Новый проект INOGATE Газ и электроэнергия: СЭИ 110. MD Джон Суинско, Майкл Эммертон Кишинев, ноябрь 2014 года BUILDING PARTNERSHIPS FOR ENERGY SECURITY. - презентация

1 Новый проект INOGATE Газ и электроэнергия: СЭИ 110. MD Джон Суинско, Майкл Эммертон Кишинев, ноябрь 2014 года BUILDING PARTNERSHIPS FOR ENERGY SECURITY

2 Объем работ в рамках СЭИ 110. MD 2 Провести оценивание НАРЭ Молдовы в механизмах ЕС, чтобы получить разумные оценки технических и нетехнических потерь в сетях Определить набор данных, необходимых для проверки уровня потерь, заявленного распределительными компаниями Определить методы профилирования нагрузки на потребление при отсутствии интервального учета Провести обзор методов включения потерь в тарифы ЕС на распределение Разработать рекомендации для пересмотра измерения и оценки потерь в Молдове и вариантов включения затрат на возмещение потерь в тариф на распределение

3 Содержание 3 Европейская практика оценки потерь Точность оценки потерь Тарифы и потери

4 Европейская практика оценки потерь 4

5 Регулирование 5 Регулирование «стратегия но» по своей природе - оно начинается с вопроса: что необходимо улучшить? Использование прогнозного метода для снижения потерь – Оптимальный уровень потерь - это функция хорошо спроектированной сети, которая работает в пределах проектной нагрузки - при каждом чрезмерном падении напряжения потери будут относительно высокими – Использование сетевой модели для оценки потерь и установления целевых показателей по сокращению потерь (в соответствии с нормой капитальных затрат) Использование ретроспективного метода для справедливого возмещения затрат на потери – Обеспечить правильную оценку потерь, их распределение между клиентами по напряжению и возмещение в рамках тарифов на электроэнергию путем сверки – В некоторых странах ЕС параметры в уравнении допустимой прибыли создают стимулы для снижения потерь

6 Наиболее распространенным является ретроспективный метод Корреляция между используемым методом для оценки потерь и конечными результатами отсутствует; существует корреляция между потерями и стимулами Оценка потерь в ЕС 6 Прогноз.Ретросп.Потери ATДа 4.5% BE CH CZ Да 7.0% DE DK Да

7 Европейские тарифы, стимулы и потери 7 Нормативные стимулы Механизмы стимулирования FIотсутствует SE Стандартные убытки включены в модель оценки эффективности сети (прогноз) NO Регулирование на базе основного тарифа. Затраты на сетевые потери рассматриваются так же, как и прочие затраты FRСтимул для уменьшения краж отсутствует ATотсутствует CZ Допустимая норма потерь ограничена тарифом до максимального значения (%) PT Допустимая норма потерь ограничена тарифом до максимального значения (%); стимулы к сокращению в распределительных сетях Код тарифа включает в себя механизм стимулирования с целью уменьшения потерь в распределительных сетях; предусмотрено вознаграждение, если потери ниже значения базисного года, установленного регулирующим органом

8 Регулирование 8 Общие потери Страна ЕС 16%Албания, Босния и Герцеговина, Сербия, Турция 2000 – 2005 гг. Снижение Экономического развития Уровня жизни Потребления на душу населения

9 Ретроспективные методы 9 Для стран ЕС принцип "энергетического баланса" является основополагающим потери = учтенные покупки меньше учтенных продаж На уровне низкого напряжения – W тех.потерь = W импорта – (W billed + W хищений ) – W import можно измерить или оценить – W billed известно – W хищений неизвестно – W тех.потерь отличается от W хищений, особенно при большом количестве краж На практике вычисляется W тех.потерь и определяется W хищений как количество нетто

