Особенности расчета нормативов потерь электроэнергии для территориальных сетевых организаций - Электроснабжение - Промышленная энергетика - Каталог статей

Особенности расчета нормативов потерь электроэнергии для территориальных сетевых организаций

Папков Б. В., доктор техн. наук, Вуколов В. Ю., инж. НГТУ им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород

Рассмотрены особенности расчета нормативов потерь для территориальных сетевых организаций в современных условиях. Приведены результаты исследования методов расчета потерь в сетях низкого напряжения.

Ключевые слова: сетевые организации, методы расчета потерь электроэнергии.

Вопросы, связанные с транспортом и распределением электрической энергии и мощности по электрическим сетям, решаются в условиях естественного монополизма территориальных сетевых организаций (ТСО). Экономическая эффективность их функционирования во многом зависит от обоснованности материалов, предоставляемых в службы государственного регулирования тарифов. При этом серьезных усилий требует расчет нормативов потерь электрической энергии.

В [1] остается нерешенным ряд проблем, возникающих на этапах подготовки обосновывающих материалов по нормативам потерь, их экспертизы, рассмотрения и утверждения. В настоящее время ТСО приходится преодолевать следующие трудности:

необходимость сбора и обработки достоверных исходных данных для расчетов нормативов потерь;

недостаточное количество персонала для сбора и обработки данных измерений нагрузок электрических сетей, выявления бездоговорного и безучетного потребления электроэнергии;

нехватка современных приборов учета электроэнергии для достоверного расчета балансов электроэнергии как по сети в целом, так и по отдельным ее частям: подстанциям, линиям, выделенным участкам сети и т. п.;

отсутствие приборов учета электроэнергии для разделения потерь электроэнергии от собственного потребления и на оказание услуг по передаче электроэнергии субабонентам; специализированного программного обеспечения у ряда ТСО; необходимых материальных, финансовых и людских ресурсов для практической реализации программ и мероприятий по снижению потерь; нормативно-правовой базы для борьбы с бездоговорным и безучетным потреблением электроэнергии;

сложность и трудоемкость расчетов нормативов потерь (особенно в распределительных электрических сетях 0,4 кВ), практическая невозможность достоверной оценки их точности;

недостаточность проработки методов достоверной оценки технико-экономической эффективности мероприятий и программ снижения потерь электроэнергии;

трудности разработки, согласования и утверждения сводных прогнозных балансов электроэнергии на регулируемый период из-за отсутствия соответствующих методик и достоверной статистики по динамике составляющих баланса.

Особое внимание следует уделить расчету потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ вследствие их исключительной социальной важности (по России в целом они составляют около 40 % суммарной протяженности всех электрических сетей). На этом напряжении осуществляется потребление электрической энергии конечными электроприемниками: в большой химии — 40 - 50 %, в машиностроении — 90-95 %, в коммунально-бытовой сфере — практически 100%. От надежности работы сетей 0,4 кВ и их загрузки в значительной степени зависят качество и экономичность электроснабжения потребителей.

Расчет нормативов потерь в сетях 0,4 кВ — один из наиболее трудоемких. Это связано со следующими особенностями:

разнородностью исходной схемотехнической информации и низкой ее достоверностью;

разветвленностью воздушных линий 0,4 кВ, при расчете потерь в которых требуется наличие поопорных схем с соответствующими параметрами;

динамикой изменения схемных и особенно режимных параметров;

исполнением участков сетей с различным числом фаз;

неравномерностью загрузки фаз; неодинаковостью фазных напряжений на шинах питающей ТП.

Необходимо подчеркнуть, что методы расчетов потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,4 кВ должны быть в максимальной степени адаптированы к имеющимся в условиях эксплуатации сетей схемным и режимным параметрам с учетом объемов исходной информации.

