CC BY
23
экономика энергетики
УДК 621.311
УЧЕТ УРОВНЯ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ПРИ РАСЧЕТЕ ОПЛАТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА (ПОТЕРЬ) ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЕЕ ПЕРЕДАЧУ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ*
Докт. техн. наук ЗАБЕЛЛО Е. П., канд. техн. наук ЕВСЕЕВ А. Н.
Белорусский теплоэнергетический институт, ОАО «Татнефть» им. В. Д. Шашина, г. Альметьевск
Согласно методическим указаниям по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую энергию на розничном рынке [1] стоимость услуг, являющихся неотъемлемой частью процесса поставки энергии, включает плату за услуги по содержанию электрических сетей, дифференцированную по уровням напряжения: высокое (ВН), среднее (CHI и СН2) и низкое (НН), и оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям соответствующего уровня напряжения. Для определения второй составляющей платы рекомендуются формулы с применением расчетных нормативных коэффициентов технологического расхода энергии на ее передачу по сетям высокого (аВн), среднего (асш, асш) и низкого (анн) напряжений, выражаемых в процентах от суммарных затрат ZH0M соответственно по сетям ВН, СН и НН.
В изменениях и дополнениях к Методическим указаниям [1] (постановление ФЭК от 14.05.2003) приводятся специальные таблицы для расчета составляющих технологического расхода электроэнергии в электрических сетях, из которых следует, что с помощью коэффициента а учитываются все потери активной энергии, в том числе и на передачу реактивной энергии. Там же приводятся и нормативы потерь (например, в батареях статических конденсаторов, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах и т. д.). Потребитель электрической энергии (абонент), которому небезразлично, какие величины составляющих потерь будут заложены в ставку платы за передачу электроэнергии по электрическим сетям, может сразу предположить, что региональной энергетической комиссии на согласование и утверждение будет предложен вариант, беспроигрышный для энергоснабжающей организации (ЭСО). В подобных условиях потребитель
* Публикуется в порядке обсуждения.
теряет всякий интерес к снижению потерь электроэнергии в сетях ЭСО, руководствуясь вполне понятным принципом: все равно уплачено.
Продолжая затронутую в [2] тему соблюдения интересов сторон, участвующих в процессе производства, передачи, распределения и потребления энергии, рассмотрим несколько примеров возможного режимного взаимодействия поставщика и потребителя реактивной мощности и энергии, свидетельствующих о том, что такое взаимодействие может быть эффективным для обеих сторон, а следовательно, и для народного хозяйства в целом.
На рис. 1 приведены четыре варианта размещения в некотором узле с уровнем напряжения СН источников (ИР) и потребителей (ПР) реактивной мощности (энергии), относящихся как к поставщику (ПРэ), так и энергопотребляющей организации (ПРп). Как видно из рисунка, первый (основной) вариант размещения ИР предполагает, что ими являются генераторы электростанций (ИРэ), компенсирующие устройства и агрегаты, установленные на шинах СН энергосистемы (ИРэс), и то же - у потребителя (ИРп). Во втором варианте размещение ИР аналогично варианту 1, в третьем варианте ИР отсутствуют у потребителя, а в четвертом - и в рассматриваемом узлах энергосистемы, в результате чего единственными источниками реактивной мощности для всех потребителей узла являются генераторы электростанций или ИР, расположенные в смежных узлах ЭСО. Если рассматривать варианты с точки зрения режимов перетоков реактивной мощности, то видно, что они неравнозначны, так как величины перетоков на границе балансовой принадлежности сети (отмечена кружочком со стрелкой) изменяются от 0 (рис. 1б) до максимальной величины (рис. 1г), определяемой потреблением реактивной мощности исключительно от источников энергосистемы. Заметим, что в первом варианте возможен переток реактивной энергии в сторону шин СН ЭСО, что в некоторых случаях экономически оправдано, т. е. взаимовыгодно обеим режимно-взаимодействующим сторонам. В то же время во втором варианте отсутствуют перетоки реактивной энергии в обоих направлениях на границе балансовой принадлежности, что возможно при полностью «скомпенсированном» потреблении электроэнергии с применением средств автоматизации, например систем возбуждения синхронных двигателей потребителя.
