Определение потерь энергии в электрических сетях. Потери электроэнергии

Потери электроэнергии в распределительных электрических сетях

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. Учитывая физическую природу и специфику методов определения количественных значений фактических потерь, они могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии ΔW Т, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ΔW СН, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями их измерения (инструментальные потери) ΔW Изм ;

4) коммерческие потери ΔW К , обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих:

ΔW К =ΔW Отч - ΔW Т - ΔW СН - ΔW Изм. ( 1.1)

Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери . Четвертая составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие "человеческого фактора" и включает в себя все его проявления: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера [1].

Сумму технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и коммерческих потерь можно назвать физическими потерями электроэнергии. Эти составляющие действительно связаны с физикой распределения энергии по сети. При этом первые две составляющие физических потерь относятся к технологии передачи электроэнергии по сетям, а третья - к технологии контроля количества переданной электроэнергии.

Экономика определяет потери как часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, произведенной на своих электростанциях и закупленной у других ее производителей. При этом зарегистрированный полезный отпуск электроэнергии здесь не только та его часть, денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет энергоснабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, т.е. потребление энергии зафиксировано. В отличие от этого реальные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют непосредственно по поступившей за месяц оплате, поэтому к потерям относят всю неоплаченную энергию.

С точки зрения экономики расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ничем не отличается от расхода в элементах сетей на передачу остальной части электроэнергии потребителям.

Недоучет объемов полезно отпущенной электроэнергии является такой же экономической потерей, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Таким образом, все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

Технические потери электроэнергии можно представить следующими структурными составляющими:

нагрузочные потери в оборудовании подстанций. К ним относятся потери влиниях и силовых трансформаторах, а также потери в измерительных трансформаторах тока, высокочастотных заградителях (ВЗ) ВЧ - связи и токоограничивающих реакторах. Все эти элементы включаются в "рассечку" линии, т.е. последовательно, поэтому потери в них зависят от протекающей через них мощности.

потери холостого хода, включающие потери в электроэнергии в силовых трансформаторах, компенсирующих устройствах (КУ), трансформаторах напряжения, счетчиках и устройствах присоединения ВЧ-связи, а также потери в изоляции кабельных линий.

климатические потери, включающие в себя два вида потерь: потери на корону и потери из-за токов утечки по изоляторам ВЛ и подстанций. Оба вида зависят от погодных условий.

Технические потери в электрических сетях энергоснабжающих организаций (энергосистем) должны рассчитываться по трем диапазонам напряжения [4]:

в питающих сетях высокого напряжения 35 кВ и выше;

в распределительных сетях среднего напряжения 6 - 10 кВ;

в распределительных сетях низкого напряжения 0,38 кВ.

Распределительные сети 0,38 - 6 - 10 кВ, эксплуатируемые РЭС и ПЭС, характеризуются значительной долей потерь электроэнергии в суммарных потерях по всей цепи передачи электроэнергии от источников до электроприемников. Это обусловлено особенностями построения, функционирования, организацией эксплуатации данного вида сетей: большим количеством элементов, разветвленностью схем, недостаточной обеспеченностью приборами учета, относительно малой загрузкой элементов и т.п. [3]

В настоящее время по каждому РЭС и ПЭС энергосистем технические потери в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ рассчитываются ежемесячно и суммируются за год. Полученные значения потерь используются для расчета планируемого норматива потерь электроэнергии на следующий год.

Далее подробнее рассмотрим структурные составляющие технических потерь электроэнергии.

Потери энергии в проводах, кабелях и обмотках трансформаторов пропорциональны квадрату протекающего по ним тока нагрузки, и поэтому из называют нагрузочными потерями. Ток нагрузки, как правило, изменяется во времени, и нагрузочные потери часто называют переменными [1].