10 Потери вследствие краж 10 Если уровень хищения низкий, они оцениваются как фиксированный процент – Великобритания/Австралия / Новая Зеландия; уровень низкий: 1-3% – Латинская Америка; отсутствует сеть низкого напряжения, поддающаяся оценке В странах, где хищения составляют > 5%, регулирующие органы могут – Точно оценить технические потери с хищениями, определенными на чистой основе, например, в Восточной Европе – Оценить хищения на основе аудиторских проверок, например, в Испании

11 Технические потери 11 Распределительные сети имеют много «регистрирующих» счетчиков, которые не поддерживают измерение чистой энергии; таким образом, всегда требуется определенный метод расчета Оценка и распределение потерь по напряжению вытекает естественным образом благодаря практике учета Обычная практика заключается в использовании непрерывного учета для подачи среднего напряжения Вт, Вар, AMPS, к Втч и выборочном обследовании сетей низкого напряжения Метод вычисления технических потерь зависит от наличия данных измерений, однако не все страны ЕС используют учет высокого напряжения/среднего напряжения для оценки потерь

12 Практика учета/профилирования в странах ЕС 12 Учет ВН / СН Профилирование AUДа BE CH CZДа DEДа DKДа EE ESДа FIДа Да (Указом министерства) FRДа (СН) GRДа ITДа LT NL NOНет PLНет PTДа Да (утверждена регулятором) SEНет Да (потребители НН) UKНет

13 Россия - неравномерная нагрузка 13

14 Израиль - коэффициент мощности 14 Коэффициент мощности является индикатором потерь – Потери обратный квадрату коэффициента мощности – Требуется программа измерения в полевых условиях 35 / 10 / 0.4 кВ I 1, V 1, cos Φ 1 I 2, V 2, cos Φ 2 I 3, V 3, cos Φ 3 I n, V n, cos Φ n n Z1Z1 Z2Z2 Z3Z3 ZnZn

15 Характеристики нагрузок 15

16 Характеристики нагрузки фидера среднего напряжения 16 Для оценки технических потерь среднего напряжения путем расчета требуется знать – Длительность самых высоких потерь при изменении нагрузки (τ коэффициент) – Форма кривой нагрузки (формы коэффициента ks ) С помощью системы SCADA или интервальных счетчиков можно определить почасовые данные о расходе энергии в распределительной сети τ = 5,000 ks = 1.02 LF = 0.78 τ = 3,500 ks = 1.04 LF = 0.60

17 Характеристики нагрузки сети низкого напряжения 17 Существуют два метода, которые могут использоваться для оценки нагрузки сети низкого напряжения 1. Применение интервальных счетчиков на выводах распределительных трансформаторов Использование статистической выборки 2. Использование «стандартных» жилых, коммерческих и промышленных характеристик, чтобы оценить загрузку распределительного трансформатора Требуется исследование нагрузки в течение нескольких лет Требуется программное обеспечение, соединенное с биллинговой системой Прогнозы нагрузки, полезные для управления нагрузкой трансформатора

18 Применение метода выборки однородной конечной совокупности к совокупности низковольтных сетей, превышающей Выборки для определения плотности потребителей Метод 1: интервальные счетчики и выборка 18 Размер выборки Уровень уверенности 6590% 9295% 23899% Пример Плотность потребителей Размер выборки Уровень уверенности менее % % свыше %

19 Метод 2: характеристики нагрузки потребителей 19 Жилой сектор Выбрать 10 диапазонов потребления (к Вт, устранить резко отклоняющиеся значения) Определите распределение частоты диапазонов на основе биллинговых записей для всех городов Сгруппировать города по аналогичному распределению частот; проводить измерения характеристик суточной нагрузки каждой группы на основе статистических данных Агрегировать характеристики и измерить нагрузку в точке агрегации (разница будет равна потерям) Следует ожидать высоких значений стандартных отклонений между характеристиками из-за разнообразия используемых приборов учета

