Татьяна АЛБУЛ,
Начальник отдела оптимизации электрической сети компании АО «ОЭСК»
В связи с углублением рыночных преобразований, упорядочиванием требований со стороны оптового рынка к оплате потерь в электрических сетях и появлением многочисленных сетевых компаний, возникших в результате реструктуризации энергетики, обостряется вопрос нормирования технических потерь, соответственно, оценки их фактических значений по результатам работы компании в отчетный период. На сегодняшний день в ДКРЕМ (департамент комитета по регулированию естественных монополий) этот вопрос решается, путем изменения абсолютной величины объемов входа в сеть через изменение абсолютного значения (кВт*ч) планируемых объемов нормативных потерь только в меньшую сторону, снижая тариф. Таким образом, сводя на ноль всю работу по эффективности мероприятий (контроль режимов сети, выбор оптимальных точек подключения к сети новых мощностей потребления, управление режимом работы трансформаторных подстанций и т.д.) по снижению технических потерь в электрических сетях.
Нормативы потерь электроэнергии в электрических сетях должны находиться под контролем Министерства энергетики, а не под контролем Министерства национальной экономики и подведомственными структурами (КРЕМ, ДКРЕМ).
ДКРЕМ, не принимая во внимание экспертизу нормативных потерь у технических экспертов (которые имеют лицензию на проведение экспертизы расчетов и нормирование потерь электроэнергии в сетях национальной компании KEGOC, а также в сетях предприятий регионального и местного уровней), на протяжении нескольких лет (с 2006 года) снижает абсолютную величину потерь без обоснования технических параметров сети.
Потери электрической энергии при её передаче по электрическим сетям (далее потери) — один из важнейших показателей энергетической и экономической эффективности электросетевого комплекса Казахстана, измеряемый несколькими миллиардами тенге. Потери зависят от большого количества влияющих факторов: технических параметров и конфигурации электрических сетей, загрузки и режимов их работы, качества электроэнергии, надёжности работы оборудования, межсистемных и
межсетевых потоков мощности и электроэнергии, погодных условий, времени года и суток, состояния систем учёта и сбора данных об отпуске электроэнергии в сеть, полезного отпуска и др.
Нормирование потерь электрической энергии региональных энергетических компаний (РЭК) базировалось на поэлементных ежемесячных расчётах потерь электроэнергии в сетях классов напряжения 220, 110, 35, 10 — 6 кВ, находящихся на балансе компаний.
Расчёты нагрузочных потерь в линиях и трансформаторах, и потерь холостого хода за базовый год, производились по каждой линии 220 — 6 кВ в основном с помощью Программно-технического комплекса «РТП 3» и программы RPOT, оставшейся в некоторых компаниях.
На основании расчётов потерь холостого хода трансформаторов и нагрузочных потерь в линиях и обмотках трансформаторов по каждому уровню напряжения формируются нормативные характеристики потерь электроэнергии (НХПЭ) базового периода, представляющие собой зависимости параметров и технического состояния сетей каждого напряжения от режимов их работы.
Достоинствами нормирования и анализа потерь по НХПЭ и структурно-балансовым моделям потокораспределения электроэнергии являются: наглядность и прозрачность распределения электроэнергии и потерь по классам напряжения (структурно-балансовые модели потокораспределения электроэнергии); возможность сравнительного анализа перетоков и расчётных потерь электроэнергии в динамике; возможность получения при правильном прогнозе перетоков электроэнергии по уровням напряжения достаточно точных прогнозных потерь электроэнергии как по уровням напряжения, так и в целом по предприятию; возможность переутверждения норматива потерь в случае реорганизации предприятия, изменения балансовой принадлежности отдельных электрических сетей в составе предприятия, изменения составляющих потерь, коэффициентов нормативных характеристик потерь НХПЭ; возможность после анализа баланса электроэнергии на прогнозируемый период с помощью расчётных коэффициентов НХПЭ по классам напряжения и остальных нормативных составляющих потерь составить структурно-балансовую модель потокораспределения на прогнозируемый период с последующей проверкой достоверности прогноза и корректированной НХПЭ.
В рамках перехода энергетики на путь значительного роста «Зеленной энергии», в структуре производства на рынке электроэнергии РК, на сегодняшний день мы вынуждены транспортировать выработанную электроэнергию ВИЭ по своим сетям без учета в НХПЭ в своих сетях.
В соответствии с Законом Республики Казахстан «О поддержке использования возобновляемых источников энергии» (далее – ВИЭ) для производителей чистой энергии предусмотрена возможность реализовать произведенную электроэнергию от ВИЭ в сети общего пользования, по специальным тарифам через расчётно – финансовый центр поддержки ВИЭ, который гарантирует закуп электрической энергии от ВИЭ. Предусмотрено обязательное подключение объектов для использования ВИЭ к сетям энергопередающих организаций, где сетевая компания должна покрыть все
расходы по подключению объекта ВИЭ, включая усиление сети, освобождение от оплаты услуг энергопередающих организаций на передачу электрической энергии, определен приоритет для ВИЭ при передаче электроэнергии по сетям. Эти меры государственной поддержки в виде гарантированной покупки электроэнергии позволяют стимулировать развитие ВИЭ.
