В процессе длительной эксплуатации в условиях перехода к рыночной экономике возникают нарушения технологии передачи и распределения электроэнергии. Эти нарушения вызывают дополнительные (сверхнормативные) потери электроэнергии и напряжения, что ухудшает показатели надежности, качества и экономичности электроснабжения потребителей, нарушая Закон Украины "Про електроенергетику" и вызывая экономический ущерб.

Анализ действующей Методики нормирования

В действующем в настоящее время в Украине нормативном документе ГНД 34. 09.104-2003 Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-154 кВ, аналізу його складових і нормування технологiчних витрат електроенергiї, який затверджено наказом № 757 Мінпаливенерго України від 17.12.03 нормативное значение технологических потерь электроэнергии на передачу по электрическим сетям есть сумма значений технических расчетных потерь в элементах электрических сетей, нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и нормативных метрологических потерь [1] (см. таблицу 1).

В Методике нетехнические потери – это разность между фактическим и нормативным значениями потерь. В действительности в нетехнические потери следует включать как несанкционированный отбор электроэнергии, так и дополнительные технические потери из-за нарушений технологии передачи и распределения электроэнергии. Следовательно, термин нетехнические потери, заимствованный у москвичей [3], неудачен.


Таблица 1. Фрагмент ведомственной формы статотчетности 1Б-ТРЭ Минтопэнерго с расчетом нормативных технологических потерь в электрических сетях 800-0,38 кВ за 2003 год, млрд кВт∙ч

п/п

Показатели

Значение, млрд кВтч

1

Отчетные (фактические) потери электроэнергии

32,06

2

Технические расчетные потери

22,83

3

Нормативный расход электроэнергии на СН п/станций

0,61

4

Нормативные метрологические потери

5

Нормативные технологические потери (2)+(3)+(4)

23,44

6

Нетехнические потери (1)-(5)

8,62


Рассчитанные с помощью Методики величины нормативных потерь в электрических сетях Минтопэнерго Украины не вызывают доверия. Так в 2006 г. общие технологические потери в целом по Минтоэнерго составили 22,0 млрд кВт∙ч или 14,34 %, из них нормативные потери – 19,9 млрд кВт∙ч или 12,3 %. По отдельным энергопередающим компаниям нормативные потери еще больше, например, в Черновцыоблэнерго – более 20 %. Чтобы ни происходило в ОЭС Украины (снижение нагрузки, износ оборудования, хищения электроэнергии и т.д.), величина нормативных потерь из года в год незначительно отличается от норматива 1991 года – 22,6 млрд кВт∙ч (таблица 2).

Можно предположить, что уменьшение в квадратичной степени переменной составляющей нормативных потерь из-за снижения полезного отпуска электроэнергии компенсируется ростом потерь под влиянием нарушений технологии передачи и распределения электроэнергии, но в Методике это практически не учитывается.


Таблица 2. Динамика полезного отпуска и нормативных потерь электроэнергии на ее передачу в сетях 800-0,38 кВ, млрд кВт∙ч

Год

Полезный отпуск

электроэнергии, млрд кВтч

Нормативные

потери, млрд кВтч

1991

253,6

22,6

1992

227,4

22,7

1993

205,4

20,7

1994

179,2

20,3

1995

168.3

20,3

1996

164,3

20,6

1997

151,9

20,8

1998

131,0

19,7

1999

125,0

20,2

2000

124,2

21,0

2001

124,7

22,3

2002

123,4

23,4

2003

129,1

23,4

2004

135,1

22,3

2005

137,8

21,2

2006

143,4

21,1


Методика вызывает огромное количество замечаний. Вот некоторые из них:

  • норматив метрологических потерь не учитывается;
  • не предусмотрен контроль показателей надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии; поэтому вызывает сомнение факт, что, например, в Черновцыоблэнерго нормативные потери могут превышают 20 % без потери качества электроснабжения электроприемников по напряжению;
  • в радиальной распределительной сети поэлементный расчет потерь в трансформаторах вообще не предусмотрен; используются групповые эквивалентные сопротивления трансформаторов определенной ступени напряжения и суммарный пропуск электроэнергии;
  • ЛЭП в расчетах представляются большей частью групповым квивалентным сопротивлением; поэлементный же расчет потерь для линии 0,38 кВ предусмотрен только для частного случая: неразветвленной топологической схемы с равномерно распределенной нагрузкой;
  • расчет потерь в ЛЭП производится «сверху- вниз», т.е. по замерам потока электроэнергии в головном участка и у потребителей. Поскольку поток в головном участке может содержать и несанкционированный поток, то результат расчета потерь будет явно завышенным;
  • нормативные значения коэффициентов реактивной мощности отличаются от принятых и т.д. и т.п.

