Железко Ю.С. Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций
Подождите немного. Документ загружается.
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
«ЕЭС России»
(РАО «ЕЭС России»)
Открытое акционерное общество
«Научно-исследовательский институт электроэнергетики»
(ОАО ВНИИЭ)
ИНСТРУКЦИЯ
ПО НОРМИРОВАНИЮ, АНАЛИЗУ И СНИЖЕНИЮ
ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ
Инструкция разработана по договору с РАО «ЕЭС России»
№ 02.036 от 14.08.2001 г.
Автор проекта инструкции –
гл. научный сотрудник ОАО ВНИИЭ, докт. техн. наук Ю.С.Железко)
(редакция 08.01.2002)
Уважаемые коллеги!
Просим обсудить предлагаемый проект со всеми заинтересованными
специалистами Вашей организации и высказать рабочие замечания (не
официальные). Положения, приводимые в данном проекте Инструкции, не
являются общепринятыми и некоторыми специалистами оспариваются.
Поэтому Ваше отношение к ним, а также предложения по совершенствованию
Инструкции помогут составить тот официальный текст, который будет
отправлен на официальный отзыв на имя Вашего руководства.
Москва
2002г
Пояснительная записка
к первой редакции "Инструкции по нормированию, анализу и снижению потерь
электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций".
Исходной точкой данного проекта Инструкции является убеждение, что в проблеме
потерь электроэнергии нужно не некоторое улучшение старых вариантов документов, а
коренной их пересмотр. В частности:
1. Способы и формулы для расчета допустимых небалансов электроэнергии на объектах,
установленные «Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве,
передаче и распределении (РД 34.09.101.94)», ставят физически не выполнимые для
электрических сетей задачи (для подстанций формулы, хотя и тоже ошибочны, но в меньшей
степени), так как не учитывают ряд объективных факторов, а именно:
а) реальные погрешности элементов системы учета электроэнергии даже при полном
соответствии ее характеристик требованиям ПУЭ приводят к недоучету электроэнергии, а
не к симметричной погрешности «плюс-минус», как это определяет РД;
б) погрешности, объективно присущие расчету технических потерь электроэнергии на
объекте и не учитываемые РД, на самом деле расширяют диапазон допустимого небаланса в
несколько раз больше, чем учитываемые РД погрешности приборов;
в) формулы РД не учитывают допустимости определенной величины коммерческих
потерь, под которыми везде далее имеются в виду именно хищения, а не погрешности
приборов учета.
2. Классификация потерь должна предусматривать не две составляющие (технические и
коммерческие потери), а четыре (технические потери, расход электроэнергии на собственные
нужды подстанций, потери, обусловленные погрешностями учета электроэнергии, и
коммерческие потери), так как объединение под техническими потерями первых двух и под
коммерческими вторых двух смешивает составляющие совершенно различной природы и
затрудняет анализ путей снижения потерь.
3. Основной целью нормативной документации в области потерь электроэнергии должно
быть обеспечение перелома сложившейся тенденции увеличения отчетных потерь и
достижение хотя бы небольшого, но уверенного тренда на их снижение. Ставить задачу
разработки документа, обосновывающего постоянный рост потерь, аморально.
4. В тариф на электроэнергию в разумной мере должны включаться все составляющие
потерь, в том числе коммерческие потери, так как все четыре составляющие, имея
различную природу, одинаково объективны. Поэтому правильная, на взгляд автора,
тарифная политика – это включение в тариф фактических или близких к ним значений всех
составляющих потерь в первый год работы на основе описываемых принципов с
2
постепенным, но объективным их ужесточением в последующие годы. В частности, в
приведенном в Инструкции примере отчетные потери составляют 12,56%, а технические,
включая расход на собственные нужды подстанций, - 8,13%. Если следовать концепции, что
норматив потерь – это технические потери, то 8,13% и будут установлены как норматив.