Причины более высоких затрат на передачу для ВЭС и СЭС: необходимость строить непропорционально больше линий, поскольку ЛЭП необходимо масштабировать до максимальной, а не средней мощности; как правило, между тем, где происходит использование возобновляемой энергии, и тем, где она потребляется, расстояние может быть гораздо больше, по сравнению с традиционным производством; возобновляемая электроэнергия и установленное вспомогательное оборудование не обладает таким же уровнем контроля над аспектами энергосети (мощность тока, амплитуда и т.д.), в отличии от традиционных электростанций.
Электричество – уникальный по своим свойствам товар, его невозможно хранить (без применения специальных батарей накапливания), каждая произведенная единица энергии должна быть мгновенно потреблена. Даже наличие устройств аккумуляции энергии ничего, в рамках глобальности процесса, в данном факте не меняет. С точки зрения энергосетей любое устройство хранения в какой-то момент времени выступает как потребитель энергии, затем в какой-то следующий момент времени оно же выступает уже как генератор энергии. С учетом данного факта, подключение ВИЭ к сетям энергопередающей организации влечет значительные изменения в потоках мощности передающей сети, увеличение потоков мощности между сетями разных классов напряжения, соответственно этот факт должен отражаться на изменении норматива электрической сети.
На сегодняшний день на многих подстанциях идет модернизация оборудования. Модернизация электрических подстанций подразумевает замену высоковольтного оборудования: выключатели, разъединители и изоляторы, трансформаторы тока и напряжения, ограничители перенапряжения и пр.
Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей предусмотрено: — замена морально и физически изношенных отделителей и короткозамыкателей (ОД/КЗ) производства СССР на современные элегазовые выключатели. В связи с этим меняется норма расхода электроприемниковна собственные нужды ПС.
С учетом замены ОД/КЗ на выключатели, напряжением 110 кВ, норма расхода электроэнергии в разы увеличится, в усредненном значении составляет порядка 14,2 тыс.кВт.ч/год на единицу оборудования вместо 1,1 тыс.кВт.ч/год.
В период формирования новой модели функционирования рынка электроэнергетики и формирования процесса стимулирующего тарифного регулирования, хотелось бы, все таки, поднять следующие вопросы:
1. Почему НХПЭ рассматриваются (утверждаются, согласовываются) в ДКРЕМ, а не в Министерстве Энергетики, как отраслевого уполномоченного органа?
2. Что согласно нормативно-правовым актам НПА вкладывается в понятие и/или токование НХПЭ?
3. Нужно ли для наших электросетевых компаний учитывать факторы и погодные условия, которые влияют на величину НХПЭ?
4. Возможно, ли добиться баланса интересов между потребителем и электросетевой компанией путем корректировки абсолютных величин НХПЭ в период долгосрочного утвержденного тарифа при изменении объемов передач, ведь при изменении объемов передач меняется и направление потока распределения, а следовательно, и схема сети, и режим работы сети и НХПЭ (так как поток электроэнергии может протекать совершенно по другим линиям электропередач, у которых другая марка провода и сечения от которых создаются незаложенные в норматив потери), в то же время искусственное снижение затрат на компенсацию технических потерь электроэнергии и создает дефицит средств для оказания качественных услуг для тех же потребителей?
При внедрении автоматизированных систем контроля и учёта электрической энергии (АСКУЭ) технические потери вырастают за счёт GSM-модемов, PLC-модемов и оборудования сбора и передачи данных (устройство сбора и передачи данных – УСПД). На каждой ПС, РП, ТП, КТП, оборудованной системой АСКУЭ, устанавливается шкаф учёта с контроллером УСПД, для работы которого требуется электрическая энергия. Если сравнить потребление прибора учёта, оснащённого каким-либо из модемов то оно будет выше, чем у прибора учёта без него.
Пример: согласно «Руководству по эксплуатации» на счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный МИР С-03, М08.112.00.000 РЭ потребление цепями напряжения активной мощности для каждой цепи, без GSM-модема составляет 1,5 Вт, а с GSM-модемом составляет 3 Вт.
Для электросетевых компаний затраты на компенсацию потерь являются все же переменными затратами, и конечно большое влияние на их уровень влияет объем перетока/транзита потребителей по электрическим сетям. В то же время относительные потери в электрических сетях Казахстана в несколько раз выше потерь в сетях промышленно развитых странах, и одним из факторов такого различия — эта конфигурация и изношенность наших сетей. Многочисленные расчёты показывают, что имеется существенный потенциал по их снижению. Для выявления, обоснования и практической реализации этого потенциала необходимы постоянный мониторинг и анализ структуры технических потерь по уровням напряжения, подразделениям электросетевых компаний, оборудованию электрических сетей, временным периодам с учётом перечисленных влияющих факторов. Таким образом, нужны стимулирующие методы регулирования процесса снижения потерь, например: дать возможность энергопередающей компании самостоятельно распоряжаться экономией по статье «компенсация потерь на ремонт и модернизацию своего оборудования» для улучшения качества оказания услуг потребителям.
В каждом конкретном случае должна решаться достаточно сложная задача определения потенциала для снижения потерь на основе электротехнических расчетов, исходя из технико-экономического обоснования и соответствующих мероприятий. Решать эту задачу должны специалисты Министерства энергетики республики Казахстан. А снижение нормативных потерь электроэнергии по директивному принципу противоречит законам физики, что приводит к искажению фактической составляющей тарифа на передачу и распределение электроэнергии.
