Украина остается самой энергонеэффективной страной в Европе. По данным Мирового Энергетического Агенства в 2007 году Украина имела самый высокий уровень энергоемкости ВВП (Е ВВП) среди развитых стран Европы:

Е ВВП

кг у.т./ $

Великобритания

0,23

Германия

0,26

Венгрия

0,3

Польша

0,34

Белоруссия

0,5

Россия

0,7

Украина

0,74


В 2009 году объем выработки электроэнергии на электростанциях ОЭС Украины составил 172,9 млрд.кВт∙ч, потребление нетто − 134,6 млрд.кВт∙ч. Общие потери электроэнергии на всех классах напряжения − 34,45 млрд.кВт∙ч. Стран с такими потерями энергии в Европе нет. Возникают вопросы:

  • в чем причины такой энергонеэффективности в Украине?
  • как повысить энергоэффективность?

Причины низкой энергоэффективности следует искать в политических, экономических, социальных, организационных и др. процессах. Например,

  1. Большая часть электрических сетей общего назначения пришла в технически непригодное состояние из-за износа оборудования и характеризуется высокой аварийностью.
  2. Хаотический характер застройки городов, насыщение квартир новым поколением бытовой электроаппаратуры, несанкционированный отбор электроэнергии в основном мелким и средним теневым бизнесом, а также неплатежеспособным населением порождают случайную несимметрию нагрузки фаз линий, что увеличивает потери электроэнергии в сети.
  3. Урбанизация страны, развал сельского хозяйства, отток сельского населения в города обусловливают неполнофазные режимы электроснабжения (двуфазные, однофазные линии) обезлюдивших поселков.
  4. В условиях двусторонних договоров в электрических сетях значительно возрастают потери электроэнергии из-за влияния друг на друга потоков энергии в общих элементах сети (эффект нелинейности потерь).
  5. Нескомпенсированные перетоки реактивной мощности в электрических сетях увеличивают потери активной мощности и напряжения.
  6. Из-за электромагнитных процессов в трансформаторах тока и напряжения и переменных режимов работы потребителей возникают технические потери в измерительном комплексе. Результирующая ошибка ИК остается отрицательной при всех возможных значениях нагрузки ТТ и ТН, что свидетельствует о систематическом недоучете потребленной электроэнергии и т.д. и т.п.

Перечисленные выше процессы свидетельствуют о

  • нарушении технологии передачи и распределения электроэнергии;
  • неэффективности системы тарифов на активную и реактивную электроэнергию;
  • неэффективности рынка электроэнергии;
  • неточности и недостоверности оценки потерь электроэнергии в распределительных сетях.

Отсюда основные направления энергосбережения в энергопередающих компаниях – это

  1. Приведение к норме потерь электроэнергии.
  2. Реформирование системы розничных тарифов на активную электроэнергию.
  3. Реформирование платы за реактивную электроэнергию.
  4. Реформирование энергорынка.
  5. Повышение достоверности результатов моделирования задач энергосбережения.

1. 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 фазного 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 − оптимальнымиСверхнормативные потери обусловлены

  • случайной несимметрией токовой нагрузки фаз линий;
  • неполнофазными режимами;
  • нескомпенсированными перетоками реактивной мощности;
  • несанкционированным отбором электроэнергии;
  • нелинейностью ТРЭ;
  • износом оборудования (линий, трансформаторов);
  • незапланированными переключениями схемы;
  • недоучетом потребления электроэнергии из-за погрешностей ИК.

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 табл. (см. ниже) 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. 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 является надежное, качественное и экономичное электроснабжения потребителей, которое обеспечивается при нормативном значении потерь электроэнергии на ее передачу и распределение.

2. Реформирование системы розничных тарифов на активную электроэнергию

Действующая в ОЭС Украины система розничных тарифов на активную электроэнергию содержит ряд недостатков, а именно