Приступая к расчету технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях, обусловленного как холостым ходом, так и нагрузкой их элементов, специалисты ЭСО могут произвести расчет с той или иной степенью достоверности в зависимости от наличия информации о технических характеристиках оборудования, потребляющего реактивную энергию, и главное, - от наличия средств приборного электроучета - счетчиков реактивной энергии, установленных на границе балансовой принадлежности. Сложно предположить, какой из представленных на рис. 1 вариантов для данного узла будет взят за основу при определении нормативного коэффициента технологического расхода (потерь) электрической энергии, однако можно согласиться, что для ЭСО четвертый вариант -предпочтительный, так как согласно ему потери активной электрической энергии на передачу реактивной максимальны из-за отсутствия в данном узле компенсирующих устройств как у поставщика энергии, так и у або-
нента. Наоборот, в реальных условиях электроснабжения для ЭСО предпочтительнее схема на рис. 1б, так как в данном случае названная выше составляющая потерь активной энергии минимальна. Но в то же время эта схема невыгодна потребителю, так как он полностью и за свой счет обеспечил компенсацию реактивной мощности непосредственно в узле электропотребления.
а б
в г
Рис. 1. Варианты размещения источников и потребителей реактивной мощности в узле энергоснабжения: ИРэ, ИРэс, ИРп - источники мощности, принадлежащие электростанциям, энергосистеме и потребителю (абоненту) соответственно; ПРэс, ПРп- потребители мощности, принадлежащие энергосистеме и абоненту
Таким образом, вернувшись к понятию норматива а в Методических указаниях [1], следует признать, что его обоснование ЭСО должна выполнять с учетом не только сложившихся схем размещения источников реактивной мощности, ожидаемых величин этих мощностей и их перетоков, но и с учетом некоторого норматива, устанавливаемого на границе балансовой принадлежности для потребителя энергии. Таким нормативом может являться величина коэффициента реактивной мощности tg9K, устанавливаемая для каждого из четырех уровней напряжения (ВН, СН1, СН2 и НН). Практика установления таких нормативов имела место и ранее, например в [3], однако с их отменой не предложено взамен достаточно объективного метода учета в тарифах на электрическую энергию уровня компенсации реактивной мощности (энергии) на границах балансовой принадлежности.
Рассмотрим вариант подхода к решению этого вопроса в условиях применения автоматизированного электроучета с помощью электронных многофункциональных счетчиков, что позволяет получать текущие значения потребляемых активной и реактивной мощностей, например усредненных на получасовых интервалах. По текущим значениям фактических Рф и
рассчитывается коэффициент tgфф, по которому в любое время суток (время больших, малых нагрузок) можно судить о степени (уровне) компенсации реактивной мощности и отклонении этого уровня от нормативного tgфн, если он обоснованно рассчитан или просто задан как величина, которую должен обеспечить потребитель энергии в соответствии с договором на электроснабжение.
Для проведения дальнейших расчетов и обоснований воспользуемся треугольником мощностей, приведенным на рис. 2, на котором показано состояние электропотребления, определяемое фактическими значениями Qф, Рф и tgфф и состояние, определяемое нормативными значениями Qн, Рн и tgфн, из которых заданным считается только tgфн, а остальные подлежат определению.
Из треугольников мощностей, приведенных на рис. 2, видно, что однозначное решение можно получить, если определить значение АР, обусловленное снижением потерь активной энергии на передачу реактивной при снижении значения tgфф до нормативного tgфн. Известно, что потери активной мощности на передачу реактивной определяются с применением коэффициента Кр, выражаемого в кВт/квар, в связи с чем в нашем случае справедлива следующая запись:
Рис. 2. Треугольник мощностей для анализа и определения функциональных зависимостей между показателями электропотребления в некото-
(Оф " ОнК =ар .