20 Метод 2: характеристики нагрузки потребителей 20 Коммерческий сектор – 50 категорий – Сортировать по МВтч в месяц в пределах и по всем категориям – Как правило, потребление 60-70% в одной группе категорий – Выборка из этой группы Виды деятельности 1 Пабы 2 Рестораны 3 Бакалея / Пекарня 4 Банк 5 Одежда и обувь 6 Мясо и рыба 7 Супермаркет 8 АЗС 9 Медклиники/ветеринары 10 Гостиницы 11 Техническое обслуживание автомобилей

21 Промышленный сектор – категорий – Ранжированы по размеру общего потребления МВтч – Агрегирование отсутствует – Отдельные профили Интервальные счетчики предпочтительней Категория 1 Крупные пекарни 2 Текстильные предприятия 3 Строительство зданий 4 Лесопильный завод 5 Деревянная мебель 6 Цемент 7 Электроника 8 Пластик 9 Сахарный завод 10 Железо/Сталь 11 Кирпичи Метод 2: характеристики нагрузки потребителей 21

22 Точность оценки потерь 22

23 Точность оценки потерь 23 Методы расчета основаны на дезагрегации – фидеры среднего напряжения (СН) – трансформаторы СН/НН – линии передач НН – подключение потребителей – приборы учета К каждому сетевому компоненту применяются соответствующие формулы Формулы могут быть встроены в пакет сетевого планирования или применяться в электронных таблицах

24 Структура технических потерь 24 Потери Трансформаторы 110/35 кВ Постоянные и переменные Трансформаторы 110 /10 кВ Постоянные и переменные Фидеры 10 кВ (воздушные линии)Переменные Фидеры 10 кВ (кабели)Переменные Фидеры 10 кВ (воздушные линии)Переменные Фидеры 10 кВ (кабели)Переменные Потери на вспомогательном оборудовании Переменные Технические потери в сетях СН Распределительные трансформаторы 35 кВ / 0.4 кВ Постоянные и переменные Распределительные трансформаторы 10 кВ / 0.4 кВ Постоянные и переменные Сети 0.4 к ВПеременные Помещения потребителя Средние переменные Коммерческий учет Переменные Технические потери в сетях НН Потери при хищении в сетях ННПеременные

25 Ограничения технических данных 25 Силовые трансформаторы 110 кВ / 35 кВ / 10 кВ – Отсутствуют характеристики нагрузки и потерь нагрузки в протоколах испытаний производителей – Измерения, проводимые коммунальным предприятием, нехарактерны Фидеры 35 кВ / 10 кВ – Данные о длине фидера, типе проводника, ветвлении легко доступны, если хорошо развиты GIS / AM-FM Распределительные трансформаторы и сети НН – Мощности распределительных трансформаторов, как правило, известны; отсутствия нагрузки и потерь нагрузки характеристики, как правило, неизвестны из-за возраста и вариабельности производства Длина сетей НН, типы проводников, разветвление, как правило, известны из GIS или карт распределения, но зачастую неточны

26 Ограничения энергетических данных 26 Силовые трансформаторы 110 кВ / 35 кВ / 10 кВ – Регистрационные данные SCADA по сторонам ВН и СН силовых трансформаторов Фидеры 35 кВ / 10 кВ – SCADA или непрерывное измерение обеспечивают данные о мощности / энергии / амперах/ напряжении на выходах фидера Распределительные трансформаторы и сети НН – Непрерывные счетчики, которые иногда установлены у DT и крупных потребителей, увеличение с помощью программ смарт-счетчиков – Энергетические потоки LT на стороне распределительного трансформатора можно определить только как количество нетто, в том числе хищения – Потребительские "регистрирующие" счетчики измеряют проданную энергию (к Вт) для расчета энергетического баланса, однако характер показаний содержит не совмещённые энергетические данные

27 Точность: расчет технических потерь 27 Силовые трансформаторы – Потери мощности составляют сумму потерь "отсутствия нагрузки" (намагничивающие потери Fe) и "нагрузки" (электрические потери Cu) – Точность оценок потерь трансформаторов 110/35/10 кВ относительно высока – Как правило, непрерывный замер на ВН и СН стороне, таким образом, потери могут быть по разности, или – Применение инженерного расчета