Нагрузочные потери электроэнергии включают:

Потери в линиях и силовых трансформаторах, которые в общем виде можно определить по формуле, тыс. кВт-ч:

, (1.2)

где I ( t) - ток элемента в момент времени t ;

Δ t - интервал времени между последовательными его замерами, если последние осуществлялись через равные достаточно малые интервалы времени. Потери в трансформаторах тока. Потери активной мощности в ТТ и его вторичной цепи определяют суммой трех составляющих: потерь в первичной ΔР1 и вторичной ΔР2 обмотках и потерь в нагрузке вторичной цепи ΔР н2 . Нормированное значение нагрузки вторичной цепи большинства ТТ напряжением 10 кВ и номинальным током менее 2000 А, составляющих основную часть всех ТТ, эксплуатируемых в сетях составляет 10 ВА при классе точности ТТ КТТ = 0,5 и 1 ВА при КТТ = 1,0. Для ТТ напряжением 10 кВ и номинальным током 2000 А и более и для ТТ напряжением 35 кВ эти значения в два раза больше, а для ТТ напряжением 110 кВ и выше - в три раза больше. Для потерь электроэнергии в ТТ одного присоединения, тыс. кВт-ч за расчетный период продолжительностью Т, дней:

, (1.3)

где β ТТэкв - коэффициент эквивалентной токовой загрузки ТТ;

а и b - коэффициенты зависимости удельных потерь мощности в ТТ и в

его вторичной цепи ΔрТТ , имеющей вид:

. (1.4)

Потери в высокочастотных заградителях связи. Суммарные потери в ВЗ и устройстве присоединения на одной фазе ВЛ могут быть определены по формуле, тыс. кВт-ч:

, (1.5)

где βвз - отношение среднеквадратичного рабочего тока ВЗ за расчетный

период к его номинальному току;

ΔР пр - потери в устройствах присоединения.

Для электрических сетей 0,38 - 6 - 10 кВ составляющие потерь холостого хода (условно-постоянных потерь) включают:

Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе, которые определяют за время Т по формуле, тыс. кВт-ч:

, (1.6)

где ΔР х - потери мощности холостого хода трансформатора при номинальном напряжении U Н ;

U ( t) - напряжение в точке подключения (на вводе ВН) трансформатора в момент времени t .

Потери в компенсирующих устройствах (КУ), зависящие от типа устройства. В распределительных сетях 0,38-6-10 кВ используются в основном батареи статических конденсаторов (БСК). Потери в них определяют на основе известных удельных потерь мощности ΔрБCК , кВт/квар:

, (1.7)

где W Q БCК - реактивная энергия, выработанная батареей конденсаторов за расчетный период. Обычно ΔрБCК = 0,003 кВт/квар.

Потери в трансформаторах напряжения. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом ТН и во вторичной нагрузке:

ΔР ТН = ΔР 1ТН + ΔР 2ТН. ( 1.8)

Потери в самом ТН ΔР 1ТН состоят в основном из потерь в стальном магнитопроводе трансформатора. Они растут с ростом номинального напряжения и для одной фазы при номинальном напряжении численно примерно равны номинальному напряжению сети. В распределительных сетях напряжением 0,38-6-10 кВ они составляют около 6-10 Вт.

mirznanii.com

Потери электроэнергии

Потери электроэнергии в электрических сетях и оборудовании вычисляются путем вычитания всей отпущенной электроэнергии из всей поступившей электроэнергии в сеть электроустановки, подстанции, группы подстанций, региона и т.д., определяемой по данным системы учета электроэнергии.

Структура потерь электроэнергии

Для анализа, нормирования и удобства расчета фактические потери можно разделить на три категории:

1) Технические потери – потери, возникающие в процессе передачи электроэнергии, в элементах электрической сети, вследствие происходящих в них физических процессов, необходимых для передачи электроэнергии. Состоят из потерь, которые меняются в зависимости от нагрузки электрической сети (нагрузочные), от состава включенного оборудования (условно-постоянные), от погодных условий.