(1)
Используя выражение (1), запишем уравнение для определения tgфн согласно треугольнику мощностей, приведенному на рис. 2:
^фн =
Он
Рф - (Оф - Он)Кр'
(2)
Исключим из полученной формулы переменную Рф, используя соотношение Qф = Рфtgфф, и после проведения некоторых преобразований полу-
чим:
Он =
п©ф" - К^чО + Кр18фнОн;
^нtgфф(1 - кр1ефн) = ОфЧФн(1 - КрШфф);
О = tgфн(1 - К^фф) О Он 1вфф(1 - К^фн)Оф.
(3)
В табл. 1 приведены значения соотношения О°г, рассчитанные по (3),
Оф
на реальном интервале значений tgфф и их нормативных величин.
Таблица 1
Значения -щ- =/^ф„, tgфф, Щ)
tgфн tgфф
0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,4 0,01 0,8 0,66 0,57 0,5 0,44 0,4
0,1 0,79 0,65 0,55 0,48 0,42 0,38
0,3 0,01 0,6 0,5 0,43 0,37 0,33 0,3
0,1 0,59 0,48 0,41 0,36 0,31 0,28
0,2 0,01 0,4 0,33 0,28 0,25 0,22 0,2
0,1 0,39 0,32 0,27 0,23 0,21 0,18
0,1 0,01 0,2 0,16 0,14 0,12 0,11 0,1
0,1 0,19 0,15 0,13 0,11 0,1 0,09
Из (3) следует, что 0„ = (Я|, только в том случае, если tgфн = tgфф, что практически исключено в реальных условиях, так как нормативные значения tgфн - это величина, заданная и обусловленная прогнозными расчетами в соответствии с методическими указаниями [1], а значение tgфф - фактическая величина, полученная в результате работы потребителя за некоторый период. Так как применяемые в таких случаях скидки и надбавки к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной мощности отменены, нами предлагается проведение корректировки не тарифов, а величин оплачиваемых мощности и энергии, что объективно обосновано. Действительно, при tgфф > tgфн энергосистема несет дополнительные, не предусмотренные расчетами затраты в виде потерь активной энергии (мощности) на компенсацию реактивной, при tgфф < tgфн дополнительные затраты, обусловленные издержками на компенсацию реактивной мощности сверх нормативного уровня, несет потребитель.
Поясним сущность предлагаемого метода корректировки величин оплачиваемых мощности и энергии, используя (1) и (3), которые позволяют получить значение АР (корректируемая величина оплачиваемой мощности), зависящие от ее фактического значения и значений трех коэффициентов: Кр, tgфн, tgфф. Подставив в (1) значение Ои. определяемое (3), получим
АР = К
Оь-
^ёФнО ~ ^ёФф) 189Ф(1 - Л^ф,,)
а
=т
tgфф-tgфн 189ф0 - Л^ф,,)
(4)
Из формулы (4) видно, что при tgфф = tgфн значение АР = 0, при tgфн > > tgфф величина АР отрицательная.
Согласно литературным источникам значение tgфн для потребителей, подключенных на среднем напряжении, находится обычно в пределах 0,4... 0,45, что соответствует значению tgф и в ряде европейских стран.
Используя (4), проведем расчет значений АР для двух вариантов: когда фактическое значение tgфф > tgфн и когда это значение меньше нормативного. Допустим, 2Ф= 200000 квар; tgфн = 0,45; Кр = 0,08; 1§фф1 = 0,5; tgфф2 = = 0,4. В этом случае
АР1 = 0,08 • 200000 •
АР2 = 0,08 • 200000 •
0,5 - 0,45
0,5 • (1 - 0,08 • 0,45)
0,4 - 0,45 " 0,4 • (1 - 0,08 • 0,45)
= 1660 кВт;
= -2075 кВт.
