Ответственным за техническую политику и руководство снижением потерь электроэнергии в электрических сетях холдинга назначено ОАО «ФСК ЕЭС». В сводном плане все работы объединены в четыре основных направления:
1. Организация и создание автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС и РСК.
2. Нормативное обеспечение процессов учета, нормирования и снижения потерь электрической энергии в электрических сетях.
3. Формирование и выполнение программ снижения потерь в единой национальной (общероссийской) электрической сети.
4. Формирование и выполнение программ снижения потерь электрической энергии в распределительных сетях.
Сводный план ежегодно корректируется, уточняется и дополняется с учетом выполненных работ, накопленного опыта и новых задач. Сделано немало, но еще больше предстоит сделать в ближайшем и отдаленном будущем. Ниже остановимся лишь на основных наиболее перспективных направлениях развития этих работ.
Очевидно, что стратегическим направлением повышения достоверности и полноты исходной информации для расчетов фактических и технических потерь электроэнергии является создание современных АИИС КУЭ и АСТУ ЕНЭС и РСК, промышленных предприятий, муниципальных электрических сетей и т.п. Процесс этот достаточно долговременный, требующий значительных материальных ресурсов, а впоследствии и существенных эксплуатационных расходов. Параллельно с этим процессом необходимо проводить активную работу по модернизации и совершенствованию существующей системы учета электроэнергии. При этом чрезвычайно важно совершенствование и развитие метрологического обеспечения измерений электроэнергии, в том числе: инвентаризация измерительных комплексов (ИК) учета электроэнергии, в том числе счетчиков, ТТ и ТН; составление и ввод в действие местных инструкций по учету электроэнергии, местных методик выполнения измерения электрической энергии и мощности, типовых методик выполнения измерения потерь напряжения в линиях соединения счетчика с ТН, вторичной нагрузки ТТ в условиях эксплуатации; составление паспортов–протоколов ИК учета электроэнергии; определение фактических рабочих условий применения средств измерений для каждого измерительного комплекса; проверка правильности схем соединения измерительных ТТ, ТН и счетчиков; поверка и калибровка счетчиков электроэнергии.
По нормативному обеспечению процессов учета, нормирования и снижения потерь электрической энергии в электрических сетях в ближайшее время необходимо сосредоточить усилия на решении следующих задач:
1. Продолжить работы по совершенствованию и повышению точности методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях с учетом появления в них дополнительных источников и средств получения исходной информации о схемных и режимных параметрах (АИИС КУЭ, АСТУ и т.п.). В первую очередь это относится к уточнению расчетов потерь электроэнергии в системообразующих электрических сетях, в том числе на корону в ВЛ с использованием данных метеопостов на линиях электропередачи, к уточнению активных сопротивлений проводов ВЛ с учетом датчиков их температуры, к уточнению потерь в стали силовых трансформаторов с учетом сроков их службы.
Требуют совершенствования методы расчета транзитных потерь электроэнергии, определения «вкладов» участников оптового и розничных рынков электроэнергии в электросетевые потери. Необходимо разработать методы и регламенты оплаты за потери электроэнергии с учетом этих «вкладов».
Сегодня уже недостаточно говорить об укрупненной оценке потерь в этих сетях по обобщенной информации, если величина этих потерь является предметом покупки и продажи. Все чаще возникает вопрос о метрологической аттестации расчетов потерь, о достоверном определении их погрешности. В то же время очевидно, что необходима разработка и методов макрооценки результатов расчета на стадиях их экспертизы, мониторинга, сравнительного анализа и т.п. Требуют уточнения и детализации, в частности, приведенные выше оценки предельных значений потерь по уровням напряжения.
В распределительных электрических сетях 0,4 кВ весьма актуальными являются работы по уточнению объективно существующих дополнительных потерь электроэнергии в контактных соединениях (особенно в низковольтной коммутационной аппаратуре), в скрутках проводов воздушных линий, в электрических сетях 0,4 кВ в целом с учетом несимметричных и неполнофазных режимов работы.
2. Все более очевидной становится необходимость объединения и информационной увязки методов и задач расчета потерь и балансов электроэнергии в электрических сетях, причем не только фактических (ретроспективных), но и прогнозных (перспективных). На пути такого объединения много препятствий и проблем, которые необходимо учитывать: отсутствие устойчивой сравнительной статистики изменения составляющих баланса по годам из-за постоянно изменяющихся структур управления сетями и границ балансовой принадлежности; необходимость учета коммутационного состояния сетей, климатических условий, темпов роста электропотребления и т.п.