2) Расход на собственные нужды подстанций – электроэнергия, потребляемая вспомогательным оборудованием, которое поддерживает работу основного оборудования процесса выработки, преобразования и распределения электрической энергии, а также расходуемая для поддержания нормальных условий жизнедеятельности обслуживающего персонала подстанций.

3) Потери электроэнергии, возникающие в связи с наличием погрешности при выполнении измерений, которая выражается как суммарный небаланс электроэнергии, зависящий от технических характеристик, режимов работы измерительных комплексов учета принятой и отпущенной электроэнергии.

Пример структуры потерь электроэнергии

Методы расчета потерь приведены в «Методике расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде», которая является Приложением 1 к Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. (см. раздел "Документы")

uchetelectro.ru

Смотри! Потери электроэнергии в электрических сетях кто платит снт формула

Решение проблемы потерь электроэнергии, возникающих на ЛЭП, силовых трансформаторах в результате некачественной изоляции проводящих частей, использования оборудования с реактивной нагрузкой, хищения энергоносителя, является актуальной во всем мире.

Специалисты в области энергетики постоянно стремятся исправить ситуацию и разрабатывают мероприятия по сведению к минимуму разности между показателями произведенной электроэнергией и учтенной потребителями.

СОДЕРЖАНИЕ СТАТЬИ:

Причины потерь электрической энергии при ее транспортировке

Регулирование и учет всех видов потерь электроэнергии осуществляется на государственном уровне при помощи принятых законодательных актов. Разница в напряжении, варьирующегося в пределах 220 В- 380 В относится к одной из причин создавшейся ситуации. Для обеспечения таких показателей при транспортировке напрямую от генераторов электростанций до конечного потребителя сотрудникам энергетических служб необходимо прокладывать сети с проводами большого диаметра.

Такая задача является невыполнимой. Толстые провода, сечение которых будет соответствовать параметрам напряжения электрической энергии, соответствующей пожеланиям потребителей, невозможно монтировать на ЛЭП.

Укладка магистралей под землей относится к экономически не выгодным и не рациональным мероприятиям. Большой вес проводов не позволяет проводить электромонтажные работы без риска возникновения аварийных ситуаций и угрозы жизни работников.

Для предотвращения потерь электроэнергии по этой причине было принято решение об использовании высоковольтных линий электропередач, способных транспортировать электрический ток небольшой величины на фоне повышенного напряжения, достигающего значений до 10000 Вольт. В такой ситуации отпадает необходимость монтажа проводов с большим сечением.

Подробную информацию по законодательным актам вы сможете без труда найти в интернете.

Следующей причиной, обуславливающей потери энергетических ресурсов во время их транспортировки к потребителю, является недостаточно эффективная работа трансформаторов. Их установка вызвана необходимостью преобразования высокого напряжения и приведения его к значениям, используемых в распределительных сетях.

Плохой контакт проводников, увеличение их сопротивления со временем усугубляют ситуацию и также становятся факторами, которые обуславливают потери электрической энергии. В их список также необходимо внести повышенную влажность воздуха, вызывающей утечку тока на корону, а также изоляцию проводов, несоответствующую требованиям нормативной документации.

После доставки производителем энергии в организацию, занимающейся ее распределением между потребителями, происходит преобразование полученного высокого напряжения до значений 6-10 кВ. Но это еще не конечный результат.

Снова необходима ступенчатая трансформация напряжения до цифры 0,4 кВ, а затем до значений, нужных обычным потребителям. Они варьируются в пределах 220 В -380 В. На этом этапе функционирования трансформаторов снова происходит утечка энергии. Каждая модель агрегатов отличается КПД и допустимой на него нагрузкой.

При мощности потребления, которая будет больше или меньше расчетных ее значений, поставщикам снова не удастся избежать энергетических потерь.