Таким образом, потребитель, у которого фактическое значение 18фф выше нормативного, оплачивает дополнительно 1660 кВт активной нагрузки.
При втором варианте нагрузок корректируется величина оплачиваемой мощности в меньшую сторону. Принцип оплаты мощности в данном случае сохраняется, т. е. оплате подлежит наибольшая получасовая совмещенная активная мощность, хотя бы один раз имевшая место на одном из получасовых периодов пикового интервала нагрузок - в течение месяца.
Предприятие, обеспечившее постоянный мониторинг активных и реактивных нагрузок на границе балансовой принадлежности, в этом случае будут стремиться к снижению на пиковых интервалах не только величины активной нагрузки, но и фактического значения 18фф, что выгодно обеим режимно взаимодействующим сторонам.
К сожалению, для потребителей - регуляторов активной мощности, каким является ОАО «Татнефть», подобный метод задания нормативного значения 18фн и контроля его фактических значений 18фф только на пиковых интервалах активных нагрузок недостаточно объективен, так как любое отключение работающего в режиме компенсации реактивной мощности синхронного двигателя во время пиковых нагрузок приводит не только к снижению активной нагрузки, но и к росту значения 18фф. В этом случае считаем целесообразным рассчитывать значение 18фф и средние нагрузки не только на пиковых, но и
на полупиковых интерва- Табтщ 2
лах, как того и требова- Фактические и ра^таьге характер^-™
,-т г-п электропотребления ОАО «Татнефть»,
ли раньше Правила 131, в „ шп^-шп-!
г г J режимныи день 19.06.2003
которых задавались часы максимальных нагрузок (7.00...23.00).
Сохраняя аналогичный подход к расчету величины корректировки платы за потребляемую реактивную энергию, вызванную отклонением значения 18фф от нормативного, можно воспользоваться фактическими и расчетными данными по всем анализируемым показателям для режимных дней, как, например, приведенным в табл. 2. Как видно, она содержит данные по активным и реактивным суммарным усредненным на
Время, ч Показатель
Рф, тыс. кВт бф, тыс. квар tgфф tgфн = 0,4 tgфн = 0,45
бн Абн бн Абн
2 401401 183920 0,458 159704 24216 180585 3335
4 402811 181164 0,450 160371 20793 181164 0
6 403334 173568 0,430 160846 12722 181877 -8309
8 363130 169847 0,468 144357 25490 163232 6615
10 340146 169199 0,497 134894 34305 152532 16667
12 385612 172696 0,448 153550 19146 173627 -931
14 393905 170040 0,432 157060 12980 177596 -7556
16 400976 175056 0,436 159827 15229 180724 -5668
18 395249 177957 0,450 157361 20596 177957 0
20 337644 173967 0,515 133701 40266 151183 22783
22 342036 173384 0,507 135531 37853 153252 20132
24 379005 177153 0,467 150681 26472 170383 6770
часовых интервалах нагрузкам Рф и Qф, рассчитанным значениям 18фф и величинам Qн и AQн при двух нормативных значениях 1§фн: 18фн = 0,4 и 18фн = 0,45. Результаты расчетов проиллюстрированы на рис. 3, из которого видно, что при нормативном значении 18фн = 0,4 на всем суточном интервале потребуется дополнительная плата за потери активной энергии на компенсацию реактивной, так как они выше нормативных (учтенных в тарифе). При 18фн = 0,45 такая доплата также сохранится, однако в значительно меньшем объеме, так как на некоторых участках кривой нагрузок значение AQ ниже нормативного.
