Нормирование технологических потерь электроэнергии в сетях - новая методология расчета.6
Потери или транспортные услуги?
Производство на электростанциях каждого киловатт-часа требует определенных затрат, поэтому стоимость «потерянных» киловатт-часов должна быть возмещена увеличением стоимости энергии, дошедшей до потребителя. Фактически это представляет собой оплату услуг сети, транспортировавшей электроэнергию от электростанций до мест ее продажи потребителям, и аналогично оплате покупателем перевозки любого крупногабаритного товара, приобретенного им в магазине. Разница заключается в том, что за электроэнергией не надо идти в магазин – она уже доставлена непосредственно на дом, а потому транспортная услуга автоматически вошла в стоимость энергии и покупателю не нужно осуществлять два платежа – один за товар, другой за его транспортировку. Следует иметь в виду, что покупатель электроэнергии не может, как в случае с другим товаром, выбрать более дешевую транспортную контору – сеть одна (естественный монополист) и законы рынка в отношении цены ее услуг не действуют (нет конкурента). Поэтому проверку обоснованности этой цены (т.е. уровня потерь) делают государственные органы – региональные энергетические комиссии (РЭК). Как они могут осуществить такую проверку? Единственной величиной, известной достоверно и не требующей проверки, являются фактические (отчетные) потери. Они представляют собой простую разность между количеством электроэнергии, полученной сетью от электростанций, и электроэнергией, оплаченной потребителями. Например, если в течение месяца от станций получено 100 млн. кВт·ч, а оплачено 84 млн. кВт·ч, то потери составили 16 млн. кВт·ч. Означает ли это, что стоимость энергии, получаемой потребителем, должна быть увеличена в 100/84=1,19 раза по сравнению с ее отпускной ценой с электростанций? Ведь вполне возможен вариант, что из 16 млн. кВт·ч половина представляет собой не транспортный расход, а хищения энергии. И их предлагается оплатить законопослушным гражданам? Если бы в тариф включались все фактические потери, энергоснабжающей организации не надо было бы особо заниматься поиском хищений, – всё равно, те, кто платит, оплатят электроэнергию и за тех, кто ворует. Вот именно здесь и проявляется поле деятельности РЭК, которая должна оценить, соответствует ли уровень потерь, предлагаемый энергоснабжающей организацией для включения в тариф, техническим параметрам оборудования сети или покрывает и часть хищений? Как правильно установить уровень потерь (норматив), включение которого в тариф экономически обосновано? Решить эту задачу можно, лишь правильно представляя себе реальную структуру отчетных потерь. Четыре составляющих потерь.
Структура потерь может быть представлена с различной степенью детализации. Можно выделять в общих потерях потери в различных группах элементов (в линиях, трансформаторах и т.п.), потери различной динамики изменения (переменные и условно-постоянные) и т.п. Детальная структура потерь необходима для поиска очагов потерь и разработки конкретных мероприятий по их снижению. Таких мероприятий могут быть десятки и сотни. Для оценки же обоснованности уровня потерь, включаемых в тариф, достаточно использовать их укрупненную структуру, в которой потери разделены на составляющие, исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений. В соответствии с этим фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие: 1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Технические потери не могут быть измерены. Их значения получают расчетным путем на основе известных законов электротехники; 2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд; 3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения (инструментальные потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы используемых приборов; 4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями показаниям счетчиков и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих, представляющих собой технологические потери. Из приведенной структуры очевидно, что основной задачей при рассмотрении обоснованности заявки энергоснабжающей организации является правильная оценка первых трех составляющих потерь электроэнергии. Коммерческие потери представляют собой разность между известными отчетными потерями и рассчитанными технологическими потерями. Каково сейчас состояние проработки методов расчета каждой из трех перечисленных составляющих потерь? В плюс или в минус?
Методы расчета технических потерь электроэнергии разрабатывались и совершенствовались в течение длительного времени [1]. В настоящее время они внедрены в большинстве АО–энерго и у специалистов практически нет разногласий по принципиальным положениям методологии их расчета. Фактический расход электроэнергии на собственные нужды подстанций фиксируется счетчиками, а нормативный расход определяют в соответствии с действующей инструкцией [2]. Несмотря на то, что этот документ весьма старый и необходим его пересмотр с целью корректировки численных значений норм расхода и дополнения нормами для новых типов оборудования, появившегося после выхода Инструкции в свет, сама методология нормирования также не вызывает особых споров. Менее проработанной является методология расчета и нормирования потерь, обусловленных погрешностями приборов учета электроэнергии. Многочисленные публикации по этому вопросу сплошь и рядом подтверждают – реальные ситуации соответствуют недоучету, а не переучету энергии. И причины этого следующие:
технические характеристики новых трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) таковы, что в реальных условиях они работают в зоне отрицательных погрешностей [3,4];
старение магнитных материалов ТТ и ТН, а также механизмов электросчетчиков (сроки службы которых не вышли за пределы нормированных межповерочных интервалов) приводит к недоучету 7–10% энергии за счет измерительных трансформаторов и тех же 7–10% за счет счетчиков [5–7];
реальные режимы и условия эксплуатации измерительного оборудования (перегрузка вторичных цепей ТТ и ТН, эксплуатация счетчиков с просроченными сроками проверки и т.п.) приводят к еще большему увеличению отрицательной погрешности.
