Материал: ЭСиС РГР №1

В настоящее время почти повсеместно наблюдается рост абсолютных и относительных потерь электроэнергии при одновременном уменьшении отпуска в сеть. Так, с 1994 по 1998 г.г. абсолютные потери электроэнергии в сетях АО-энерго России увеличились с 67,7 до 78,6 млрд.кВт.ч, а относительные – с 8,74 до 10,81%. В электрических сетях России в целом относительные потери выросли с 10,09 до 12,22%.

По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5%. Потери электроэнергии на уровне 10% можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям [1]. Это подтверждается и докризисным уровнем потерь электроэнергии в большинстве энергосистем бывшего СССР, который не превышал, как правило, 10%. Так как сегодня этот уровень вырос в 1,52, а по отдельным электросетевым предприятиям – даже в 3 раза, очевидно, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности организаций.

Типовой перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях достаточно хорошо известен и включен в отраслевую инструкцию [2]. Укрупненно классификация мероприятий представлена на рис.1.

Как показывают расчеты, основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения пропускной способности и надежности работы электрических сетей, сбалансированности их режимов, т.е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий. Эти мероприятия нашли отражение в концепциях развития и техперевооружения электрических сетей на период до 2010 г., разработанных институтами Энергосетьпроект и РОСЭП (Сельэнергопроект).

Основными из этих мероприятий, помимо включенных в [2], для системообразующих электрических сетей 110 кВ и выше являются:

• налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств (управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности) для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей;

• строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от «запертых» электростанций для ликвидации дефицитных узлов и завышенных транзитных перетоков;

• развитие нетрадиционной и возобновляемой энергетики (малых ГЭС, ветроэлектростанций, приливных, геотермальных ГЭС и т.п.) для выдачи малых мощностей в удаленные дефицитные узлы электрических сетей.

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии (ЭЭ) в электрических сетях (ЭС)

Технические Технические

Организационные Организационные

Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии

Оптимизация загрузки ЭС за счет строительства линий и ПС

Замена перегруженного и недогруженного оборудования ЭС

Ввод в работу энергосберегающего оборудования ЭС

Оптимизация схем и режимов ЭС

Сокращение продолжительности ремонтов оборудования ЭС

Ввод в работу неиспользуемых средств АРН, выравнивание несимметричных нагрузок фаз и т.п.

Проведение рейдов по выявлению неучтенной ЭЭ

Совершенствование системы сбора показаний счетчиков

Обеспечение нормативных условий работы приборов учета

Замена, модернизация, установка недостающих приборов учета

Рис.1

Очевидно, на ближайшую и удаленную перспективу останутся актуальными оптимизация режимов электрических сетей по активной и реактивной мощности, регулирование напряжения в сетях, оптимизация загрузки трансформаторов, выполнение работ под напряжением и т.п.

К приоритетным мероприятиям по снижению технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ относятся:

• использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;

• увеличение доли сетей напряжением 35 кВ;

• сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

• применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

• использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;

• разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в КТП и ЗТП конденсаторных батарей;

• применение столбовых трансформаторов малой мощности 6-10/0,4 кВ для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;

• более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

• комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

• повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

Необходимо сформулировать новые подходы к выбору мероприятий по снижению технических потерь и оценке их сравнительной эффективности в условиях акционирования энергетики, когда решения по вложению средств принимаются уже не с целью достижения максимума «народнохозяйственного эффекта», а получения максимума прибыли данного АО, достижения запланированных уровней рентабельности производства, распределения электроэнергии и т.п.

В условиях общего спада нагрузки и отсутствия средств на развитие, реконструкцию и техперевооружение электрических сетей становится все более очевидным, что каждый вложенный рубль в совершенствование системы учета сегодня окупается значительно быстрее, чем затраты на повышение пропускной способности сетей и даже на компенсацию реактивной мощности. Совершенствование учета электроэнергии в современных условиях позволяет получить прямой и достаточно быстрый эффект. В частности, по оценкам специалистов, только замена старых, преимущественно «малоамперных» однофазных счетчиков класса 2,5 на новые класса 2,0 повышает собираемость средств за переданную потребителям электроэнергии на 10-20%. В денежном выражении по России в целом это составляет порядка 13 млрд.руб в год. Нижняя граница этого интервала соответствует тарифам на электроэнергию, верхняя – возможному их увеличению.