и ч
Рис. 3. Расчетные значения отклонений потребляемой реактивной мощности от ее нормативных значений в режимный день 19.06.2003 при двух вариантах tgфн
Таким образом, расчет величины корректировки платы за потребляемую активную энергию при tgфф Ф tgфн можно выполнить следующим образом:
• для режимных дней (летний, зимний) определяются усредненные значения AQн на интервалах максимальных нагрузок с разбивкой по напряжениям, причем для каждого их напряжений задается свое значение tgфн, а графики нагрузок по всем напряжениям являются арифметической суммой общего графика;
• по вычисленным значениям AQн определяется величина корректировки платы за потребляемую активную энергию при tgфф Ф tgфн для каждого из уровней напряжения и при Кр = 0,08:
для летнего сезона:
ДПВН(лет) = 0'08ТсредВНПлет ' 17ДбнлетВН = ^б^лег^средВН ДбнлетВН ; ДПСН(лет) = 1?6ПлетТсредСНДОнлетСН ;
для зимнего сезона:
ДПВН(зим) = 1?6ПзимТсредВНДбнзимВН ; ДПСН(зим) = 1136Пзи-мТсредСНДбнзимСН ,
где ?7средВН,Т7средСН - средние значения тарифов на электроэнергию на высоком и среднем напряжениях; плет, пзим - число рабочих дней в летнем и зимнем сезонах; ДQнлетвн, AQнлетcн, AQнзимвн, AQнзимcн - усредненные на ин-
тервале 7.00...23.00 (с учетом знака) отклонения фактических реактивных нагрузок от нормативных дифференцированно по сезонам и уровням напряжения.
Пример
Тсредвн = 0,6 руб/(кВт-ч); Тсредсн = 0,7 руб/(кВт-ч); Абплетвн = 7000 квар; Абпзимвн = 9000 квар; Абплетсн = 8000 квар; А^зимсн = 10000 квар; п = 130;
АПвн(лет) = 1,36-130-0,6-7000 = 742560 руб; АПсн(лет) = 1,36-130-0,7-8000 = 990080 руб; АПвн(зим) = 1,36-130-0,6-9000 = 11138840 руб; АПсн(зим) = 1,36-130-0,7-10000 = 1237600 руб;
Итого 4084080 руб.
Приведенные расчеты показывают, что при существующих способах учета потребления энергии появляется возможность достаточно объективной оценки как уровня ее компенсации, так и корректировки платы за потребляемую активную энергию при отклонении фактических значений tgфп от нормативных. не представляет сложности в этом случае и переход от расчетов по суточным графикам двух режимных дней к расчетам по любому набору этих графиков, так как создаваемые автоматизированные системы учета, контроля и управления энергопотребления (АСКУЭ) позволяют не только вести мониторинг нагрузок ежесуточно, но и управлять ими, пользуясь полученной информацией.
ВЫВОДЫ
1. Учитывая наличие из-за вероятностного характера нагрузок существенных допущений при формировании в текущем году на будущий год тарифной сетки по оплате технологического расхода (потерь) электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям, следует признать, что корректировка платы, обусловленной отклонением фактических потерь активной энергии на компенсацию реактивной от их нормативного значения, неизбежна. Это отклонение может быть как положительным, так и отрицательным и рассчитывается на основе измерений с применением современных средств дистанционного электронного учета.
2. Применение в расчетах нормативных и фактических значений tgф и экономического коэффициента реактивной мощности Кр (квт/квар) позволяет обоснованно рассчитать корректируемые величины как мощности, так и энергии, однако при этом важно обеспечить прозрачность расчетов и последующих результатов измерений, что является главным требованием в условиях рыночных отношений.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. М е т о д и ч е с к и е указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утв. Постановлением ФЭК Российской Федерации 31.07.2002 № 49-э/8.
2. З а б е л л о Е. П., Е в с е е в А. И. О возможных подходах к распределению результатов, получаемых независимыми энергокомпаниями, при совместном инвестировании // Электрические станции. - 2002. - № 12.
3. П р а в и л а применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии / Главгосэнергонадзор России, 1994.
Поступила 9.07.2004