Подведем итоги. Используемая в настоящее время Методика нормирования потерь электроэнергии представляет собой отрывистые, не связанные между собой сведения, заимствованные, в основном, из статей Железко Ю.С.[2], Воротницкого В .Э.[3,4] и др (без ссылок). Перегружена известными формулами, которые используются, в основном, при решении проектных, а не эксплуатационных задач. Распределительная сеть представлена большей частью упрощенно эквивалентными сопротивлениями агрегированных элементов (линий, трансформаторов). Получение же обобщенных нормативных характеристик потерь в целом по сети исключает возможность принятия решений по выбору экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии. В Методике есть структурно-балансовая модель, эквивалентирование сопротивлений ЛЭП и трансформаторов, определение расчетных потерь и т.д., но нет основного – экономического обоснования уровня нормативных потерь, что делает нормирование важнейшим организационным инструментом стимулирования энергопередающих компаний к проведению экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

Отсутствие примеров делает Методику абсолютно непригодной для какого либо практического использования. НКРЭ отказалось от согласования этого документа.

Утвердить такую Методику и считать с ее помощью могут только ее создатели.

Приведение к норме потерь электроэнергии

Структура фактических потерь электроэнергии при ее передаче в распределительных сетях может быть представлена в виде

Нормативные потери – граничный показатель экономичности передачи и распределения электроэнергии при выполнении определенных регламентированных условий эксплуатации. В качестве регламентирующих условий эксплуатации в работе приняты следующие.

  1. Обеспечить потребителям надежную поставку электроэнергии в соответствии с условиями, оговоренными в лицензиях и договорах.
  2. Потребители электрической энергии имеют право на получение электроэнергии, показатели качества которой определены госстандартами.
  3. Передача, распределение и поставка электроэнергии потребителям должны быть осуществленны наиболее экономичным образом.

Надежность означает согласованное с потребителями число кратковременных отключений Nотк, продолжительностью не более Тотк часов в год

, (1)

Качество электроэнергии (по напряжению) означает, что не менее 95 % случайных значений отклонений фазных напряжения потребителя должны находиться в интервале (рис.1)

(2)

,


Рис. 1. Гистограмма случайной величины отклонения фазных напряжений в

контролируемом узле нагрузки.


Экономичность электроснабжения означает, что технологический расход на передачу электроэнергии (ТРЭ) должен быть нормативным и розничные тарифы на электроэнергию − оптимальными

Сверхнормативные потери обусловлены

  • случайной несимметрией токовой нагрузки фаз линий [8];
  • неполнофазными режимами [10];
  • нескомпенсированными перетоками реактивной мощности [12,13],
  • несанкционированным отбором электроэнергии [9];
  • нелинейностью ТРЭ [5];
  • износом оборудования (линий, трансформаторов) [9];
  • незапланированными переключениями схемы [11];
  • недоучетом потребления электроэнергии из-за погрешностей ИК [6].

Перечисленные нарушения технологии передачи и распределения электроэнергии вызывают рост потери мощности (электроэнергии) и потери напряжения в элементах электрической сети и, соответственно, рост отклонений напряжения на зажимах электроприемников. Дополнительные (сверхнормативные) потери мощности увеличивают максимум нагрузки, что приводит к снижению согласованного с потребителями уровня надежности электроснабжения. Дополнительные же потери напряжения приводят к нарушению нормированного качества электроэнергии (по напряжению) (рис. 2).


Рис. 2. Влияние нарушений технологии передачи и распределения электроэнергии на показатели надежности, качества и экономичности электроснабжения потребителей.


С помощью таблицы 3 выбираются адекватные мероприятия по снижению потерь (МПС), вставляются в расчетную схему и проводится с помощью программного комплекса (Энерголокатор) расчеты режима сети до выполнения регламентированных условий эксплуатации (1)-(2).


Таблица 3. Причины сверхнормативных потерь электроэнергии и мероприятия по их снижению

п/п

Причина сверхнормативых потерь электроэнергии

Мероприятие по снижению сверхнормативных потерь электроэнергии

1.

Износ оборудования (линий, трансформаторов и др.)

Замена физически изношенных

• стальных проводов на сталеалюминиевые;

• трансформаторов на новые и др.