Решающее значение при выборе тех или иных мероприятий по совершенствованию учета и мест их внедрения имеют выполнение расчетов и анализ допустимых и фактических небалансов электроэнергии на электростанциях, подстанциях и в электрических сетях в соответствии с Типовой инструкцией РД 34.09.101-94 3.

Основным и наиболее перспективным решением проблемы снижения коммерческих потерь электроэнергии является разработка, создание и широкое применение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), в том числе для бытовых потребителей, тесная интеграция этих систем с программным и техническим обеспечением автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), обеспечение АСКУЭ и АСДУ надежными каналами связи и передачи информации, метрологическая аттестация АСКУЭ.

Однако эффективное внедрение АСКУЭ – задача долговременная и дорогостоящая, решение которой возможно лишь путем поэтапного развития системы учета, ее модернизации, метрологического обеспечения измерений электроэнергии, совершенствования нормативной базы.

На сегодняшний день к первоочередным задачам этого развития относятся:

• осуществление коммерческого учета электроэнергии (мощности) на основе разработанных для энергообъектов и аттестованных методик выполнения измерений (МВИ) по ГОСТ Р 8.563-96. Разработка и аттестация МВИ энергообъектов должны проводиться в соответствии с Типовыми МВИ – РД 34.11.333-97 и РД 34.11.334-97 [4];

• периодическая калибровка (поверка) счетчиков индукционной системы с целью определения их погрешности;

• замена индукционных счетчиков для коммерческого учета на электронные счетчики (за исключением бытовых индукционных однофазных счетчиков);

• создание нормативной и технической базы для периодической поверки измерительных трансформаторов тока и напряжения в рабочих условиях эксплуатации с целью оценки их фактической погрешности;

• создание льготной системы налогообложения для предприятий, выпускающих АСКУЭ и энергосберегающее оборудование;

• совершенствование правовой основы для предотвращения хищений электроэнергии, ужесточение гражданской и уголовной ответственности за эти хищения, как это имеет место в промышленно-развитых странах;

• создание нормативной базы для ликвидации «бесхозных» потребителей и электрических сетей, обеспечение безубыточных условий их принятия на баланс и обслуживание энергоснабжающими организациями;

• создание законодательной и технической базы для внедрения приборов учета электроэнергии с предоплатой.

Очень важное значение на стадии внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях имеет так называемый «человеческий фактор», под которым понимается:

• обучение и повышение квалификации персонала;

• осознание персоналом важности для предприятия в целом и для его работников лично эффективного решения поставленной задачи;

• мотивация персонала, моральное и материальное стимулирование;

• связь с общественностью, широкое оповещение о целях и задачах снижения потерь, ожидаемых и полученных результатах.

Для того чтобы требовать от персонала Энергосбыта, предприятий и работников электрических сетей выполнения нормативных требований по поддержанию системы учета электроэнергии на должном уровне, по достоверному расчету технических потерь, по выполнению мероприятий по снижению потерь, персонал должен знать эти нормативные требования и уметь их выполнять. Кроме того, он должен хотеть их выполнять, т.е. быть морально и материально заинтересованным в фактическом, а не формальном снижении потерь. Для этого необходимо проводить систематическое обучение персонала не только теоретически, но и практически, с переаттестацией и контролем усвоения знаний (экзаменами). Обучение должно проводиться для всех уровней – от руководителей подразделений, служб и отделов до рядовых исполнителей.

Руководители должны знать и уметь решать общие задачи управления процессом снижения потерь в сетях, исполнители – уметь решать конкретные задачи. Обучение должно преследовать не только цели получения новых знаний и навыков, но и обмена передовым опытом, распространения этого опыта во всех предприятиях энергосистемы.

Однако одних знаний и умений недостаточно. В энергоснабжающих организациях должна быть разработана, утверждена и эффективно действовать система поощрения за снижение потерь электроэнергии в сетях, выявление хищений электроэнергии с обязательным оставлением части полученной прибыли от снижения потерь (до 50%) в распоряжении персонала, получившего эту прибыль.

Необходимы, очевидно, новые подходы к нормированию потерь электроэнергии в сетях, которые должны учитывать не только их техническую составляющую, но и систематическую составляющую погрешностей расчета потерь и системы учета электроэнергии.

Очень важен контроль со стороны руководителей энергосистемы, предприятий, районов, электросетей и Энергосбыта за эффективностью работы контролеров, мастеров и монтеров РЭС с целью предотвращения получения личного дохода непосредственно с виновников хищений, «помощи» потребителям по несанкционированному подключению к сетям и т.п.

