//Электрика. – 2009. – № 5.– С. 12–15.

УТОЧНЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ К РАСЧЁТУ НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ В СВЯЗИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОВЫШАЮЩИХ КОЭФФИЦИЕНТОВ К ТАРИФУ ЗА ПОТРЕБЕЛЕНИЕ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Н. Ю. Егорова, А. В. Кузнецов

ГОУ ВПО Ульяновский государственный технический университет

Одним из основных направлений повышения энергоэффективности является компенсация реактивной мощности (КРМ) в энергосистеме. В настоящее время остро стоит вопрос об экономическом стимулировании потребителей с целью привлечения их к процессу компенсации реактивной мощности в энергосистеме, позволяющей значительно снизить технологические потери в электрических сетях, уменьшить их загрузку, что даст возможность присоединения к действующим сетям новых мощностей без дополнительных инвестиционных вложений.

Наиболее эффективным способом привлечения потребителей к КРМ энергосистемы признано применение повышающих коэффициентов (или надбавок) к тарифу на электрическую энергию для потребителей, не соблюдающих режимы по реактивной мощности. Этому был посвящён целый ряд приказов, писем и постановлений, изданных на протяжении 2004–2008 гг. [1–5]. В них установлено, что потребители, получающие электроэнергию на k-уровне напряжения, должны соблюдать предельные значения соотношения потребления активной и реактивной мощности tgφ_пред во всех точках присоединения в часы больших нагрузок энергосистемы. Если потребитель не соблюдает указанные соотношения, то к тарифу на передачу электрической энергии для этого потребителя должен быть применён повышающий коэффициент.

В соответствии с Методическими указаниями [6] ставка тарифа на оплату потерь для потребителей k-уровня напряжения, к которой должны быть применены повышающие коэффициенты за несоблюдение tgφ_пред, определяется исходя из суммарной стоимости потерь от передачи электроэнергии по k-уровню напряжения ΣЗ^пот и планового количества электроэнергии, отпускаемой потребителям k-уровня напряжения и трансформируемой на более низкий уровень напряжения ΣЭ^пот:

Т^пот=ΣЗ^пот ΣЭ^пот     ,                                                                          (1)

где ΣЗ^пот =ΔЭ·Т^эс.                                                                                     (2)

В (2) ΔЭ – норматив технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям k-уровня напряжения (НТПЭ) – это расчётные значения технологических потерь, определяемые в соответствии с [7]; Т^эс – тариф покупки потерь электроэнергии.

Нормативы структурно разделены на несколько составляющих: потери условно-постоянные, нагрузочные, потери, обусловленные погрешностью системы учёта:

ΔЭ=ΔЭ_уп+ΔЭ_нагр+ΔЭ_погр.                                                                  (3)

Условно-постоянные потери ΔЭ_уп включают: потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрасфороматоров), на корону; потери в компенсирующих устройствах, в системе учёта электроэнергии, в вентильных разрядниках и др.

Потери ΔЭ_погр, обусловленные погрешностью системы учёта, определяются погрешностью трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счётчиков и соединительных проводов. Нагрузочные потери ΔЭ_нагр – это потери в каждом элементе электрической сети, по которому осуществляется передача электрической энергии. Нагрузочные потери зависят от величины передаваемой по электрической сети мощности (как активной, так и реактивной).

В соответствии с [7] их можно рассчитать пятью методами, которые по наличию исходных данных можно разделить на оперативные (по данным приборов учёта в процессе передачи), аналитические (на основании данных приборов учёта за характерный промежуток времени), оценочные (проводимые на основе обобщённых данных о схемах сетей).

Наиболее точным является метод оперативных расчётов, в соответствии с которым ΔЭ_нагр рассчитывают как потери от протекания полного тока по каждому i-му элементу электрической сети с сопротивлением :

ΔЭ_нагр +  ,                                                 (4)

где n – число элементов сети;  – интервал времени, в течение которого токовую нагрузку i-го элемента сети принимают неизменной; m – число интервалов времени; полная токовая нагрузка  – это фактическая нагрузка i-го элемента на j-м интервале времени, взятая по данным системы учёта, т. е. эта нагрузка учитывает передачу фактических значений активной и реактивной мощности по i-му элементу электрической сети.

При расчёте НТПЭ аналитическими методами (расчётных суток, средних нагрузок, числа часов наибольших потерь мощности), в основе которых лежит расчёт потерь по формуле

,                                                                                   (5)

как и в (4), используются данные о фактических значениях активной и реактивной мощности. В (5)  и  – активная и реактивная мощности определённые по данным приборов учёта;  – напряжение сети;  – активное сопротивление части электрической сети, в которой рассчитываются потери.

Оценочный метод применяют для расчёта потерь в сети напряжением 0,4 кВ – это метод оценки потерь по обобщённой информации о схемах и нагрузках сети. В его основе лежит выражение для определения потерь в линии:

;                                                                  (6)

где Э – электроэнергия, отпущенная в линию за Д дней; tgφ_факт – фактический коэффициент реактивной мощности;  – коэффициент формы графика нагрузки; R_экв – эквивалентное сопротивление линии. Множитель Э²(1+tg²φ_факт) определяет передачу фактических значений активной и реактивной энергии по рассматриваемой линии.