Если же рассматривать возможности снижения каждой из четырех структурных
составляющих потерь, то оказывается, что их сумма не может быть снижена ниже 10,3%. Эта
величина и является перспективным нормативом (стратегической целью). Действия
энергоснабжающей организации по снижению потерь с 12,56% до 10,3% должны
стимулироваться постепенным из года в год снижением норматива потерь, включаемых в
тариф. В Инструкции приведена рекомендуемая методика расчета текущего норматива (на
предстоящий год), которая для данного примера дает текущий норматив 12,26%.
5. Структура потерь должна быть открыта для общества и эта открытость полезна
энергоснабжающей организации. В связи с этим одинаково прискорбны любые действия и
позиции, заставляющие скрывать фактические данные, в частности:
- позиция некоторых региональных энергетических комиссий, состоящая в непризнании
коммерческих потерь (хищений) такой же объективной составляющей общих потерь, как и
технических. И те, и другие объективно есть, и те, и другие надо снижать;
- позиция некоторых энергоснабжающих организаций (в значительной степени
являющаяся ответом на позицию РЭК), состоящая в неоправданном завышении технических
потерь с целью сокрытия коммерческих.
6. Открытость данных о потерях электроэнергии предполагает обоснование норматива
потерь в форме, понятной для любого человека, имеющего образование 8 классов
общеобразовательной школы и даже с трудом вспоминающего, кто такие Ом и Кирхгофф – и
это легко сделать. В связи с этим представляется неприемлемой позиция некоторых
специалистов, базирующаяся на представлении, что понять обоснованность уровня потерь
могут только специалисты (которые понимают, как их считать!). На самом деле
удовлетворить требованию открытости можно, используя нормативную характеристику
потерь, отражающую их простой алгебраической формулой. Рассчитать ее должны
специалисты, рассмотреть эксперты, утвердить контролирующие органы, а уметь
использовать – даже школьники. Нормативная характеристика должна быть приоритетным
способом обоснования норматива потерь, а там, где она еще не получена, временно могут
допускаться так называемые «прямые расчеты потерь» - поле для разговоров умных
режимщиков с умными рэковцами. Автор скептически относится к играм с «прямыми
расчетами потерь», однако в проекте инструкции допускает их использование.
3
Расчеты показывают: сети не такие уж безобразные и технические потери в них более-
менее приемлемы. А коммерческие потери высоки. Но их тоже надо включать в тариф и
разрабатывать способы их последовательного снижения, а не рассматривать как нечто
изначально неприличное.
7. Предложение устанавливать норматив коммерческих потерь многими воспринимается
неправильно: вроде одобрения небольшой части воровства. Как норма на безбилетный
проезд: два раза в месяц – это нормально, а больше – это плохо.
Такие нормы устанавливают не для безбилетников – и единичный случай безбилетного
проезда не нормален. И ни один кВт·ч воровать не полагается. Норму устанавливают для
предприятия, терпящего ущерб не из-за собственной халатности, а по объективным
причинам. Устанавливают для того, чтобы не нарушать экономику общественно полезного
технологического процесса. В любой стране, где плохо живут, воруют больше, чем там, где
живут хорошо. Считать, что справляться с низким уровнем жизни населения – дело только
энергоснабжающих организаций, по меньшей мере, не умно.
Известно, что все коммерческие организации отчисляют в фонд страхования от
несчастных случаев определенный процент (норму) от фонда зарплаты. Это не значит, что
одобряется какой-то процент несчастных случаев. Но, к сожалению, они будут. Между тем,
эти отчисления ложатся на себестоимость продукции и она становится чуть дороже.
Хищения энергии, к сожалению, тоже будут. Даже при блестящей работе энергосбыта. И
их надо в разумной мере включать в тариф и делать это открыто. И тариф из-за этого тоже
будет чуть больше.
Известно, например, что в США и Франции хищения, не превышающие 1-1,5%
потребления энергии физическими лицами, включаются в тариф. Считается экономически
нецелесообразным искать конкретные места хищений в таких объемах, так как затраты на их
поиск оказываются больше стоимости найденной электроэнергии. Тариф будет ниже, если
включить в него разумную часть коммерческих потерь, чем затраты на их искоренение.