В конечном счете, должен быть создан такой экономический механизм, который бы ставил в прямую зависимость премирование персонала от его активности и эффективности в области снижения потерь.

2. Какие существуют способы повышения пропускной способности протяженных электропередач?

Под пропускной способностью линии электропередачи понимают активную или полную мощность, которая длительно может передаваться с учетом техниче­ских ограничений. К таким ограничениям относятся:

а) предел передаваемой мощности (предел линии), учитывающий устойчи­вость параллельной работы электрических станций и узлов нагрузки;

б) допустимый ток по нагреву проводников;

в) допустимая потеря напряжения;

г) пропускная способность концевых и промежуточных устройств (транс­форматоров, выключателей, устройств продольной компенсации и т. п.);

д) вынужденные уставки релейной защиты.

Проектирование линий электропередачи проводят обычно таким образом, чтобы ограничения г) и д) не были решающими. Ограничения а) и б) обычно проявляются в сетях высоких напряжений, при номинальных напряжениях 110—220 кВ и выше. Ограничение по допустимой по­тере напряжения характерно для распределительных линий и сетей напряжением 20—0,38 кВ, а иногда и для сетей напряжением 35 кВ. В таких сетях может также возникать ограничение по допустимому току нагрева проводов воздушных линий и жил кабелей.

При проектировании системообразующих сетей часто приходится рассмат­ривать «сечение электрической сети», под которым понимают совокупность ли­ний электропередачи, характеризующую суммарную пропускную способность определенного района электрической сети.

Рассмотрим кратко пути повышения пропускной способности при различ­ных ограничивающих факторах.

По фактору статической устойчивости генераторов электростанций пре­дельная передаваемая мощность в системе, состоящей из генераторов, трансфор­маторов и линии электропередачи с соответствующими сопротив­лениями Хг, Хт, Хл, для идеализированной электропередачи (без потерь) опреде­ляется по выражению [3]:где Е - ЭДС генераторов; Uc —напряжение на шинах системы.

Если генераторы удаленной станции и работающие в системе оснащены ре­гуляторами возбуждения сильного действия, позволяющими поддерживать посто­янными заданные напряжения U1 и U2 по концам линии, то предел передаваемой мощности (предел линии) будет равен. Схемы системы электропередачи (а), линии с продольной компенсацией (б), и с промежуточными подстанциями (в)

Из формулы (12.66) видны следующие проектные пути увеличения пропу­скной способности системы электропередачи за счет воздействия на ее часть — линию электропередачи:

1.Повышение номинального напряжения линии. Здесь существенно то, что предельная мощность пропорциональна квадрату напряжения.

2.Уменьшение индуктивного сопротивления линии. Оно может быть дос­тигнуто за счет применения расщепленных фаз. Такой путь особенно целесообра­зен на линиях большой длины. Другой путь заключается в использовании различ­ных вариантов конструктивного исполнения воздушных компактных линий элек­тропередачи [3, 73, 74 ].

3. Применение продольной компенсации реактивного сопротивления линии (рис. 12.14, 6). В этом случае эквивалентное сопротивление без учета распреде­ленное™ параметров для линии без потерь будет равно:

4.  Применение управляемых источников реактивной мощности (ИРМ) на промежуточных подстанциях (рис. 12.14, в). Такими ИРМ могут быть статиче­ские тиристорные компенсаторы, синхронные компенсаторы и др. Если путем выбора соответствующей мощности ИРМ обеспечить поддержание заданного на­пряжения U3, U4 в промежуточных точках линий, то она разделится на несколько самостоятельных участков. В этом случае пропускная способность всей линии будет определяться участком линии, характеризующимся наименьшей предельной мощностью.

Пропускная способность линии, ограничиваемая допустимым током по на­греванию проводников, описывается формулой: где U - напряжение линии; IДОП — допустимый ток по нагреву; cosφ — коэффи­циент мощности. Отсюда можно сформулировать следующие пути повышения пропускной способности.

1. Повышение номинального напряжения. При неизменном допустимом то­ке пропускная способность линейно зависит от номинального напряжения. Этот фактор в условиях проектирования имеет практическое значение в случае приме­нения напряжения 380 В вместо 220 В, 10 кВ вместо 6 кВ, 20 кВ вместо 10 кВ, 110 кВ вместо 35 кВ. При этом пропускная способность увеличивается соответственно в