Между тем существующая Типовая инструкция по учету электроэнергии [8] определяет допустимую погрешность учета на объекте, поступление и отпуск электроэнергии с которого фиксируется в десятках и сотнях точек учета, как среднеквадратичную величину, исходя из предположения, что погрешности эксплуатируемых приборов равномерно распределены в зоне ±Кп, где Кп – класс точности прибора. Это совершенно не соответствует действительному их расположению внутри допустимого интервала. В результате неверного предположения о вероятностной компенсации отрицательных погрешностей одних приборов положительными погрешностями других получают незначительный по величине симметричный диапазон с нулевым математическим ожиданием. Существуют и ошибочные суждения о направленности некоторых составляющих общей погрешности. В частности, в весьма полезной статье [7] утверждается, что угловая погрешность ТТ может приводить к положительной погрешности учета электроэнергии до плюс 5–10% и более. Действительно, угловая погрешность положительна и она приводит к искажению значения угла в положительную сторону, но увеличение угла соответствует уменьшению активной составляющей полного тока и тоже ведет к недоучету, а отнюдь не переучету электроэнергии. Последствия таких ошибок подробно изложены в [4]. Как оценить недоучет энергии.
Очевидно, что не все из перечисленных выше обстоятельств, приводящих к систематической отрицательной погрешности систем учета электроэнергии, можно считать нормальными (особенно последние два). Энергоснабжающие организации должны проводить целенаправленные мероприятия по улучшению характеристик систем учета. Однако приведение ситуации в порядок требует времени и значительных средств, поэтому в течение достаточно длительного времени недоучет электроэнергии будет реально существовать, а игнорирование этого обстоятельства при анализе отчетных потерь будет приводить к искажению представлений о направлениях работ по их снижению. Недоучет электроэнергии будет необоснованно списан на ее хищения. Между тем в настоящее время в России нет нормативного документа, устанавливающего порядок оценки недоучета электроэнергии в реальных условиях эксплуатации измерительных приборов. Причем наиболее частые возражения против создания такого документа исходят именно от метрологов. Полностью соглашаясь с тем, что реальная ситуация соответствует именно недоучету электроэнергии, приводя весьма существенные цифры этого недоучета [7] и имея результаты конкретных исследований, позволяющих количественно оценить его величину в средних условиях [3,6], они тем не менее считают, что создание такого документа преждевременно. Главный аргумент метрологов заключается в том, что не все 100% конструкций измерительных приборов исследованы для выработки конкретных цифр. Однако все конструкции никогда и не будут исследованы, а имеющиеся результаты исследований наиболее типичных средств учета уже позволяют создать такой документ. Потери несложно рассчитать.
В настоящее время под руководством автора статьи разработана Методика расчета нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях. Методика утверждена руководством РАО «ЕЭС России» и направлена на утверждение в Федеральную энергетическую комиссию. В ней установлена методология расчета всех трех перечисленных выше составляющих технологических потерь электроэнергии. Для расчета допустимого недоучета электроэнергии предусмотрен следующий алгоритм. Недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями ТТ – ТТ, рассчитывают по формулам: для ТТ с номинальным током Iном < 1000 А и напряжением выше 1 кВ: при ТТ < 0,05 ТТ = (2,0 – 20 ТТ ) КТТ ; при 0,05 < ТТ < 0,2 ТТ = (1,167 – 3,333 ТТ ) КТТ ; при ТТ > 0,2 ТТ = (0,625 – 0,625 ТТ ) КТТ ; для ТТ с номинальным током Iном более 1000 А:
где ТТ– отношение фактического тока контролируемого присоединения к номинальному току ТТ, установленного в точке учета. Приведенные выше формулы получены на основе аппроксимации зависимостей погрешности ТТ от значения ТТ в результате исследований, проведенных в ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» и частично описанных в статье [3]. Недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями ТН – ТТ, принимают равным половине класса точности ТН. Недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями индукционного счетчика, определяют по формуле: сч = – 0,2 Тпов Ксч , где Ксч – класс точности счетчика; Тпов – срок службы счетчика после последней поверки. Для электронного счетчика значение сч принимают равным нулю. Приведенные формулы отражают минимальные (гарантированные) значения недоучета электроэнергии, учитывающие недостаточно полный охват исследованиями всех типов систем учета.