28 Точность: расчет технических потерь 28

29 Точность: расчет технических потерь 29 Распределительные трансформаторы – Низковольтные распределительные трансформаторы представляют трудность – Отсутствие данных о номинальных потерях в меди и стали трансформаторов из-за разнообразия моделей и возраста трансформаторов – Как правило, отсутствует учет электроэнергии на сторонах высокого или низкого напряжения трансформаторов 35 или 10 /0,4 кВ – для оценки ущерба, вместо измеренной загрузки трансформаторов, следует использовать расчетную энергию – Отсутствие доступных данных, чтобы определить профиль нагрузки (можно разработать с использованием профилей клиентов, или принять за профиль фидера)

30 Точность: расчет технических потерь 30 Распределительные трансформаторы – вариант 1 – Агрегированный подход, основанный на законе средних значений для большой популяции – =(.τ+ 0 ). N P - рассчитанная средняя переменная технических потерь τ - продолжительность самых высоких потерь потока нагрузки W 0 - сумма всех потерь трансформатора без нагрузки; равна в среднем номинальным потерям трансформатора без нагрузки, умноженным на период эксплуатации T N - количество распределительных трансформаторов Требуется измерение нагрузки, чтобы установить τ

31 Точность: расчет технических потерь 31 Распределительные трансформаторы – вариант 2 – Более простая эмпирическая альтернатива – = P D - средняя расчетная электрическая нагрузка всех распределительных трансформаторов (или выбранной группы) – =/(.) W - доставленная в сеть низкого напряжения активная энергия N - количество трансформаторов T период времени оценки (12 месяцев) – Полевые измерения на статистической основе выборки проверяют эмпирические факторы

32 Точность: расчет технических потерь 32

33 Точность: расчет технических потерь 33

34 Точность: расчет технических потерь 34

35 Точность: расчет технических потерь 35 Коммерческий учет Пример однофазных счетчиков Установлено, что погрешность при нагрузке 10% находится в диапазоне от -2,5% до -12,9% При загрузке 100% - в пределах от 0,5% до -3,1% Пример трехфазных счетчиков Установлено, что погрешность при нагрузке 10% находится в диапазоне от +0.7 % до -3.7 % При загрузке 100% - в пределах от +0.9 % до -1.1 % Для определения коммерческих потерь учета электроэнергии используется моделирование методом Монте-Карло на основе анализа продолжительности нагрузки, и значение измеренной погрешности колеблется при нагрузке 10% и 100%

36 Точность: расчет технических потерь 36

37 Точность: расчет технических потерь 37 Помещения потребителей – Существуют, как правило, много потребительских групп, которые определяются как группа, снабжаемая при помощи низковольтным потребительским кабелем от одного полюса НН – Потери в помещениях потребителей могут быть рассчитаны только в среднем на подключение – Будет смоделирован представительный диапазон протяженности подключения абонентского ввода и нагрузок – Компания не несет ответственности за потери в потребительских помещениях, но эта потерянная энергия отражается в восходящей распределительной сети в виде более высокой нагрузки. Поэтому потери в потребительских помещениях должны быть рассчитаны и вычтены из вышестоящих потерь

38 Точность: расчет технических потерь 38 Подтверждение НАРЭ – Участие в статистической выборке – Вычисления аудита – Может потребоваться независимый технический консультант для проверки

39 Тарифы, потери и стимулы 39

40 Тарифы и потери 40 Отдельный компонент потерь в тарифе? ATДа BE CH CZДа DEДа DKДа EE ESДа FIДа FRДа GRНет ITНет LTДа NL NOДа PLДа PTНет SEДа UKДа

41 Тарифы и потери 41 Германия (

42 Тарифы и потери 42 Норвегия (только провода, < 5%) – PL t-2 время отсроченной потери энергии – P t - цена на энергию – Убытки оцениваются относительно справочной цены на энергию, взятой на бирже Nord Pool; стимул для приобретения по более эффективной цене, чем спотовая – CENS t-2 термин ГП потребителей (качество электроснабжения)

