Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии

Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем

Потребич А. А., канд. техн. наук ДонОРГРЭС

В настоящее время на Украине сложился достаточно устойчивый оптовый рынок электроэнергии, основными участниками которого являются три стороны. Это - генерирующие энергокомпании, Укрэнерго, которое объединяет электрические сети номинальным напряжением 220 кВ и выше, областные энергокомпании, состоящие из городских и сельских сетей напряжением 0,4 - 110 кВ.
Тарифы на электроэнергию для участников энергорынка, перепродавцов электроэнергии утверждаются независимой национальной комиссией регулирования электроэнергии (НКРЭ). При этом одна из основных задач персонала энергокомпаний - расчет и согласование приемлемой, хотя и не всегда реальной [1], нормативной характеристики потерь энергии (НХПЭ) для своих электрических сетей, так как по данной НХПЭ определяется коэффициент нормативных технологических затрат на передачу электроэнергии, который учитывается при расчете и согласовании тарифов на продаваемую передающими энергосистемами активную энергию. Поэтому проблема выбора мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем [2] сейчас отошла на второй план.

Часть схемы сети Правобережного ПЭС

В то же время часть облэнерго уже не принадлежит государству и проводить согласованную техническую политику в области выбора мероприятий по снижению потерь энергии, особенно, связанную с привлечением дополнительных материальных средств, становится значительно сложнее. При этом даже между государственными облэнерго и энергосистемами, обслуживающими магистральные сети 220 - 750 кВ, при совместном проведении этой политики могут возникать серьезные противоречия.
В контексте сказанного следует подчеркнуть, что эти же проблемы возникают для энергокомпаний РАО “ЕЭС России”. Магистральные сети 330 - 750 кВ также принадлежат отдельной энергокомпании, как и электрические сети 0,4 - 220 кВ дочерним областным энергокомпаниям.
В качестве примера рассмотрим выбор мероприятий по снижению потерь энергии для реальной электрической сети, представленной на рисунке. Очевидно, что согласно схеме этой сети между двумя подстанциями (ПС) напряжением 330/110/35 кВ практически параллельно работают линии 330 и 110 кВ. При этом к данным ПС и линиям 110 кВ подключены распределительные сети 35 кВ.
Аналогичные фрагменты сети характерны для электрических сетей практически всех энергосистем, а, в частности, данная схема соответствует части электрической сети 35 - 110 - 330 кВ Правобережного ПЭС Саратовэнерго [3]. При этом следует подчеркнуть, что по всем распределительным трансформаторам (РТ) ПС 35 кВ имелись ежемесячные пропуски электроэнергии через них, почасовые графики нагрузок за режимные дни, а по линиям и трансформаторам 110 и 330 кВ даже ежедневные пропуски электроэнергии и графики нагрузок и генераций за рабочие и выходные дни и т.д.
Режимная информация по данной сети 110 - 330 кВ хранилась в соответствующем ОИК энергосистемы с интервалом квантования 1 мин в течение 1 мес, а с интервалом 1 ч на протяжении года [4].
Для повышения достоверности режимной информации использовались метод и программа оценивания состояния стационарного режима данной электрической сети [3]. По этой исчерпывающей информации можно было определить потери энергии и выбрать мероприятия по их снижению для рассматриваемой электрической сети с помощью практически любых существующих методов их расчета [5] и с достаточно высокой степенью точности.
Рассмотрим решение вопроса выбора мероприятий по снижению технических потерь энергии для приведенной электрической сети. В то же время мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии в данной статье не рассматриваются. При этом следует подчеркнуть, что электрические сети номинальным напряжением 330 кВ и выше принадлежат магистральным сетям РАО “ЕЭС России”, а 220 кВ и ниже - областным энергокомпаниям (облэнерго). Поэтому для данной схемы (см. рисунок) на трансформаторах между сетью 330 и 35 - 110 кВ должны стоять коммерческие счетчики.
С учетом этих особенностей и рассмотрим вопрос выбора мероприятий по снижению потерь энергии в целом для этой сети.
На наш взгляд, сейчас наиболее эффективным мероприятием по снижению потерь энергии является оптимальная загрузка линий более высокого уровня напряжения [2]. Так, для нашего случая это большая и более оптимальная загрузка линий 330 кВ, и, как следствие, разгрузка параллельных линий 110 кВ.