Обследование 10 ТСО Нижегородской области, выполнение расчетов нормативов потерь, их экспертиза и утверждение позволяют структурировать создаваемые ТСО на следующие группы [2]:

Появление организаций — правопреемников ранее существовавших АО-энерго — связано с реструктуризацией и ликвидацией РАО "ЕЭС России". Расчет и утверждение нормативов потерь для ТСО данной группы требуют минимального вмешательства сторонних исследователей, поскольку для них эта задача неновая: имеются довольно долгая предыстория, персонал с большим опытом расчетов, максимальная информационная обеспеченность. Методические материалы [1] ориентированы главным образом на особенности эксплуатации именно этой группы ТСО.

Анализ проблем, связанных с определением нормативов потерь для предприятий второй группы, показывает, что сегодня остро не хватает персонала, готового применять не адаптированную к реальным условиям работы таких ТСО существующую методику расчета нормативов потерь. В данном случае целесообразно привлекать для расчетов и утверждения нормативов потерь внешние специализированные компании. При этом отпадает необходимость в дорогостоящем специальном сертифицированном программном обеспечении, имеющемся у сторонних исследователей. Если же рассматривать задачу утверждения тарифа на услуги транспорта электроэнергии по заводским сетям как более общую, в которой расчет норматива потерь является всего лишь ее составляющей (хотя и важной), то возникает юридическая проблема правомерности применения ретроспективной технико-экономической информации в условиях изменения формы обслуживания электрооборудования.

При расчете потерь в сетях 0,4 кВ таких ТСО наиболее остро стоит проблема разделения единой системы электроснабжения на транспортную и технологическую части. Под последней подразумеваются участки транспортной сети, обеспечивающие непосредственно конечное преобразование электроэнергии в иные ее виды. Учитывая реальное распределение точек подключения сторонних потребителей, объемы полезного отпуска по уровням напряжения и сложности расчета потерь в сетях 0,4 кВ, практически во всех случаях целесообразно полностью отнести эти сети к технологической части.

ТСО, относимые к третьей группе, образуются в результате вынужденных мер, предпринимаемых государством и частным бизнесом для ликвидации недопустимого положения, когда из-за отказа от непрофильных видов деятельности или банкротства различных предприятий большое количество электроустановок (в основном напряжением 10-6-0,4 кВ) было брошено прежними владельцами. В настоящее время техническое состояние многих таких электроустановок можно охарактеризовать как неудовлетворительное. Однако вывод их из работы невозможен вследствие социальной значимости. С учетом этого в регионах реализуется программа восстановления ветхих и "бесхозных" сетей, финансирование которой осуществляется, в том числе и централизованно, из федерального бюджета. В большинстве случаев электрооборудование принимается на баланс органами местного самоуправления, которые и решают задачу обеспечения его нормального функционирования. На основании опыта Нижегородской области можно сделать вывод, что главное направление использования указанного оборудования — передача его в аренду государственным и частным специализированным компаниям.

Из-за рассредоточения сетей таких ТСО по разным административным районам для решения задач передачи и распределения электроэнергии, обеспечения работоспособности электрических сетей (монтаж, наладка, ремонт и техническое обслуживание электротехнического оборудования и средств защиты электрических сетей) возможны два пути: создание собственной эксплуатационно-ремонтной службы (что вследствие охвата большой территории приведет к увеличению длительности обслуживания оборудования) или заключение договоров на техническое обслуживание со службами АО-энерго. При этом оперативность будет обеспечена, но целесообразность существования организаций такого типа теряет смысл. В настоящее время ТСО третьей группы проводят работы по установке узлов учета электроэнергии, финансируемые в рамках областной программы восстановления ветхих сетей и из иных источников. Решаются вопросы организации системы сбора и обработки информации о показаниях счетчиков электрической энергии с привлечением специализированных организаций. Однако большие стоимость и объем необходимых работ, а также имеющиеся противоречия между участниками процесса формирования системы учета электроэнергии потребуют длительного времени на их полное завершение.

В условиях действующей системы тарифо- образования на транспорт электрической энергии основу расчета составляют информация о технико-экономических характеристиках используемого электрооборудования и ретроспективная информация о фактических издержках на осуществление функционирования ТСО в предыдущем (базовом) периоде. Для вновь создаваемых ТСО третьей группы это — труднопреодолимое препятствие.

С точки зрения расчета норматива электрических потерь ТСО данного класса создают наибольшие проблемы. Основные из них:

практически нет паспортных данных на электрооборудование;

отсутствуют однолинейные схемы электрических сетей, поопорные схемы воздушных линий электропередачи (BJI) и схемы трасс проложенных кабельных линий (КЛ);

часть участков ВЛ и КЛ таких сетей не имеют непосредственных связей с другим оборудованием рассматриваемых ТСО и являются элементами присоединений иных ТСО.

В данной ситуации можно использовать методы принятия решений в условиях недостатка и неопределенности исходной информации. Это позволяет достичь позитивных результатов уже потому, что дается обоснованное предпочтение тем вариантам, которые оказываются наиболее гибкими и обеспечивающими наибольшую эффективность. Один из них — метод экспертных оценок. Его применение для каждой конкретной ТСО третьей группы является единственно возможным способом количественной оценки показателей, необходимых для расчета потерь электроэнергии на начальном этапе функционирования сетевых организаций.

В качестве примера рассмотрим особенности расчета нормативов потерь электроэнергии для организации (условно названной ТСО-энер- го), электрооборудование которой рассредоточено на территории 17 районов Нижегородской области. Источниками исходной информации об электрооборудовании и режимах работы ТСО-энерго к моменту начала обследования были договоры аренды электрооборудования и сооружений, договоры на техническое и оперативное обслуживание, заключенные его администрацией с филиалами ОАО "Нижновэнерго" на местах и с гарантирующим поставщиком электроэнергии по региону. Ввиду невозможности на начальном этапе функционирования ТСО-энерго в качестве электросетевой организации осуществлять учет транспортируемой электрической энергии с помощью электрических счетчиков объемы передаваемой электроэнергии определяли расчетным путем.

В ходе обследования электроустановок была получена дополнительная информация о сетях 0,4 кВ, питающихся от ТП, арендуемых ТСО-энерго у администраций только двух районов области. В результате анализа полученных данных эксперты качественно определили конфигурацию сетей 0,4 кВ исследуемой организации, провели разделение общей длины (общего числа пролетов) фидеров 0,4 кВ на магистральные участки и ответвления (с учетом числа фаз), получили средние значения таких параметров, как число фидеров 0,4 кВ на одно ТП (2,3); сечение головного участка магистрали фидера ЛЭП 0,4 кВ (38,5 мм²), сечения кабельных (50 мм²) и воздушных (35 мм") ЛЭП 6 кВ.

Информация об электрических сетях 0,4 кВ всех 17 районов структурирована на основе экстраполяции результатов анализа поопорных схем электрических сетей по выборке из двух. Согласно экспертному заключению, данные районы являются типовыми для ТСО- энерго, и экстраполяция результатов выборки не искажает общую картину конфигурации сетей организации в целом. Ниже приведены полученные значения норматива потерь электроэнергии AW_Hn3, тыс. кВт • ч (%), на период регулирования, равный 1 году, для сетей 6- 10 и 0,4 кВ:

В сложившейся ситуации с учетом состояния электроустановок большинства ТСО наи

более эффективным, а иногда и единственно возможным для расчета потерь в сетях 0,4 кВ был метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Однако согласно последней редакции [1] его использование возможно лишь при питании сети низкого напряжения не менее чем от 100 ТП, что существенно ограничивает применение метода для расчета потерь в сетях ТСО. Здесь возможна ситуация, когда полученный расчетным путем и обоснованный наличием подтверждающих документов норматив потерь электроэнергии в сетях низкого напряжения будет значительно ниже отчетных потерь в них ввиду сложности, а иногда и невозможности сбора исходной информации для расчетов. Это в дальнейшем может привести к банкротству ТСО и появлению "бесхозных" электрических сетей. Поэтому были исследованы разные методы расчета нормативов потерь электроэнергии в сетях низкого напряжения с целью проведения сравнительного анализа точности расчета каждого из предлагаемых в [1] подходов.

Для расчета нормативов потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ при известных их схемах применяются те же алгоритмы, что и для сетей 6-10кВ, которые реализуются по методу средних нагрузок или методу числа часов наибольших потерь мощности. Вместе с тем существующими методиками предусмотрены специальные оценочные методы, определяющие порядок расчета нормативов потерь в сетях низкого напряжения (метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети, а также метод оценки потерь с использованием измеренных значений потерь напряжения) [1].

Для проведения численного анализа точности расчетов указанными методами определены потери электрической энергии на основе схемы электроснабжения бытовых потребителей 0,4 кВ. Расчетная модель сети 0,4 кВ представлена на рисунке (где Н — нагрузка). Наличие полного объема информации о ее конфигурации и режиме позволяет рассчитать потери электроэнергии AW пятью методами. Результаты расчетов представлены в табл. 1.

Метод расчета	A W, кВт • ч (%)	8 W, %
Метод характерных сезонных суток	11997,51 (3,837)	0
Метод средних нагрузок	12613,638 (4,034)	5,14
Метод числа часов наибольших потерь мощности	12981,83 (4,152)	8,20
Метод оценки потерь с использованием измеренных значений потерь напряжения	8702,49 (2,783)	-27,46
Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети	11867,21 (3,796)	- 1,09

Наиболее достоверны результаты, полученные поэлементным расчетом сети 0,4 кВ методом характерных сезонных суток. Однако при этом необходимо иметь полную информацию о конфигурации сети, марках и сечениях проводов, токах в фазных и нулевых проводах, получение которой весьма затруднительно. Более простым с этой точки зрения является расчет потерь электроэнергии методом средних нагрузок или методом числа часов наибольших потерь мощности. Но использование данных методов также требует весьма трудоемкого поэлементного расчета сети при наличии исходной информации о токах и потоках активной мощности по линиям, сбор которой для многих сетевых организаций также практически невозможен. Анализ результатов потерь в расчетной модели путем применения метода средних нагрузок и метода числа часов наибольших потерь мощности показывает завышение потерь электроэнергии по сравнению с результатом, полученным методом характерных сезонных суток.

Использование метода оценки потерь электроэнергии по измеренным значениям потерь напряжения в условиях рассматриваемой модели сети приводит к существенному занижению норматива рассматриваемых потерь. Потери напряжения в линиях 0,4 кВ не могут быть измерены в полном объеме, а их достоверность не может быть оценена при проверке результатов расчета. В связи с этим метод является скорее теоретическим, он неприменим для практических расчетов, результаты которых должны быть приняты регулирующим органом.

Поэтому согласно проведенным исследованиям наиболее эффективным представляется метод оценки потерь электроэнергии по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Он наименее трудоемок с точки зрения сбора достаточного для расчета количества исходной схемотехнической информации. Результаты при его использовании в расчетной модели имеют малое расхождение с данными поэлементного расчета даже на уровне определения потерь в двух фидерах, питающихся от одной ТП. С учетом реальных схем низкого напряжения существующих ТСО, в которых количество фидеров 0,4 кВ достигает нескольких десятков и сотен, погрешность применения данного метода оценки потерь будет еще меньше, чем на уровне рассмотренной расчетной модели. Другим достоинством этого метода является возможность определения потерь в произвольном количестве линий электропередачи одновременно. К основным его недостаткам следует отнести невозможность детального анализа потерь в сети 0,4 кВ и разработки на основании полученных данных мероприятий по их снижению. Однако при утверждении нормативов потерь электроэнергии в целом по сетевой организации в Министерстве энергетики РФ данная задача — не главная.

Положительный опыт обследования ряда сетевых организаций позволяет проанализировать динамику изменения нормативов потерь электрической энергии в сетях рассматриваемых ТСО. В качестве объектов исследования выбрали две организации второй группы (условно обозначенные ТСО-1 и ТСО-2) и шесть третьей группы (ТСО-3 - ТСО-8). Итоги расчета их нормативов потерь в 2008 - 2009 гг. представлены в табл. 2.

В результате было установлено, что невозможно выделить единые тенденции изменения нормативов потерь в целом для рассмотрен-

ных организаций, поэтому необходима разработка мероприятий по снижению потерь для каждой ТСО в отдельности.