  1. Недостаточно широко дифференцирована (лишь по двум классам напряжения и по зонам суток).
  2. Розничные тарифы для населения дотируются крупными потребителями посредством перекрестного субсидирования.
  3. Концепция формирования розничных тарифов основана на затратной методике (затраты + норма рентабельности) и жестко регулируются НКРЭ. Поэтому сегодня тарифы на электроэнергию в целом занижены; они компенсируют текущие затраты энергетических компаний, но недостаточны для финансирования или окупаемости инвестиций в электроэнергетике, активы которой, в первую очередь тепловые электростанции и распределительные сети, изношены.
  4. Чтобы отразить неравномерность удельных затрат на производство электроэнергии, связанную с резко выраженными в течение суток колебаниями потребности в электроэнергии, НКРЭ ввело в практику расчетов с потребителями зонные тарифы на электроэнергию. Выбор тарифных коэффициентов не учитывает конфигурацию суточных графиков нагрузки потребителей в различных энергопередающих компаниях. Действующие сейчас тарифные коэффициенты не обеспечивают баланс затрат, т.е. экономия затрат в ночной период не равна (≠) перерасходу затрат в полупиковый+ пиковый периоды. Следовательно, промышленным потребителям невыгодно применять введенные Постановлением НКРЭ тарифные коэффициенты для каждого периода суток .

Предлагается

В концепции формирования системы розничных тарифов на активную электроэнергию должен присутствовать комплексный подход, а это значит

  1. Отказаться от перекрестного субсидирования населения промышленностью.
  2. Формировать розничные тарифы на электроэнергию не на затратной основе (затраты+норма рентабельности), а по предельной (замыкающей) стоимости электроэнергии (топлива), определяемой удельным приростом затрат на 1 кВт·ч дополнительной выработки электроэнергии в долгосрочном периоде.
  3. Формировать систему розничных тарифов, дифференцированных по
    • тарифным ставкам (одно и двуставочный тарифы);
    • классам напряжения широкого спектра 1 класс − 154(110) кВ;

      1 класс − 154(110) кВ;
      2 класс − 35кВ;
      3 класс − 27,5 кВ;
      4 класс − 10(6) кВ;
      5 класс − 0,38 кВ);

  • заявляемой мощности;
  • продолжительности использования заявленной мощности;
  • сезонам года (зима, лето, весна, осень);
  • периодам суток (ночной, полупиковый, пиковый), причем при выборе тарифных коэффициентов должна учитываться конфигурация суточных графиков нагрузки потребителей.

Научнообоснованные пропорции между тарифными ставками различных зон графика нагрузки могут стать важным фактором энергосберегающей политики. Стимулируя выравнивание суточного режима электропотребления, они способствуют снижению расхода топлива за счет улучшения режима работы оборудования, уменьшения числа пусков и остановов котлов и турбин (на пуск одного энергоблока мощностью 300 МВт затрачивается 70 т мазута).

Отсутствие резко выраженной максимальной нагрузки ОЭС снизит потери электроэнергии в линиях, трансформаторах и т.д. Снизится необходимость вводов в период максимума нагрузки неэкономичных пиковых электростанций, перевода в форсированный режим всех генерирующих мощностей, что приведет к экономии топлива и т.д.

Потребители, рассчитываясь за электроэнергию по дифференцированным тарифам, эффективно участвуют в регулировании графика суммарной нагрузки, выигрывая при этом в величине платы за потребленную электроэнергию и мощность.

3. Реформирование платы за реактивную электроэнергию.

Согласно действующей методике плата за потребление и генерацию реактивной энергии определяются тремя составляющими

где − основная плата за потребление и генерацию реактивной энергии; − надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами компенсации реактивной мощности (КРМ); − скидки за участие потребителя в регулировании суточного режима энергосистемы.

Основная плата за потребление и генерацию реактивной энергии определяется по формуле

где − объем потребленной реактивной энергии в точке учета, кВАр∙ч; − объем генерации потребителем реактивной энергии в сеть энергопоставщика, кВАр∙ч; К=3 − коэффициент ущерба от генерации реактивной энергии из сети потребителя; − экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр; Т − средняя закупочная цена на электроэнергию, грн/кВт∙ч.

Штрафной коэффициент К, призванный учесть возможный ущерб энергопоставщику от генерации потребителем реактивной энергии в период ночных провалов графика нагрузки, произвольно принят равным 3. В итоге плата только за генерируемую реактивную энергию для потребителя составляет 90-95% общей стоимости.

Нельзя априори вводить для всех без исключения потребителей огромный штраф за возможный ущерб. Необходимо не допускать перекомпенсации на границе балансовой принадлежности и это может быть оговорено в договоре. Лишь при нарушении договорных условий к потребителю могут быть применены штрафные санкции.

Надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами КРМ предлагается в методике определять по формуле

где − базовое значение коэффициента стимулирования капитальных вложений в средства КРМ в электрической сети потребителя; − штрафной коэффициент, возрастающий от 1 до 4, начиная со значения и ниже.

В формуле для присутствуют сразу два штрафных коэффициента: , т.е. потребитель наказывается дважды.

На наш взгляд, за установку, управление, обслуживание и защиту КУ в своих электрических сетях потребитель должен получить долю эффекта от снижения

  • потерь активной электроэнергии (мощности) в электрических сетях энергопоставщика,
  • напряженности энергобалансов,
  • затрат топлива на генерирующих электростанциях, а также за услуги по поддержанию напряжения в соответствии с действующими стандартами.

Предлагается

Вариант 1.

Реактивная мощность узла нагрузки (потребителя) в режиме максимума покрывается мощностью , предоставляемой энергопоставщиком, и мощностью компенсирующего устройства , установленного у потребителя. В результате фактическое потребление реактивной мощности равно (рис.3)

.

В результате разгрузки линий по реактивной мощности переток к потребителю от энергопоставщика снижается на величину мощности конденсаторных установок

где − 30-минутный максимум активной нагрузки в расчетный период, кВт.

Рис.3. Треугольник мощностей при наличии КУ у потребителя.


Это приводит к

  • снижению потерь активной и реактивной мощностей в передающих элементах сети (линиях, трансформаторах)

,

;

  • снижению потери напряжения в линии

.

Выбор мощности КУ следует производить таким образом, чтобы на шинах у потребителя обеспечить надежность, качество и экономичность электроснабжения потребителей (1)-(2).

В варианте 1 оплате подлежит фактически потребленная реактивная мощность

Кроме того, потребитель оплачивает стоимость установки КУ, дополнительной аппаратуры управления и защиты с учетом расходов на их эксплуатацию.

В часы минимальных нагрузок в энергосистеме от предприятия требуется отключение КУ или полная компенсация реактивной мощности.

Экономический эквивалент реактивной мощности (ЭЭРМ) есть показатель удельной эффективности применения КУ, показывающий, как изменяются потери активной мощности в сети при изменении реактивной мощности на единицу для каждого конкретного потребителя индивидуально, исходя из реальных условий передачи ему реактивной мощности по сетям энергопередающей компании. Рассчитывается ЭЭРМ с помощью компютерной программы методом численного дифференцирования по формуле

Компютерный подход позволяет определять удельное снижение потерь активной мощности как сумму показателей для распределительной и питающей сетей

.

Вариант 2.

У потребителя отсутствует КУ и реактивная мощность узла нагрузки в режиме максимума покрывается мощностью, предоставляемой энергопоставщиком

Рис. 4. Треугольник мощностей при отсутствии КУ у потребителя.


Разгрузка элементов сети по реактивной мощности отсутствует и потери активной, реактивной мощностей и потери напряжения вычисляются по формулам

, ,

При этом потребителю не гарантируется надежность, качество и экономичность электроснабжения (1)-(2).

Помимо платы за потребленную энергию перечисленные факторы требуют от потребителя дополнительных затрат из-за кратковременных отключений потребителя,

Увеличение потерь напряжения в передающих элементах сети нарушает требование ГОСТ 13109-97 в отношении качества напряжения. Если требование ГОСТ не выполняется, то ущерб от отклонения напряжения от номинального значения в узлах нагрузки определяется по формуле

,

где b―стоимость ущерба в процентах в квадрате (%)2 на 1 кВт∙ч; отклонение напряжения в узле нагрузки по отношению к номинальному; dЭ − энергия, потребленная в промежутке времени t, для которого производится расчет.

Стоимость сверхнормативных потерь определяется как произведение тарифа Т на величину сверхнормативных потерь

.

В варианте 2 потребитель оплачивает не только потребленную реактивную мощность, равную его реактивной нагрузке , но и компенсирует затраты, связанные со сверхнормативными потерями активной энергии в питающей и распределительной сетях и нарушением качества энергии по напряжению в узлах нагрузки

.