43 Тарифы и потери 43 Испания (8 – 10%) – R 0 - эксплуатация и техобслуживание и капзатраты; A t - коэффициент индексации – Y t-1 - сумматор для дополнительных капитальных затрат – Q t-1 – мера качества снабжения – L t-1 - коэффициент потерь – P el - средняя цена электроэнергии и фактические убытки за предыдущий год l t-1 рассчитывается как соотношение e imp : электричество, полученное из вышестоящей сети e gen : электричество, вырабатываемое объектами, которые непосредственно подсоединены к распределительной сети; e sup : электроэнергия, которая поставляется потребителям l ind (целевой коэффициент потерь), согласованный между Министерством и ОСР; постоянный на срок перезагрузки

44 Тарифы и потери 44 Африка (22%) – Стимул тарифа распределительной сети для сокращения потерь ниже фиксированного % – Энергетическая составляющая включает в себя коэффициенты потерь, но закупки энергии полностью компенсируются согласованием

45 Тарифы и потери 45 Разрешенный доход: Молдова – PP = средневзвешенная закупочная цена на соответствующий отчетный период – TT = средневзвешенный тариф, который оплачивается Лицензиатом за передачу электрической энергии по сетям – LF i = коэффициент потери в распределительной сети в классе удельного напряжения i – ST j = тариф на поставку, применяемый к группе потребителей j – RT ij = розничный тариф для группы потребителей j, которым поставляется электроэнергия при классе напряжения i – R = количество к Втч, которые необходимо согласовать – U j = допускаемое количество несобранных платежей потребителей по счетам, доставленным группе потребителей j MAR t = затраты на приобретение электроэнергии + затраты на передачу + затраты на распределение + затраты на поставку

46 Тарифы и потери 46 Идеальная форма тарифа для Молдовы – Потери - около 10% – Провести разделение деятельности по передаче и поставке электроэнергии – Уместно сохранить существующую форму тарифа

47 Сетевые тарифы в ЕС 47 Фиксирова нный платеж Плата за мощность Плата за потреблён ную электроэн ергию Реактивная энергия Комментарий Евро Евро / к ВтЕвро/к ВтчЕвро/кварч BEДа н.д. CHДа н.д. CZНет Да н.д. DEНет Да Отдельные компании н.д. DKДа Нет Да Нетн.д. EEНет Да н.д. ESНет Да н.д. FIДа Плата по счетчику FRДа Превышение договорной мощности GRНет Да Нетcos phi ITНет Да Нетн.д. LTНет Да Нетн.д. NLДа Отдельные компании н.д. NOДа н.д. PLДа Превышение договорной мощности PTНет Да Договор пользования по плате за энергию и мощность SEДа н.д.

48 Сетевые тарифы в ЕС 48 Фиксирова нный платеж Плата за мощность Плата за потреблё нную электроэн ергию Реактивная энергия Комментарий Евро Евро / к ВтЕвро/к ВтчЕвро/кварч BEДа н.д. CHДа н.д. CZНет Да н.д. DEНет Да Отдельные компании н.д. DKДа Нет Да Нетн.д. EEНет Да н.д. ESНет Да н.д. FIДа Плата по счетчику FRДа Превышение договорной мощности GRНет Да Нетcos phi ITНет Да Нетн.д. LTНет Да Нетн.д. NLДа Отдельные компании н.д. NOДа н.д. PLДа Превышение договорной мощности PTНет Да Договор пользования по плате за энергию и мощность SEДа н.д.

49 Спасибо! Никос Цакалидис Ключевой эксперт, проект «Технический секретариат INOGATE» Региональное отделение INOGATE на Кавказе Нефтегазовая корпорация Грузии (НГКГ) Кахетинское шоссе, N21, Тбилиси, 0190 Грузия 4 й этаж, каб. 402 тел.: факс: