрлі мәселелерді көрсетеді.
Коммерциялық шығындарды анықтаудың әзірленген әдістемесі рұқсатсыз қосылуды анықтайтын алгоритмді, AСКУЭ жүйесінен деректерді жинау және өңдеу жүйесін, сондай-ақ powerfactory бойынша желі учаскесінің есептік моделін қамтиды.
Түйін сөздер: коммерциялық шығындар, техника, АСКУЭ, есеп ағашы.
DEVELOPMENT OF A METHODOLOGY FOR DETERMINING COMMERCIAL LOSSES BASED ON SMART METERING: ON THE
EXAMPLE OF DISTRIBUTION NETWORKS IN ALMATY
T.D. Karibaev⃰, A.T. Bektimirov, O.D. Baimakhanov, E.K. Kenesov
Non-profit JSC «Almaty University of Power Engineering and Telecommunications named after Gumarbek Daukeyev», Almaty, Kazakhstan
E-mail: [email protected], [email protected], [email protected], [email protected]
Abstract. The results of the study of the level of electricity losses, taking into account commercial losses in the distribution networks of JSC "Alatau Zharyk Company" Almaty are given in the article. Initial data for the study and assessment of the level of losses at the facilities were obtained from the automated system for the control and
64
accounting of electricity (ASKUE). The main task of the study given in the article is to determine and analyze the levels of commercial losses of electricity in distribution networks. It was carried out on the basis of compiling the actual balance of electricity by the accounting tree and determining the areas of commercial losses according to the developed methodology.
The level of power losses is one of the main indicators of distribution grid efficiency. It is known that the actual losses in distribution grids should not exceed the normative losses. They are a reasonable value and are determined by analytical-calculative, statistical-probabilistic and experimental methods for each area separately. Exceeding of normative losses reflects various kinds of problems existing in networks, from organizational and technical (non- optimal construction of the 6/10-0,4kV network structure, unequal loading of phases by consumers, poor-quality electrical connections, etc.) to theft of electric energy (commercial losses).
The developed methodology for determining commercial losses includes an algorithm that detects unauthorized connections, a system for collecting and processing data from the AMR system, as well as a calculation model of the network section in Power Factory software.
Keywords: commercial losses, methodology, ASKUE, accounting tree.
Басылымның шығыс деректері
Мерзімді баспасөз басылымының атауы «Алматы энергетика және байланыс университетінің Хабаршысы» ғылыми- техникалық журналы
Мерзімді баспасөз басылымының меншік иесі «Ғұмарбек Дәукеев атындағы Алматы энергетика және байланыс университеті»
коммерциялық емес акционерлік қоғамы, Алматы, Қазақстан
Бас редактор Профессор, т.ғ.к., В.В. Стояк
Қайта есепке қою туралы куәліктің нөмірі мен күні және берген органның атауы
№ KZ14VPY00024997, күні 17.07.2020,
Қазақстан Республикасының Ақпарат және қоғамдық даму министрлігі
Мерзімділігі Жылына 4 рет (тоқсан сайын)
Мерзімді баспасөз басылымының реттік нөмірі және жарыққа шыққан күні
Жалпы нөмір 59, 4-басылым, 2022 жылғы 30 желтоқсан
Басылым индексі 74108
Басылым таралымы 200 дана
Баға Келісілген
Баспахана атауы, оның мекен-жайы «Ғұмарбек Дәукеев атындағы Алматы энергетика және байланыс университеті»
КЕАҚ баспаханасы, Байтұрсынұлы көшесі, 126/1 үй, А120 каб.
Редакцияның мекен-жайы 0 5 0 0 1 3 , Алм а т ы қ. , «Ғ ұ м а р бе к Дә ук е ев а т ы н да ғы А л м а т ы эн ер г ет и ка ж ә н е ба й ла н ы с ун и в ер с и т ет і » К ЕА Қ, Б а й т ұ р с ы н ұ лы к- с і , 1 2 6 / 1 ү й , ка б. А 2 2 4 , т е л. : 8 ( 7 2 7 ) 2 9 2 5 8 4 8 , 7 08 8 8 0 7 7 9 9 , e - m a i l : v e s t n i k @ a u e s . k z
Выходные данные
Название периодического печатного издания Научно-технический журнал «Вестник Алматинского университета энергетики и связи»
Собственник периодического печатного издания
Некоммерческое акционерное общество «Алматинский университет энергетики и связи имени Гумарбека Даукеева», Алматы, Казахстан
Главный редактор Профессор, к.т.н., Стояк В.В.
Номер и дата свидетельства о постановке на переучет и наименование выдавшего органа
№ KZ14VPY00024997 от 17.07.2020
Министерство информации и общественного развития Республики Казахстан
Периодичность 4 раза в год (ежеквартально)
Порядковый номер и дата выхода в свет
периодического печатного издания Валовый номер 59, выпуск 4, 30 декабрь 2022
Подписной индекс 74108
Тираж выпуска 200 экз.
Цена Договорная
Наименование типографии, ее адрес Типография НАО «Алматинский университет энергетики и связи имени Гумарбека Даукеева», ул. Байтурсынулы, дом 126/1, каб. А 120
Адрес редакции 050013, г. Алматы, НАО «Алматинский у ниверситет э нергетики и с вязи имени Гумарбека Даукеева», ул. Байтурсынулы, дом 126/1, каб. А 224, т ел.: 8 (727) 292 58 48, 708 880 77 99, e-mail: [email protected]
Issue output
Name of the periodical printed publication Scientific and technical journal "Bulletin of the Almaty University of Power Engineering and Telecommunications"
Owner of the periodical printed publication Non-profit joint-stock company "Almaty University of Power Enginnering and Telecommunications named after Gumarbek Daukeyev", Almaty, Kazakhstan
Chief Editor Professor, candidate of technical sciences Stoyak V.V.
Number and date of the registration certificate and the name of the issuing authority
№ KZ14VPY00024997 from 17.07.2020
Ministry of Information and Social Development of the Republic of Kazakhstan
Periodicity 4 times a year (quarterly)
Serial number and date of publication of a periodical printed publication
Number 59, edition 4, December 30, 2022
Subscription index 74108
Circulation of the issue 200 copies
Price Negotiable
The name of the printing house, its address Printing house of Non-profit joint-stock company "Almaty University of Power Enginnering and Telecommunications named after Gumarbek Daukeyev", 126/1 Baitursynuly str., office A 120, Almaty, Republic of Kazakhstan
Editorial office address 050013, Non-profit joint-stock company "Almaty University of Power Enginnering and Telecommunications named after Gumarbek Daukeyev",
A 2 2 4 , t e l .: 8 (727) 292 58 48, 708 880 77 99, e-mail: [email protected]