Из (4)–(6) вытекает, что в тарифе для потребителя учтены затраты, необходимые для оплаты потерь от передачи фактических значений активной Р_факт и реактивной Q_факт мощностей. При применении повышающих коэффициентов к этому тарифу за потребление реактивной мощности сверх предельных значений (Q_факт–Q_пред) получается двойной учёт одних и тех же расходов при расчёте ставки тарифа, что противоречит [8]. Кроме того, простое применение повышающих коэффициентов противоречит принципу соблюдения баланса интересов поставщиков и потребителей электрической энергии и антимонопольным принципам [9, 10], так как поставщик электрической энергии получает экономически необоснованный доход в виде тарифной выручки ТВ_Q от применения повышающих коэффициентов  ко всем P потребителям, не соблюдающим РРМ:

ТВ_Q=Т^потЭ_р,                                                              (7)

где Э_р – фактическая электроэнергия, потреблённая p-потребителем.

Таким образом, перед исследователями можно поставить следующую задачу: разработать эффективную систему привлечения потребителей к участию в КРМ энергосистемы, при использовании которой будет соблюдаться баланс интересов между поставщиками и потребителями электрической энергии. По этому вопросу опубликовано много работ, в которых предложены различные варианты решения этой проблемы, наиболее приемлемым из которых является, на наш взгляд, следующий: применить повышающие коэффициенты к потребителям, не соблюдающим режим по реактивной мощности, но исключить из тарифа (1) затраты, связанные с передачей потребителям реактивной мощности сверх предельных значений Q_пред в часы больших нагрузок энергосистемы. Этого можно добиться, если исключить из расчёта НТПЭ все составляющие, связанные с потерями от передачи реактивной мощности сверх предельных значений.

При анализе описанной выше структуры НТПЭ видно, что условно постоянные потери ΔЭ_упр и потери ΔЭ_погр, обусловленные погрешностью системы учёта, не зависят от величины передаваемой реактивной мощности, поэтому расчёт этих составляющих НТПЭ можно оставить без изменений. Нагрузочные потери  зависят от величины передаваемой по электрической сети мощности, поэтому именно из них необходимо исключить потери, связанные с передачей реактивной мощности сверх предельных значений.

При расчёте нагрузочных потерь необходимо учитывать потери от передачи фактического значения активной мощности Р_факт и предельного значения реактивной мощности Q_пред. Тогда из затрат, обусловленных передачей мощности по сети, будет исключена составляющая, связанная с передачей реактивной мощности сверх предельных значений (Q_факт–Q_пред), снимается несоответствие между действующим законодательством и применением повышающих коэффициентов.

В этом случае в метод оперативных расчётов нагрузочных потерь необходимо внести следующие изменения:

ΔЭ_пред=,                                  (8)

где cosφ_пред – коэффициент реактивной мощности, соответствующий предельному значению соотношения активной и реактивной мощности, определённому для каждого уровня напряжения в соответствии с [4]; cosφ_фaктij – фактический коэффициент мощности i-го участка сети в течении j-го интервала времени.

При умножении на cos²φ_фaктij из нагрузочных потерь выделяется составляющая, обусловленная передачей фактического значения активной мощности; при делении на cos²φ_пред получаем потери от передачи некоторого значения полной мощности, соответствующего передаче фактического значения активной мощности и предельного значения реактивной мощности. Если cosφ_фaктij≥cosφ_пред, то принимаем cosφ_фaктij=cosφ_пред.

По аналогии необходимо внести изменения и в остальные методы расчёта НТПЭ. При расчёте потерь аналитическими методами нужно ввести в (5) поправочный коэффициент k_пред=1/cos²φ_пред; тогда

ΔР_пред=k_пред,       (9)

где cosφ_{факт.ср} – это фактический средневзвешенный коэффициент реактивной мощности за промежуток времени, соответствующий методу расчёта. Если cosφ_фaктij≥cosφ_пред, то принимаем cosφ_фaктij=cosφ_пред.

В оценочном методе определения потерь в линии по уравнению (6) следует использовать tgφ_пред:

.                                                    (10)

Внесение таких изменений в расчет НТПЭ позволит снизить тариф на передачу электрической энергии для потребителей. С учётом (8)–(10) НТПЭ будут определяться по выражению:

ΔЭ_нов=ΔЭ_упр+ΔЭ_погр+ΔЭ_пред      ,                                              (12)

а соответствующая им новая ставка тарифа для k-го уровня напряжения:

,                                                       (13)

где  – стоимость потерь при передаче электроэнергии по k-уровню напряжения при изменениях (8)–(10).

Список литературы

1. Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг (утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 г. № 861 в ред. Собр. зак. РФ. 2004. № 52. С. 5525).

2. Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики (утв. Постановлением Правительства РФ от 31.08.2006 г. № 530).

3. О повышении устойчивости и технико-экономической эффективности распределительных электрических сетей и систем электроснабжения потребителей за счёт управления потоками реактивной мощности и нормализации уровней напряжения. Приказ РАО "ЕЭС России" от 11.12.2006 г. № 93.

4.  Порядок расчёта значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договоры электроснабжения). Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 г. № 49.

5. Письмо Минпромэнерго РФ от 01.11.2004 г. № ИМ-1374.

6. Методические указания по расчёту регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. (утв. приказом ФСТ России от 06.08.2004 г. № 20-э/2).

7. Порядок расчёта и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям (утв. приказом Минпромэнерго России от 04.10.2005 г. № 267).

8. Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации и Правила государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации. Постановление Правительства РФ от 26.02.2004 г. № 109.

9. О государственном регулировании тарифов на тепловую и электрическую энергию в Российской Федерации. ФЗ от 14.04.1995 г. № 41

10. Об электроэнергетике. ФЗ от 26.03.2003 г. № 35.