Законопослушная часть потребителей (не только население, а все потребители, поэтому на
население будет относится лишь небольшая часть) фактически оплачивает хищения и, хотя
это представляется несправедливым, справедливый путь оказывается «себе дороже».
Здравый смысл подсказывает, что в странах с более низким уровнем жизни населения, чем в
США и Франции, в тариф необходимо включать более высокую величину коммерческих
потерь, так как в процесс хищений вовлечен гораздо больший круг лиц. И чем ниже уровень
жизни в регионе, тем в большей степени определенная часть хищений (рассматриваемая как
объективная) должна включаться в тариф. Именно такой подход облечен в Инструкции в
конкретные формулы.
4
8. Методика, заложенная в нормативы ФЭК (пост. № 14/10 от 17.03.2000), не может быть
признана обоснованной. Особенно вызывают удивление нормативы нагрузочных потерь в
сетях СН и ВН. Сопоставительные расчеты, проведенные нами для ряда энергосистем,
показывают существенные несовпадения (см. статью автора "Принципы нормирования
потерь электроэнергии и программное обеспечение расчетов", Электрические станции, 2001,
№ 9).
Не более обоснованы и 6 тыс. квт·ч/км в год для сетей 0,4 кВ, установленные
нормативом ФЭК. Сопоставительные расчеты по сетям 0,4 кВ (см. статью автора "Методы
расчета технических потерь электроэнергии в сетях 380/220 В", Электрические станции,
2002, № 1) показывают, что реально эта величина может колебаться от 1,5 до 9 тыс. квт·ч/км
в год.
Упомянутые статьи в составе 6 статей, публикуемых в журнале «Электрические
станции» с №8 за 2001 г по №2 за 2002 г., направлены Вам в файле metod.zip. Если что-то не
дошло, просьба сообщить.
9. Типовой перечень мероприятий, приведенный в разработанной нами в 1987 г.
"Инструкции по снижению технологического расхода....", излишне перегружен, отчетность
по нему в значительной степени формальна и практически бесцельна.
Какой смысл может быть в "Количестве подстанций, на которых снижен расход на
собственные нужды"? Ну, например, 10 п/ст по 1 тыс. кВт·ч снижения на каждой. А если 1
п/ст, но 40 тыс. кВт·ч – это хуже или лучше? Таких МСП и пояснений к ним в действующем
перечне много.
10. Внедрение программ и проведение расчетов не являются мероприятиями по
снижению потерь (МСП). Мероприятием является реализация того, что приводит к
снижению потерь, а не расчеты по выбору мероприятий. Такие расчеты Инструкция относит
к организационным аспектам МСП, но не к самим МСП.
11. Перечень МСП в Инструкции должен быть, по мнению автора, просто перечнем
наименований с пояснениями физики воздействия на потери и способов расчета физического
эффекта в тыс. кВт·ч, без отчетности по штукам, километрам и т.п. Определение
экономической эффективности МСП не является прерогативой данной Инструкции, так как
экономическая эффективность любых инвестиций определяется другими нормативными
документами.
Для облегчения понимания ряда положений пояснения даны прямо в тексте
Инструкции. Они набраны курсивом и в дальнейшем – в следующей редакции - будут
исключены.
5
Содержание
1. Общие положения 7
2. Термины и определения 7
3. Допустимые и нормативные небалансы электроэнергии 11
4. Нормирование потерь электроэнергии 14
5. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии 18
6. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии 22
7. Анализ потерь электроэнергии 28
8. Рекомендации по стимулированию персонала 39
9. Требования к программному обеспечению расчетов потерь
электроэнергии и их нормативных характеристик 40
Приложение. Примеры расчета 41
Список литературы 53
6
---------------------------------------------------------------------------------------------------------------
ИНСТРУКЦИЯ ПО НОРМИРОВАНИЮ,
АНАЛИЗУ И СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РД 34-70-*** -02
СЕТЯХ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИХ
ОРГАНИЗАЦИЙ
1. Общие положения
1.1. Инструкция предназначена для персонала энергоснабжающих организаций и
региональных энергетических комиссий.
1.2. Инструкция устанавливает методы анализа и нормирования потерь электроэнергии,
определения допустимых и нормативных небалансов электроэнергии на объектах и выбора
мероприятий по снижению потерь. В Инструкции приведены также рекомендации по
стимулированию персонала к внедрению указанных мероприятий и требования к
программам расчета потерь электроэнергии и их нормативных характеристик.
1.3. С вводом в действие настоящей Инструкции утрачивает силу "Инструкция по
снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим
сетям энергосистем и энергообъединений" И 34-70-028-86 –(М.: СПО Союзтехэнерго,1987)
2. Термины и определения
2.1. Отчетные потери электроэнергии – разность между электроэнергией,
поступившей в сеть (по показаниям счетчиков поступления электроэнергии) и
электроэнергией, отпущенной потребителям (по показаниям счетчиков отпуска
электроэнергии).
2.2. Технические потери электроэнергии - потери электроэнергии, обусловленные
физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче
электроэнергии от мест ее производства до точек продажи потребителям.
Примечание. Технические потери определяют расчетным путем на основании законов
электротехники.
2.3. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций – расход
электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования
подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям
счетчиков.
2.4. Система учета электроэнергии – комплекс технических средств, обеспечивающих
измерение поступления и отпуска электроэнергии на объект. Включает в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и электросчетчики.
7
2.5. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее
измерения – недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и
режимами работы системы учета электроэнергии на объекте.
Примечание. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными
погрешностями измерения электроэнергии, определяют расчетным путем на основании
законов вероятностного сложения погрешностей.
2.6. Коммерческие потери – потери, обусловленные хищениями электроэнергии,
несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию бытовыми
потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением
энергии.
Примечание. Коммерческие потери определяют как разность отчетных потерь и суммы
их составляющих, описанных в п.п. 2.2, 2.3 и 2.5.
2.7. Укрупненная структура отчетных потерь электроэнергии – представление
отчетных потерь в виде четырех составляющих, описанных в п.п. 2.2, 2.3, 2.5 и 2.6.
2.8. Детализированная структура потерь электроэнергии – представление отчетных
потерь и (или) их укрупненных структурных составляющих в виде составляющих,
объединенных общим признаком: одинаковым номинальным напряжением, типом
оборудования, характером изменения во времени (переменные, условно-постоянные),
обусловленности (нагрузочные, холостого хода), административным подразделением и т.п.
2.9. Допустимая инструментальная погрешность системы учета электроэнергии -
инструментальная погрешность системы учета электроэнергии на объекте, соответствующая
фактическим характеристикам и режимам работы входящих в нее измерительных
устройств.
2.10. Нормативная инструментальная погрешность системы учета электроэнергии
- инструментальная погрешность системы учета электроэнергии, соответствующая
нормативным (установленным ПУЭ и другими документами) характеристикам и режимам
работы входящих в нее измерительных устройств.
Пояснение. Эксплуатируемые в настоящий момент элементы системы учета
электроэнергии работают в ненормативных условиях. В частности, ТТ существенно
недогружены, что приводит к недоучету электроэнергии. Это произошло в связи с общим
обвалом производства, а не по вине энергоснабжающих организаций. Поэтому эти
погрешности рассматриваются как допустимые. Вместе с тем, если даже идеально
подобрать ТТ, он будет загружен на 80-100% только в режиме максимальной нагрузки
(80% из-за дискретности шкалы номинальных токов). В остальное время суток ТТ будет
загружен меньше (в соответствии с графиком нагрузки), что будет приводить к недоучету
8
электроэнергии. Эта погрешность в тексте Инструкции названа нормативной. Более
подробно о фактических погрешностях см. в статье [1].
2.11. Фактический небаланс электроэнергии на объекте (ФНЭ) - отличие
электроэнергии, поступившей на объект, от суммы трех составляющих: электроэнергии,
отпущенной с объекта, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и
технических потерь в сетях и оборудовании объекта.