Выводы

  1. В условиях рыночных отношений потребителю должна быть предоставлена альтернатива:
  • или установить компенсирующее устройство соответствующей мощности вблизи места потребления реактивной мощности и оплачивать только часть реактивной нагрузки (энергии) и дополнительную аппаратуру управления и защиту к нему с учетом расходов на эксплуатацию (причем в часы минимальных нагрузок от предприятия требуется полная компенсация реактивной мощности или отключение КУ)
  • или не устанавливать компенсирующее устройство, а платить за потребленную реактивную мощность (энергию) в полном объеме и возмещать тот ущерб, который может быть причинен избыточным перетоком реактивной мощности к потребителю.
  1. Численное дифференцирование позволяет определять экономический эквивалент реактивной мощности как сумму составляющих для питающих и распределительных сетей, что значительно повышает его точность расчетов.

4. Реформирование энергорынка

Рис. 4. Модель действующего оптового рынка электроэнергии (ОРЭ)


Недостатки действующей в Украине модели оптового рынка электроэнергии (рис. 4)

  • неэффективность формирования закупочных цен на электроэнергию от производителей;
  • неэффективность формирования средней оптовой цены на электроэнергию;
  • наличие перекрестного субсидирования как на уровне производителей, так и на уровне потребителей:
  • неэффективность формирования розничных тарифов на электроэнергию;
  • неурегулированны вопросы, связанные с потерями электроэнергии на ее передачу в распределительных сетях;
  • безадресность поставки электроэнергии потребителям.

Действующая модель украинского оптового рынка электроэнергии уже исчерпала себя и Украине следует переходить на прямые договора, как это делается во всем мире.

Рынок двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии

Рис.5. Модель рынка двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии.

Преимущества рынка двусторонних договоров

  1. Адресность поставки электроэнергии потребителям.
  2. Отказ от перекрестного субсидирования генерации и населения.
  3. Формирование системы розничных тарифов на электроэнергию не на затратной основе (затраты+норма рентабельности), а по предельной (замыкающей) стоимости электроэнергии (топлива), определяемой удельным приростом затрат на 1 кВт·ч дополнительной выработки электроэнергии в долгосрочном периоде.
  4. 4.Формирование широко дифференцированной системы розничных тарифов на электрэнергию (см. раздел 2).
  5. 5.Отказ от эквивалентирования элементов сети (линий, трансформаторов).
  6. Поэлементный, пофидерный расчет сети.
  7. Экономическое обоснование уровня нормативних потерь.
  8. Представление нагрузки фазными токами, а не средними мощностями.
  9. Учет неполнофазных режимов работы линий.
  10. Часть информации (например, токовая нагрузка фаз линий, сопротивле ние линий, напряжение в узлах нагрузки и др.) представлена в вероятностном виде.
  11. Ввод графической информации и компьютерное моделирование производится с помощью специализированного программного обеспечения Энерголокатор.

Список литературы

  1. Пелисье Р. Энергетические системы. ― М.: Высш.школа, 1982.
  2. Дерзский В.Г. Распределение технологического расхода электроэнергии в общих элементах электрической сети между различными потребителями //Энергетика и электрификация.-2001.- № 3.
  3. Лях В.В., Квицинський А.О. Оцінка втрат електроенергії при влаштуванні обліку з використанням вимірювальних трансформаторів//Новини енергетики.-2002.-№ 7.
  4. Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами // Офіційний вісник України.- 2002.- №6.
  5. Дерзский В.Г. Расчет тарифних коэффициентов по зонам суток к розничным тарифам для промышленных потребителей//Энергетическая политика Украины .-2004.-№ 6.
  6. Дерзский В.Г, Скиба В.Ф. Обоснование уровня нормативных потерь электроэнергии в распределительных сетях //Энергетические сети и системы.-2007.-№6.
  7. 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.
  8. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Влияние переключений в сетях 10(6) кВ на величину технических потерь электроэнергии //Энергосбережение Энергетика Энергоаудит.-2008.-№ 6.
  9. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях //Энергесбережение Энергетика Энергоаудит.-2009.- № 6.
  10. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Расчет платы за реактивную мощность //Энергосбережение Энергетика Энергоаудит.- 2009. – №11.
  11. Дерзский В.Г., Мозенков О.В. Анализ эффективности функционирования оптового рынка электроэнергии // Энергосбережение Энергетика Энергоаудит.- 2009. – №11.
  12. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф., Чекаленко М.И. Потребление электроэнергии населением// Енергетика та електрифікація.-2008.-№ 4.