Статьи и аналитикаБиблиотекаОбразованиеМероприятия  
Каталог

ОПЫТ НОРМИРОВАНИЯ И СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ КАЗАХСТАНА

 

Фирма «Казэнергоналадка»:

ведущий инженер – Садовская А.С.

050004, Республика Казахстан, г. Алматы,

пр. Сейфуллина, 410.

E-mail: ken@ken.kz, kaznaladka@bk.ru

Адрес сайта:  www.ken.kz

Тел. 8-(7272)-79-43-43, 79-49-76.

Факс: 79-43-63.

Реструктуризация энергетики Казахстана,начавшаяся в 1996-97 годах, на данном этапе закончилась. На протяжении двух лет энергетика Казахстана работает в режиме выделения энергосбытовых организаций из состава региональных энергетических компаний. И вот, на последних Парламентских слушаньях 15 марта 2008 года, звучит мнение специалиста одного из Институтов развития экономики Казахстана: «Реорганизация энергосистем с передачей энергоисточников в частную собственность, выделением национальной электросети, приватизацией Региональных энергетических компаний, появлением энергоснабжающих организаций не решила первостепенных задач по стабильному функционированию объектов и прозрачному тарифообразованию. Основная причина этого заключается в том, что новые собственники более десяти лет не вкладывают финансовые средства в ремонт оборудования для снижения производственных издержек, то есть не выполняют своих инвестиционных обязательств».

 Транспорт электроэнергии от источников в Казахстане осуществляется по магистральной национальной сети 500-220 кВ государственной компанией АО КEGOC. Транспорт и распределение электрической энергии в основном по сетям напряжением 110 кВ и ниже осуществляется региональными электросетевыми компаниями (РЭК). Из 22 РЭКов в частной собственности находятся имущенные комплексы 16 РЭКов, в доверительном управлении – 2, в государственной собственности – 4, в коммунальной собственности -2.

Основной проблемой электросетевого хозяйства Казахстана является высокий уровень износа основных средств. Особенно в плохом состоянии находятся подстанционное оборудование и распределительные сети напряжением 110 кВ и ниже, находящиеся в эксплуатации более 30-35 лет. Самое печальное состояние сельского сетевого хозяйства страны: где-то линии и подстанции не работают, а где-то и вовсе отсутствуют. По расчетам Института «Казсельэнергопроект» в сельской местности необходимо построить более 112 тыс. км линий напряжением 110 кВ и ниже, 614 распределительных подстанций 110 - 35 кВ и 23 тысяч потребительских ТП. В настоящее время электричества лишены около 300 сельских населенных пунктов.   

Эксплуатация устаревшего и изношенного оборудования, к тому же в неоптимальных режимах, порой не зависящих от энергопередающих компаний, создает значительную величину технологических потерь электроэнергии в этом оборудовании. А так как в Казахстане нормируется только величина технологических потерь электроэнергии, состоящих из технических потерь в установленном оборудовании и метрологических потерь, вызываемых погрешностями систем учета электроэнергии, то каждая энергетическая компания имеет свои технологические потери электроэнергии, зависящие непосредственно от установленного оборудования и факторов, влияющих на их эксплуатацию. Разброс относительных нормативных потерь электроэнергии по региональным компаниям за 2007 год составляет от 4,0% (Акмолинская РЭК) до 18-19% (Кызылординский РЭК, Кокшетауэнерго, ТАТЭК), что имеет вполне объективные причины - от структуры потокораспределения по классам напряжения, до номенклатуры установленного оборудования. Поэтому сравнение относительных (%) потерь электроэнергии отдельных энергетических предприятий часто некорректно и даже вредно. Особенно если  имеет место сравнение технических потерь отдельных предприятий с техническими потерями электроэнергии в электрических сетях развитых стран, и это мнение тиражируется СМИ.   

Но где в развитых странах мира вы встретите линии электропередачи напряжением 110 кВ длиной до 300- 400 км (при оптимальной длине 50-100 км), напряжением 35 кВ длиной до 100 км (при оптимальной длине 50-60 км)?  А у нас, на просторах Казахстана, такие ВЛ существуют почти в каждом предприятии. В документах по технической экспертизе  в разделе «линии электропередач» мы даже завели графу: максимальная длина ВЛ каждого напряжения (от центра питания). А если среднегодовая загрузка отдельных силовых трансформаторов не превышает 10- 15 %, то о какой оптимизации режимов в малозагруженной радиальной сети может идти речь? В тоже время в некоторых регионах страны (городов Астана, Алматы, нефтедобывающих районах) прирост потребления за последние годы превышает 10% и тяжелое состояние электросетевого хозяйства там становится уж вовсе невыносимым.

В Национальной электрической сети (КEGOC) напряжением 220-500 кВ относительные нормативные потери электроэнергии менее 7% к отпуску электроэнергии из сетей и имеют тенденцию к снижению вследствие роста потребления. В структуре потерь КEGOC превалируют нагрузочные потери в сетях – до 50%, потери на корону –до 30% и около 20% составляют остальные условно-постоянные потери. В сетях КEGOC активно проводится модернизация оборудования, измерительных комплексов устанавливаются шунтирующие реакторы на линиях, что приводит к снижению технических потерь электроэнергии. НА 41 подстанции уже установлено современное оборудование. Введена в действие автоматизированная система диспетчерского контроля и управления SKADA/ЕМSв национальном и 9 региональных центрах.