Примечание. Фактический небаланс электроэнергии по существу включает в себя
инструментальные погрешности системы учета электроэнергии на объекте, погрешности
расчета технических потерь и коммерческие потери.
2.12. Допустимый небаланс электроэнергии на объекте (ДНЭ) – допустимое отличие
электроэнергии, поступившей на объект, от суммы трех составляющих: электроэнергии,
отпущенной с объекта, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и
технических потерь в сетях и оборудовании объекта, определяемое диапазоном допустимой
инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на объекте, диапазоном
погрешности метода расчета технических потерь, допустимого к применению на данном
объекте, и допустимым уровнем коммерческих потерь.
Примечание. Допустимый небаланс выражают в виде диапазона допустимых значений.
Пояснение. Методы расчета технических потерь, допустимые к применению на
различных объектах, будут установлены «Инструкцией по расчету технических потерь
электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций», разработка
которой запланирована на 2002 г. Скорее всего, обе инструкции будут выпущены в свет
одновременно.
2.13. Нормативный небаланс электроэнергии на объекте (ННЭ) – допустимое
значение параметра, описанного в п.2.12, определяемое в отличие от п.2.12 диапазоном
нормативной инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на объекте.
Примечание. Нормативный небаланс выражают также в виде диапазона допустимых
значений.
2.14. Расчет потерь электроэнергии - определение численных значений потерь с
получением в результате расчета:
- суммарных потерь для рассматриваемой сети за рассматриваемый период времени;
- структуры суммарных потерь;
- интервалов достоверности суммарных потерь и их структурных составляющих.
2.15. Анализ потерь электроэнергии – оценка приемлемости уровня потерь с
технической и экономической точек зрения, выявление причин превышения допустимых
небалансов электроэнергии на объекте в целом и его частях, выявление территориальных
9
зон, групп элементов и отдельных элементов с повышенными потерями (очагов потерь),
определение количественного влияния на отчетные потери и их структурные составляющие
параметров, характеризующих режимы передачи электроэнергии.
2.16. Мероприятие по снижению потерь электроэнергии (МСП) – мероприятие,
проведение которого экономически оправдано за счет получаемой экономии электроэнергии.
2.17. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии – разработка
перечня конкретных мероприятий по снижению потерь электроэнергии с соответствующими
каждому мероприятию показателями требуемых затрат, получаемой экономии
электроэнергии, срока окупаемости затрат или других показателей экономической
эффективности и т.п.
2.18. Резервы снижения потерь электроэнергии - экономия электроэнергии, которая
может быть получена при внедрении экономически обоснованных мероприятий по
снижению потерь электроэнергии.
2.19. Нормирование потерь электроэнергии - установление для рассматриваемого
периода времени приемлемого (нормального) по техническим и экономическим критериям
уровня потерь электроэнергии (норматива потерь).
Примечание. Приемлемый уровень потерь определяют на основе рассчитанной
структуры потерь и анализа резервов снижения ее составляющих.
2.20. Прогнозное значение норматива потерь - значение норматива, определенное по
прогнозируемым нагрузкам и режимам работы сетей и оборудования объекта.
Примечание. Прогнозное значение норматива определяют для планируемого периода.
2.21. Фактическое значение норматива потерь - значение норматива, определенное
по фактическим нагрузкам и режимам работы сетей и оборудования объекта.
Примечание. Фактическое значение норматива определяют для отчетного периода
после его завершения.
2.22. Перспективный норматив потерь электроэнергии – значение потерь
электроэнергии, соответствующее реализации экономически обоснованных мероприятий по
снижению потерь в полном объеме.
Примечание. Перспективный норматив рассматривается как целевая установка на
многолетний период, определенная по прогнозным данным на конец этого периода. Может
определяться и при существующих схемах и нагрузках для оценки уровня потерь, которого
можно было бы достичь сейчас, если бы одномоментно внедрить все возможные МСП.
2.23. Текущий норматив потерь электроэнергии - значение потерь электроэнергии,
соответствующее реализации в планируемом периоде экономически обоснованных
10