Киргизия > Электроэнергетика > kg.akipress.org, 29 марта 2016 > № 1704025

О проблемах в энергетике: потери электроэнергии

Азамат Асанов

Стоимость потерь электроэнергии является одной из составляющих тарифа на электроэнергию. Электросетевые компании обосновывают уровень потерь электроэнергии в своих сетях, а Госагентство по ТЭК на основе их анализа принимают их или корректируют для дальнейшего включения в тарифы на электроэнергию.

Стоимость потерь – это часть затрат на передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям. Чем больше потери, тем выше эти затраты и, соответственно, тарифы на электроэнергию для конечных потребителей. Известно, что часть потерь является технологическим расходом электроэнергии, необходимым для преодоления сопротивления сети и доставки потребителям выработанной на электростанциях электроэнергии. Этот технологически необходимый расход электроэнергии должен оплачиваться потребителем. Он-то, по существу, и является нормативом потерь.

Потери, обусловленные неоптимальными режимами работы электрической сети, погрешностями системы учета электроэнергии, недостатками в энергосбытовой деятельности, являются прямыми убытками энергоснабжающих организаций и, безусловно, должны снижаться.

И поскольку потери электроэнергии в электрических сетях неизбежны, то становится актуальной задача их снижения до рационального или экономически обоснованного уровня.

Фактические (отчетные) потери электроэнергии – разность электроэнергии, поступившей в сеть (отпущенной в сеть) и отпущенной из сети (полезного отпуска), определяемая по данным системы учета электроэнергии. Фактические потери электроэнергии разделяются на четыре составляющие по их физической природе и методам их определения:

1. Технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающиеся в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Данная составляющая потерь определяется расчетным путем в соответствии с законами 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, обусловленные допустимой погрешностью системы учета. Эта составляющая потерь определяется на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов системы учета;

4. Коммерческие потери не имеют математического описания и поэтому не могут быть определены самостоятельно. Традиционно под коммерческими потерями понимают хищения электроэнергии и ее недоучет из-за проблем в сфере организации учета потребления электроэнергии. Расчетное значение коммерческих потерь определяется как разность отчетных потерь и суммы первых трех составляющих потерь. В идеальном случае коммерческие потери электроэнергии в электрической сети, определяемые расчетным путем, должны быть равны нулю.

Из приведенной структуры очевидно, что основной задачей при рассмотрении обоснованности заявки энергоснабжающей организации является правильная оценка первых трех составляющих потерь электроэнергии.

Структура норматива потерь

В основе норматива потерь лежат технические потери электроэнергии в электрических сетях, обусловленные физическими процессами передачи и распределения электроэнергии, определяемые расчетным путем и включающие «нагрузочные» и «условно-постоянные» потери, а также нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. Среднестатистические (по странам СНГ) составляющие структуры технических потерь электроэнергии в электрических сетях приведены в таблице 1 и на диаграмме 1.

Таблица 1.

Диаграмма 1. Среднестатистические составляющие структуры технических потерь электроэнергии в электрических сетях (страны СНГ)

Соотношение между нагрузочными и условно-постоянными потерями в целом по сетям всех классов напряжения равно примерно 3:1. В сетях различных классов напряжения это соотношение изменяется: в сетях 220 кВ и выше доля условно-постоянных потерь больше за счет присутствия в этих сетях потерь на корону в воздушных линиях. Большая доля потерь холостого хода в трансформаторах по сравнению с долей нагрузочных потерь в них свидетельствует в целом о недогрузке трансформаторов.

Из соотношения между потерями в различных элементах сети следует, что на долю воздушных линий приходится около 2/3 суммарных технических потерь (нагрузочные потери и потери на корону). В то же время чем ниже уровень напряжения, тем выше доля потерь в трансформаторах и ниже в линиях электропередачи, поскольку, чем ниже номинальное напряжение сети, тем на 1 км линий приходится больше подстанций.

Из общей величины технических потерь около 80% приходится на электрические сети 110 кВ и ниже.

Большинство составляющих потерь электроэнергии в той или иной мере зависит от погодных условий. Изменение погоды и, в первую очередь, температуры воздуха влияет на потребление электроэнергии, что приводит к изменению и нагрузочных (в большей степени), и условно-постоянных потерь. Сезонный фактор воздействует на нагрузочные потери в элементах сетей, расход электроэнергии на нужды подстанций, недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями системы учета. Кроме того, очень ощутимо сезонное влияние на величину коммерческих потерь. В осенне-зимний период, когда население несанкционированно и безучетно подключает электронагревательные приборы.

Например, регрессионный анализ выявил значительное влияние среднемесячной температуры на величину электропотребления по г.Бишкек, где электропотребление за месяц в зависимости от среднемесячной температуры можно определить функцией вида Э = –7,7447t + 311, графическое изображение которой представлено на диаграмме 2.

Диаграмма 2. Зависимость электропотребления г. Бишкек за 2011 г. от среднемесячной температуры

Из диаграммы 2 можно сделать выводы: что сверхнормативные потери электроэнергии будут в зимние месяцы (декабрь, январь, февраль); март и ноябрь влияют на уровень технологических потерь, но они должны лежать в пределах норматива; а во все остальные месяцы технические потери будут минимальны.

Потери электроэнергии в «НЭСК» Кыргызстана (высоковольтные сети 110, 220, 500 кВ)

Для сравнения в таблице 2 приведены данные по техническим потерям электроэнергии в высоковольтных электрических сетях России и Кыргызстана (без учета потерь транзита ЭЭ по соседним странам).

Таблица 2.