Выполненные нами с учетом неоднородности графиков нагрузок и генераций оптимизационные расчеты [2] позволили уменьшить потери энергии в линиях 110 кВ на 37,3% при увеличении их в линиях 330 кВ на 14,3%. В то же время следует подчеркнуть, что в целом для рассматриваемой электрической сети 110 - 220 кВ эти потери уменьшились на 23,4%, т.е. данное мероприятие выгодно для электрической сети РАО “ЕЭС России”, и особенно для сети облэнерго. Однако при этом существенно повышаются потери энергии в магистральных сетях 330 кВ, которым и принадлежат трансформаторы 330/110 кВ, с помощью которых и была частично выполнена общая оптимальная загрузка данных линий 110 - 330 кВ. Поэтому персонал магистральных сетей может быть не очень заинтересован в реализации данного достаточно эффективного мероприятия по снижению потерь энергии в электрических сетях РАО “ЕЭС России”.
В продолжение этой темы проанализируем выбор точек деления для рассматриваемой электрической сети 35 кВ (см. рисунок). Так как мы располагали достаточно полной информацией о нагрузках этой сети, то данный выбор производился по их интегральным характеристикам с учетом сети более высокого уровня напряжения (110 - 330 кВ). Однако для нашего случая непонятно, зачем облэнерго иногда в ущерб себе при выборе точек деления сети 35 кВ учитывать сеть 330 кВ, принадлежащую магистральным электрическим сетям. При этом особенно трудно представить себе коммунальные электрические сети, не принадлежащие РАО “ЕЭС России”, которые будут выбирать точки деления своей сети 6 - 10 кВ с учетом сети более высокого напряжения, принадлежащей РАО “ЕЭС России”, и тем более расходовать средства на приобретение оборудования, предназначенного для снижения потерь энергии во всей электрической сети.
В частности, это относится к распространенному ранее мероприятию по снижению потерь энергии - приобретению и оптимальной установке в электрических сетях батарей статических конденсаторов (БСК). При этом следует подчеркнуть, что затраты на приобретение БСК будут нести конкретные коммунальные сети, а эффект от снижения потерь энергии может быть характерен для сетей РАО “ЕЭС России”.
Для данного случая непонятен и срок окупаемости этого мероприятия, так как нет четких критериев его оценки. Поэтому для эффективного решения вопроса о внедрении мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем, связанных с приобретением нового оборудования, в первую очередь, необходимо решить проблему быстрой окупаемости этих мероприятий.
Как вариант решения данного вопроса рассмотрим возможность расчета срока окупаемости устанавливаемой БСК. По укрупненным данным на октябрь 1999 г. для сетей среднего напряжения цена 1 квар установленной реактивной мощности БСК равна 4-5 дол. США, а для сетей низкого напряжения 6 дол. Для наших расчетов мы брали ее равной 5 дол. (125 руб.) за 1 квар установленной мощности, или по курсу Национального банка Украины порядка 22,5 гривны. Рассматривались эти расчеты на примере энергосистемы Донецкоблэнерго, которая покупает активную энергию на оптовом энергорынке по цене, колеблющейся в течение года от 92 до 100 гривен за 1 МВт-ч. Для оценочных расчетов брали ее равной 100 гривнам (550 руб.).
По этим данным были выполнены многочисленные расчеты потерь энергии для распределительных сетей 0,4 - 10 - 35 кВ с учетом установки предполагаемых БСК. При этом тангенс между реактивной и активной мощностью задавался в пределах от 0,6 до 0,67, а предлагаемая мощность БСК бралась не больше минимальных значений, используемых в расчетах реактивных графиков нагрузок. Срок окупаемости устанавливаемой БСК определялся отношением ее цены к стоимости величины снижения потерь энергии в год за счет установки данной БСК.
Как показывают многочисленные расчеты, для реальных электрических сетей 0,4 - 10 - 35 кВ при изменении процента потерь активной энергии от ее пропуска через эти сети от 5 до 10% срок окупаемости устанавливаемых БСК колеблется от 8 до 4 лет. При этом предполагалось, что на величину снижения потерь активной энергии в электрических сетях облэнерго за счет установки данной БСК покупается меньше этой энергии на оптовом рынке. В то же время хотелось бы подчеркнуть, что сейчас при существующей инфляции срок окупаемости оборудования, устанавливаемого только для снижения потерь энергии в электрических сетях (БСК, синхронные компенсаторы и т.д.), должен быть сокращен до 2 - 3 лет.
Это предлагается выполнять за счет согласования в Федеральной энергетической комиссии (ФЭК) соответствующих коэффициентов коррекции технологических затрат электроэнергии на ее передачу при расчете тарифов на активную энергию для потребителей энергосистем именно на эти 2 - 3 года, что будет не только стимулировать энергосистемы на приобретение данного оборудования, но и, как следствие, позволит развивать его производство.