3. В соответствии с развитием методов должно развиваться и совершенствоваться программное обеспечение расчетов и нормирования потерь. С учетом многолетнего опыта внедрения в электрических сетях такого программного обеспечения [1–6] и наметившихся тенденций, можно сформулировать ряд основных требований к нему:
программные комплексы должны иметь сертификат уполномоченных организаций на соответствие нормативным требованиям;
программы должны основываться на методах расчета, рекомендованных утвержденными в установленном порядке нормативными документами; обеспечивать удобство, наглядность и обозримость исходных данных и результатов расчета, их анализа и быстрого поиска ошибок; обеспечивать устойчивый, бесперебойный режим работы с индикацией причин сбоев и возможных ошибок в исходных данных; работать как в пакетном так и в многопользовательском режимах; иметь модульную структуру для наращивания функциональных возможностей и стыковки с другими технологическим программами;
программы должны быть открыты для интеграции с информационно-графическими и геоинформационными системами, АСУ паспортизации электрических сетей; оперативно-информационными комплексами АСТУ электрических сетей; АИИС КУЭ; программным обеспечением по расчету полезного отпуска электроэнергии абонентам (юридическим и физическим лицам).
Что касается формирования и выполнения программ снижения потерь электроэнергии в ЕНЭС и РСК, необходимо отметить следующее. В целом перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии, методы оценки их эффективности и очередность их внедрения достаточно хорошо известны [9]. В то же время очевидно, что за 20 лет с момента выхода инструкции [9] многое изменилось в структуре и методах управления электроэнергетикой страны, в критериях эффективности, в структуре потерь. Все это необходимо учитывать при разработке современных программ снижения потерь. Как уже отмечалось выше, такие программы должны быть комплексными и содержать в себе 6 групп мероприятий [6].
Опыт передовых отечественных и зарубежных компаний показывает, что очень важным и эффективным этапом разработки программ снижения потерь является энергоаудит, который, как правило, проводят аккредитованные специализированные организации. Они не только выполняют энергетические обследования электрических сетей, системы учета электроэнергии и разрабатывают соответствующие мероприятия, но и участвуют в сопровождении внедрения этих мероприятий, в оценке и получении экономического эффекта от этого внедрения [8].Выполненные филиалом ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ работы по энергетическим обследованиям отдельных МЭС и подстанций ОАО «ФСК ЕЭС», по расчетам и анализу потерь в сетях 220–500 кВ, выявлению резервов снижения потерь в этих сетях показали, что эти резервы составляют от 0,5 до 1 млрд. кВт·ч в год, или от 2 до 5% от суммарной величины потерь в этих сетях. Это снижение можно было бы получить, в основном, за счет оптимизации режимов работы ЕНЭС по реактивной мощности и уровней напряжения и снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.
В настоящее время оптимизация режимов по реактивной мощности практически не проводится из-за вывода из работы устройств РПН на трансформаторах и автотрансформаторах 500 кВ и выше в связи с низкой надежностью этих устройств. В результате в режимах минимальных нагрузок в ряде узлов ЕНЭС возникают избытки реактивной мощности и дополнительные потери в сетях. Активизация использования РПН в сочетании с использованием имеющихся и установкой дополнительных регулируемых средств компенсации реактивной мощности, а также с использованием регулировочной способности электрических станций может дать существенный эффект не только в экономии, но и в повышении качества электроэнергии. Следует отметить, что для эффективной оптимизации режимов ЕНЭС по реактивной мощности и уровням напряжения не только придется восстановить работу РПН и АРПН на ряде подстанций, установить дополнительные регулируемые компенсирующие устройства (в первую очередь регулируемые шунтирующие реакторы), но и обеспечить согласованную их работу между собой и с режимами работы электрических станций.
С точки зрения снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций необходимо обратить внимание в первую очередь на оптимизацию работы системы охлаждения силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов. В настоящее время разработаны микропроцессорные устройства, способные в зависимости от температуры воздуха и температуры масла в баках оптимизировать длительность работы охладителей и уменьшить расход электроэнергии на обдув электрических аппаратов. Имеются разработки по вторичному использованию теплоты нагрева силовых трансформаторов и автотрансформаторов для отопления зданий управления подстанций [10]. Необходимо закончить работу по разделению учета электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды подстанций, по недопущению подключения к трансформаторам собственных нужд потребителей, не имеющим к ним никакого отношения.