Как видно из таблицы 2, отношение полезного отпуска к длине линий составляют для РФ 1,94 млн кВт.ч а для КР - 2,15 млн кВт.ч на каждый километр линий. При этом потери электроэнергии составили 72,9 (3,76%) и 129,9 (6,03%) млн кВт.ч (соответственно, для РФ и КР) на километр от отпущенной в сети электроэнергии. Это говорит о том, что потери в Кыргызстане завышены в 129,9/72,9 = 1,78 раза.

Прямое сопоставление этих потерь электроэнергии в электрических сетях РФ и КР может вызвать сомнение, так как технические потери электроэнергии в электрических сетях зависят от структуры самой электрической сети, взаимного расположения источников и потребителей электроэнергии и принципов проектирования электрических сетей. Эти параметры «уникальны» как для каждой страны, так и для каждого региона внутри страны, поэтому одинаковых электрических сетей не существует и нельзя делать выводы о том, большие или маленькие технические потери электроэнергии в электрических сетях России и Кыргызстана. Но все-таки, можно сделать сравнительный анализ, так как наши сети строились в советские времена, где подход к проектированию и строительству был одинаков и, что немаловажно для сравнения – процентные соотношения линий по уровням напряжения почти одинаковые.

Сравнительный анализ. Уровень технических потерь в странах с протяженной территорией как РФ, а следовательно, и с протяженными сетями, с малой плотностью электрических нагрузок по территории страны и с концентрированной генерацией электроэнергии на мощных электростанциях всегда будет более высоким.

Доля промышленного потребителя также влияет на уровень потерь, в России промышленностью потребляется больше, чем в Кыргызстане, соответственно, технические потери в России будут меньше.

По сравнению с Россией, в Кыргызстане сети более загружены (таблица 2: 2,15/1,94=1,1), соответственно, потери будут больше.

В Кыргызстане некоторые участки линий проходят по высокогорной местности (более разреженный воздух), но и в России более суровые и влажные климатические условия, из-за чего потери на корону будут больше, но эти потери составляют всего 3-5% (таблица 1) от всей доли потерь в сетях.

Обобщая вышеизложенное и с учетом того, что в анализе не учтены потери за транзит ЭЭ по соседним странам, которые составляют 1-1,5 % (от общей выработки), в высоковольтных сетях Кыргызстана технические потери будут больше по сравнению с сетями России. Но все-таки здравый смысл подсказывает, что уровень технических потерь в НЭСК завышен, и по-хорошему, они должны были лежать в пределах 4-4,5 %, но не более 5%. А на сегодняшний день, когда введена линия 500кВ «Датка-Кемин», технические потери в НЭСК должен быть на уровне 3-4%.

Потери электроэнергии в «РЭК» Кыргызстана (сети 0,4, 6-10, 35 кВ)

В таблице 3 приведены данные по динамике потерь электроэнергии в РЭК Кыргызстана за 2012–2015 гг.

Таблица 3.

Диаграмма 3. Относительные потери электроэнергии в сети РЭК по отношению к приему электроэнергии

В таблице 3 и на диаграмме 3 представлены фактические потери электроэнергии в сетях (35-0,4 кВ) РЭК: ОАО «Северэлектро», ОАО «Жалалабадэлектро», ОАО «Ошэлектро», ОАО «Востокэлектро».

Как можно заметить, у всех компаний наблюдается положительная динамика (т.е. снижение потерь электроэнергии). Несмотря на положительную динамику, фактические потери в сети 35-0,4 кВ очень высоки. Приведем простой пример: из 100% электроэнергии, передаваемой по сетям, - 50% потребляется в отопительный период (5 месяцев), где технические потери могут достигать 15%, а за остальное время (7 месяцев) - 50% электроэнергии потребляется максимум с 8% потерей в сетях. Из этого следует, что 15% из 50 равен 7,5%, а 8% из 50 – 4%, что в сумме даст 11,5% технических потерь от всего отпущенного в сети электроэнергии за год. Из изложенного следует, что более 11,5% можно отнести к коммерческим потерям электроэнергии. Это грубый расчет с завышенными техническими потерями, можно обосновать, что этот показатель еще меньше.

При включении коммерческих потерь в норматив, они ложатся бременем на законопослушных потребителей, которые будут оплачивать хищения. Если действовать по справедливости, то коммерческие потери не должны включаться в норматив потерь, а законопослушные потребители не должны компенсировать электросетевым компаниям коммерческие потери. Но с другой стороны, не стоит искать и устранять потерю, если затраты на ее поиск и устранение больше, чем стоимость потери. Для устранения коммерческих потерь до нуля потребовалось бы создание дополнительных подразделений, оснащение их техникой, что в результате привело бы к снижению потерь электроэнергии, но при этом и к росту тарифов. Таким образом, тариф будет ниже, если в него включать некоторую разумную часть коммерческих потерь. Так, в развитых странах хищения, не превышающие 1,5 % энергопотребления физическими лицами, фактически включаются в тариф. Справедливый же путь оказывается дороже. Логично предположить, что, чем ниже уровень жизни в стране и регионах страны, тем определенную часть коммерческих потерь необходимо временно включать в норматив.

По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают уровня 4-5%. Потери электроэнергии на уровне 10% можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики транспорта электроэнергии по сетям. Превышение этих значений свидетельствует о наличии коммерческих потерь в составе отчетных потерь. Это подтверждается уровнем потерь электроэнергии в большинстве энергосистем бывшего СССР, который не превышал, как правило, 9,4%.

Киргизия > Электроэнергетика > kg.akipress.org, 29 марта 2016 > № 1704025