К сожалению региональные компании своими успехами похвастаться не могут.

До 1991 года относительные технические потери в целом по Казахстану назывались на уровне 9,0%, в 2002- 2003 годах нормативные потери рассчитывались на уровне 12,0%. К сожалению, такая информация на 2005-2007 годы не озвучивалась.    

До 2006 года в Казахстане нормативы потерь электроэнергии в сетях монополистов утверждались ежегодно Министерством Энергетики и Минеральных ресурсов и действовали в течение года.

Все составляющие технических потерь электроэнергии включаются в нормативы потерь согласно инструкции И 34 -70-030-87. Метрологические потери электроэнергии состоят из допустимого небаланса Нбд и величины систематической составляющей относительной погрешности индукционных счетчиков бытового сектора. Расчёты расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций производятся по отраслевой инструкции РД 34.09-208 и сравниваются с расходами электроэнергии по счетчикам учета ТСН подстанций.

Нормирование потерь электроэнергии в региональных компаниях Казахстана на протяжении последних 10 лет дало положительные результаты в части организации расчетов потерь электроэнергии в элементах сетей. Наведен порядок с паспортизацией оборудования в сетях, с учетом электроэнергии на подстанциях предприятий для определения фактических и допустимых небалансов в измерительных комплексах подстанций, а также определения поступления электрической энергии с шин центров питания в линии потребителей. Анализ балансов приема и отпуска электрической энергии по линиям и подстанциям производится ежемесячно. Динамика анализируемых балансов дает возможность достоверно выявить дополнительно появившегося или ушедшего потребителя. Все это касается региональных компаний, с мелкими предприятиями и особенно предприятиями железной дороги все обстоит значительно хуже.

 Расчет потерь электрической энергии производится по программам: в национальной сети – на базе RASTR, в региональных сетях и отдельных предприятиях по программе RPOT-PSи РТП-3 ежемесячно по каждой линии только после проведения соответствующего анализа баланса электроэнергии по линиям и подстанциям. На всех предприятиях существуют группы балансов и потерь электроэнергии. Как правило, каждому специалисту перед началом расчетов потерь электроэнергии по вверенным ему сетям приходится корректировать изменения в схемах и анализировать перетоки активной и реактивной энергии. При составлении структурно-балансовой модели потокораспределения (графический баланс) за расчетный год по уровням напряжения учитываются перетоки и потери электроэнергии, согласно отчетным балансам. Все расчеты подтверждаются распечатками. Ежемесячные балансы и расчетные технические потери поступают далее  для формирования отчетов по техническим потерям. В некоторых компаниях после расчета потерь составляются ежемесячные структурно-балансовые модели потокораспределения электроэнергии.

Особенности нормирования потерь электроэнергии в Казахстане 

- в Национальной электрической сети (КEGOC) напряжением 220-500 кВ нормирование нагрузочных потерь как в расчетном, так и прогнозируемом периоде осуществляется расчетами с помощью собственной программы на базе RASTR по фактическим показаниям счетчиков, а также фактическим и прогнозируемым нагрузкам в узлах сети;

- потери электроэнергии на корону в сетях КEGOC также рассчитываются по собственной программе, в которой используются параметры конкретной линий электропередачи, а также ежедневные данные по погоде контрольных подстанций. Эти данные обрабатываются в конце месяца и далее рассчитываются потери на корону в каждой линии, а также выводятся удельные потери по регионам (9 филиалов Межсистемных Электрических Сетей). Для нормирования потерь на корону на прогнозируемый период, удельные потери по филиалам усредняются за 3-5 лет и вводятся в расчет нормативных потерь на корону каждого МЭС;      

- в распределительных сетях 6 - 220 кВ  нормативные потери холостого хода и нагрузочные потери электроэнергии в элементах сетей  прогнозного года определяются с помощью  нормативных коэффициентов НХПЭ по классам напряжения. При резкопеременных режимах в линиях, расчетные потери за базовый период и на прогнозируемый период, рассчитываются отдельно и добавляются к определяемым по НХПЭ.

- потери на корону в линиях 220-110 кВ рассчитаны по удельным нормам и продолжительности видов погоды (хорошая, изморозь, дождь, мокрый снег), согласно справкам «Казгидромет» за расчетный год. Прогнозируемые виды погоды дифференцируются за три последних года;

- расчёты потерь в сетях 0,4 кВ выполняются только согласно отраслевой инструкции  И 34-70-030-87  (РД 34.05.253) по известному «методу Км/н» после проведения соответствующих замеров в максимум нагрузки сетей. Процент потерь (%) от отпуска в сеть 0,4 кВ  действует в определенном  доверительном интервале и вносится в норматив потерь на  три года;

- расчёты расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций производятся по отраслевой инструкции РД 34.09-208, в базовом году расход электроэнергии на собственные нужды подстанций принимается по счетчикам ТСН. Если расход электроэнергии по счетчикам учета ТСН больше расчета по инструкции, в норматив принимается расчетная величина;

- для каждого энергопредприятия отдельно нормируется величина хозяйственных нужд (ХН), она присутствует в балансе предприятия;

- потери от токов утечки, в устройствах ВЧ связи и в изоляции кабелей в нормативах потерь электроэнергии не учитываются.