При этом нужно бы отметить, что согласно отраслевой инструкции [6] эффект от снижения потерь энергии за счет установки БСК и реальных цен на активную энергию должен быть значительно больше, а срок окупаемости меньше, чем в наших расчетах. Однако следует подчеркнуть, что приведенные в этой инструкции укрупненные величины определялись до обвала производства при более полной загрузке РТ. Если определить данные укрупненные величины сейчас при существенном снижении реактивной нагрузки, то результаты этих расчетов будут близкими к нашим.
В то же время при практически реальных затратах на энергоносители тарифы на активную энергию для энергокомпаний Минэнерго Украины близки к мировым. При этом для распределительных сетей 0,4 - 6 - 10 кВ Минэнерго срок окупаемости устанавливаемых БСК составляет 4 - 6 лет. Стоимость энергоносителей в России существенно занижена, и, как следствие, тарифы на активную энергию также не очень велики. Поэтому срок окупаемости устанавливаемых БСК составляет более десяти лет, т.е. в настоящее время срок окупаемости БСК, устанавливаемых в электрических сетях энергокомпаний, очень большой, а влиять на снижение его величины практически невозможно. Негативным в этом случае является то, что энергопредприятия не заинтересованы в покупке оборудования, которое служит для снижения потерь энергии в их электрических сетях, из-за низких тарифов на данную активную энергию, и, как следствие, соответствующим заводам производить это оборудование также невыгодно. В то же время особенно неприятным является тот факт, что предприятиям нет большого смысла бороться за снижение энергоемкости своего производства, а иногда и производимого ими оборудования. При этом следует подчеркнуть, что тарифы на продаваемую областными энергокомпаниями электроэнергию за последние 3 - 4 года существенно не изменились [7].
В заключение хотелось бы отметить, что в дополнение к сказанному существует еще обширный комплекс мер, с помощью которых также можно влиять на проведение согласованной технической политики в области снижения потерь энергии в электрических сетях энергосистем. В частности, к этим мерам относятся вопросы:
снижения себестоимости выработки, передачи и распределения электроэнергии;
оптимальной стратегии технического перевооружения и реконструкции электрических сетей на стадии их проектирования;
оптимизации режимов электрических сетей за счет малозатратных мероприятий;
обеспечивания прибыли от продажи электроэнергии для инвестирования ее части в развитие электрических сетей и снижение потерь;
стимулирования персонала за снижение потерь электроэнергии;
создания экономического механизма взаимодействия различных предприятий, при котором бы сочетались интересы государственных и акционерных обществ и др.

Выводы

1. В настоящее время при широком развитии рыночных отношений между энергокомпаниями нужно активно влиять на эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем за счет стимулирования их внедрения через тарифы на продаваемую данными энергокомпаниями активную электроэнергию. При этом существует обширный комплекс мер, с помощью которых можно проводить согласованную техническую политику в области снижения потерь энергии.
2. Из-за низкой себестоимости и тарифов на продаваемую активную энергию у предприятий нет объективных стимулов для снижения энергоемкости своего производства, а иногда и производимого ими оборудования.

Список литературы

1. Потребич А. А., Ткачев В. И., Овчинникова H. С. К вопросу о   нормировании потерь энергии в электрических сетях Облэнерго. - Энергетика и электрификация, 1997, № 5.
2. Железко Ю. С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989.
3. Потребич А. А., Константинов В. В. К расчету потерь энергии и выбору мероприятий по их снижению методом доминирующих гармоник. - Электрические станции, 1991, № 11.
4. Потребич А. А. Анализ вероятностно-статистических характеристик нагрузок электрической сети энергосистемы.- Изв. вузов. Энергетика, 1998, № 3.
5. Потребич А. А. Методы расчета потерь энергии в питающих электрических сетях энергосистем. - Электричество,
6. № 9.
7. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и объединений. М.: Союзтехэнерго, 1987.
8. О концепции формирования и развития экономических отношений в системе России на современном этапе / Дорофеев В. В., Образцов С. В., Эдельман В. И., Кузьмин В. В. - Электрические станции, 1997, № 9.