2.

Систематическая и вероятностная

несимметрия токовой нагрузки фаз линий

Симметрирование нагрузки фаз линий:

• периодическое перераспределение нагрузок между фазами;

• установка симметрирующих тиристорных устройств;

• замена нулевого провода на провод большего сечения.

3.

Потоки избыточной реактивной мощности

Установка регулирующих и компенсирующих устройств:

• БСК;

• трансформаторов с РПН;

• шунтирующих реакторов;

• СК

4.

Несанкционированный отбор электроэнергии

• АСКУЭ

• АСКУЭ БП;

• Биллинг;

• Социальная норма потребления электроэнергии

5.

Неполнофазные режимы работы линий электропередачи

Замена нулевого провода на провод большего сечения

6.

Аварийные переключения в распределительной сети

В зависимости от категории потребителей:

• АПВ;

• АВР;

• резервные перемычки;

• петлевые схемы;

• переход на систему «глубокий ввод» 10/0.4 кВ.

7.

Недоучет потребления электроэнергии из-за погрешностей

измерительного комплекса

Учет погрешностей элементов измерительного комплекса (ТТ и ТН) в зависимости от нагрузки.


В этом случае будут скомпенсированы сверхнормативные потери и величина фактических потерь станет приблизительно равна нормативным потерям

.

Критерием эффективности МСП [12] является надежное, качественное и экономичное электроснабжения потребителей, которое обеспечивается при нормативном значении потерь электроэнергии на ее передачу и распределение.

Таким образом, если соблюдаются интересы потребителей, т.е. обеспечивается надежное их снабжение качественной электроэнергией, то лишь в этом случае сопровождающие передачу электроэнергии потери должны оплачиваться потребителями. Они – то, по существу, и являются нормативом потерь. В противном случае, т. е. если не выполняются основные функции энергопередающей компании, ни о каких нормативах потерь не может быть и речи.

Предлагается следующее определение норматива потерь. Норматив потерь – это показатель экономичности передачи и распределения электроэнергии, определенный в результате компенсации с помощью МСП сверхнормативных потерь электроэнергии при соблюдении согласованного с потребителями уровня надежности электроснабжения и нормированного качества электрической энергии.

Список литературы

  1. ГНД 34.09.104-2003 Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-154 кВ, аналізу його складових і нормування технологiчних витрат електроенергiї. – Затверджено наказом № 757 Мінпаливенерго України від 17.12.03.
  2. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. М.:”Изд-во НЦ ЭНАС”-2002.
  3. Воротницкий В. Норматив потерь электроэнергии в электрических сетях. Как его определить и выполнить //Новости электротехники.-2003.-№6.
  4. Воротницкий В.Э., Эдельман В.И., Броерская Н.А О принципах нормирования технологического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях для расчета тарифов по диапазонам напряжения. Доклады международного научно-технического семинара „Современные методы и средства расчета, нормирования и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях” М.: 2002.
  5. Дерзский В.Г. Распределение технологического расхода электроэнергии в общих элементах электрической сети между различными потребителями //Энергетика и электрификация.-2001.- № 3.
  6. Лях В.В., Квицинський А.О. Оцінка втрат електроенергії при влаштуванні обліку з використанням вимірювальних трансформаторів//Новини енергетики.-2002.-№ 7.
  7. Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами // Офіційний вісник України.- 2002.- №6.
  8. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф Моделирование несимметрии нагрузки фаз линий в расчетах потерь электроэнергии при ее передаче в условиях неопределенности // Энергосбережение Энергетика Энергоаудит.-2007.-№ 6.
  9. Дерзский В.Г, Скиба В.Ф. Обоснование уровня нормативных потерь электроэнергии в распределительных сетях //Энергетические сети и системы.-2007.-№6.
  10. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Потери электроэнергии и напряжения в сетях 0,38 кВ при неполнофазных режимах работы в условиях неопределенности //Енергетика та електрифікація.-2008.-№ 8.
  11. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Влияние переключений в сетях 10(6) кВ на величину технических потерь электроэнергии //Энергосбережение Энергетика Энергоаудит.-2008.-№ 6.
  12. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях //Энергесбережение Энергетика Энергоаудит.-2009.- № 6.
  13. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Расчет платы за реактивную мощность //Энергосбережение Энергетика Энергоаудит.- 2009. – №11.
  14. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Моделирование задач энергосбережения в энергопередающих компаниях //Энергосбережение Энергетика Энергоаудит (принято к печати).