Как отмечалось еще на прошлогоднем семинаре, в Казахстане наблюдается некоторое снижение относительной величины нормативных технических потерь электроэнергии в предприятиях вследствие ежегодного увеличения электропотребления. Коммерческая (сверхнормативная) составляющая потерь электроэнергии в отдельных компаниях превышает нормативную на 5-8%.

Мероприятия по снижению нормативных потерь электроэнергии

- снижение потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ за счет улучшения качества электроэнергии и симметрирования нагрузки по фазам, замены старых, изношенных проводов. При расчетах потерь в сетях 0,4 кВ даются адресные рекомендации по перегруженным ТП, отдельным фидерам с несимметрированной фазной нагрузкой, потребителям с пониженным напряжением. Средние потери в сети 0,4 кВ региональных компаний 6,5-7,5% от поступления электроэнергии в сеть 0,4 кВ и имеют тенденцию к снижению;

-  уменьшение величины метрологической погрешности - (систематической составляющей погрешности индукционных счетчиков), за счет выявления и замены индукционных счетчиков с высокой систематической погрешностью на электронные;

-  уменьшение величины метрологической погрешности – снижения величины НБд за счет замены измерительных комплексов на более высокие классы точности. Так в энергетической компании «Онтустик Жарык Транзит» подстанции 110-35 кВ, осуществляющие прием электроэнергии, оснащены измерительными комплексами с классами точности 0,5; 0,5; 0,2, а отдача электроэнергии в сети 35-10 кВ осуществляется в основном через измерительные комплексы 0,5; 0,5; 0,5. Величина НБд этой компании составляет 0,34% от отпуска в сети. При старых измерительных комплексах величина НБд предприятий оценивается 0,7-0,8% от поступления электроэнергии в сети; 

-  уменьшение величины потерь холостого хода при малой загруженности региона, путем отключения линий и трансформаторов 35/10 кВ, шунтирования их напряжением 10 кВ. Такое мероприятие осуществили в Балхашском регионе Жезказганской РЭК;

-  установка счетчиков реактивной энергии на фидерах потребителей (в частности нефтегазового комплекса Атырауской области), чему способствовало появление в Казахстане «Методики платы за реактивную энергию (мощность).

- введение дифференцированных тарифов на электроэнергию для потребителей, такой «пилотный» проект начинает действовать в Астане и Алматы.

Мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии

- разработка новых директивных и нормативных документов, определяющих взаимоотношения всех субъектов рынка электроэнергии. К сожалению, по отзывам региональных  энергетических компаний (РЭКов), в настоящее время ответственность за нормативные и сверхнормативные потери электроэнергии лежит только на них. Энергоснабжающие организации не несут никакой ответственности за потери, в том числе за определение полезного отпуска и плохую энергосбытовую деятельность;

- выявление несанкционированного отбора электроэнергии путем анализа электропотребления по вводам ТП и отходящим фидерам, установка группового учета;

- установка приборов учета в местах, недоступных для различных манипуляций с ними, в отдельных помещениях многоквартирных домов, на фасадах домов и вводных опорах частного сектора;

- замена голых проводов на изолированные на вводах в дома, замена внутридомовой сети многоквртирных домов;

-  инвентаризация собственных нужд подстанций.

В настоящее время в Казахстане право утверждения нормативов потерь электроэнергии в электрических сетях всех энергетических организаций передано Агентству по регулированию естественных монополий (АРЭМ) с целью проведения политики энергосбережения. Готовятся поправки в Закон «О естественных монополиях», устанавливающие срок действующих нормативов потерь на три года. В этих условиях возникает необходимость проработки новых методов анализа динамики потребления и потерь электроэнергии за прошедшие годы и прогноза потребления и потерь на перспективу. Вместе с тем, для снижения нормативов потерь электроэнергии, которое ожидает АРЭМ, необходима разработка и выполнение среднесрочных «комплексных программ по снижению потерь электроэнергии», включающих работы в области технических и коммерческих потерь электроэнергии и требующих значительных материальных затрат.   

Источник: http://portalenergetika.com/

Категории статьи:
Международный опыт | Магистральные сети | Распределительные сети | Муниципальные сети | Предприятия
Нормативная база в электроэнергетике | Магистральные сети | Распределительные сети | Муниципальные сети | Предприятия
Рынок электроэнергетики | Магистральные сети | Распределительные сети | Муниципальные сети | Предприятия
Метрология и учет в электроэнергетике | Магистральные сети | Распределительные сети | Муниципальные сети
Эту страницу просмотрели 11198 раз