К еще одному негативному моменту при транспортировке энергии относится несоответствие эксплуатационных характеристик используемой модели трансформатора, предназначенного для снижения напряжения в сети, величиной 6-10 кВ до 220 В и потребляемой потребителями мощности.

Такая ситуация приводит к выходу со строя преобразующего устройства и отсутствию возможности получить необходимые параметры электрического тока на выходе. Снижение напряжения приводит к сбою в работе бытовых приборов и увеличенному расходу энергии. И тогда снова фиксируются ее потери.

Разработка мероприятий по устранению таких причин поможет исправить такую ситуацию. Появится возможность свести потери во время ее транспортировки к конечному потребителю к минимуму.

Утечка электрической энергии в домашних условиях

К причинам потерь энергии после прохождения прибора учета конечного потребителя относятся:

излишний расход тока при нагреве проводников, возникающего в случае превышения расчетных параметров потребления электроэнергии;
отсутствие качественных контактов в розетках, рубильниках, выключателях, патронах для установки ламп, обеспечивающих искусственную освещенность помещений и других приборах коммутации;
емкостной и индуктивный характер нагрузки на распределительную сеть конечного потребителя;
использование устаревших моделей бытовой техники, потребляющих большое количество электроэнергии.

Мероприятия по снижению энергопотерь в домашних условиях

В перечень мероприятий по устранению потерь энергии в домах, квартирах внесены:

Прокладка электрической проводки, соответствующей потребляемой мощности, позволит исключить энергопотери, предупредить изменение параметров изоляции, лишний ее расход на нагрев проводников. Игнорирование требований нормативной документации при обустройстве кабельных квартирных становится причиной появления очагов возгорания в помещениях.
Во избежание плохих контактов в коммутационных аппаратах рекомендуется использовать изделия при монтаже квартирных электрических сетей с элементами, устойчивыми к процессу окисления, воздействию влаги и температурных перепадов. Кроме этого, в каждом контакте должно присутствовать хорошее прижатие полюсов между собой.
Для снятия реактивной нагрузки, которая является очередной причиной энергопотерь, возникает при работе электрических приборов и увеличивает расход активной составляющей электрической энергии, необходимо использовать специальные устройства. Они называются установками компенсации реактивной мощности. Их применение позволит уменьшить энергопотери, снизить напряжение на различных участках электросети и суммы денежных средств на оплату использованного количества тока.
Совершенствование осветительных систем и замена ламп накаливания на светодиодные аналоги также относится к доступному всем слоям населения мероприятию по предотвращению потерь электроэнергии на уровне конечного потребителя.

Установка стабилизаторов напряжения также позволит сократить энергопотери в домах и квартирах.

Полезное видео

Подробную информацию о методах снижения энергопотерь вы можете почерпнуть из видео ниже:

Заключение

Использование таких способов снижения потребительской мощности позволит не только избежать перерасхода электрической энергии, но и сэкономить семейный бюджет, часть из которого расходуется на оплату коммунальных услуг.

elektrika.wiki

НОРМИРОВАНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

Затраты на производство и поставку потребителям электроэнергии включают в себя стоимость электроэнергии, расходуемой на ее передачу по электрическим сетям (потери). При установлении тарифа на электроэнергию региональные энергетические комиссии (РЭК) анализируют обоснованность потерь, включаемых в тариф. Очевидно, что в энергоснабжающих организациях существуют резервы снижения потерь и включение в тариф их фактических значений не стимулирует проведение экономически обоснованных мероприятий по их снижению. В связи с этим возникает задача определения потерь, включение которых в тариф обосновано (норматива потерь). Сверхнормативные потери должны покрываться за счет прибыли энергоснабжающих организаций.

Нормирование потерь является организационным инструментом стимулирования энергоснабжающих (после реформирования электроэнергетики - сетевых) организаций к проведению экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь с целью снижения темпов роста тарифов на электроэнергию. Такое стимулирование необходимо в силу естественной монопольности энергоснабжения и, какследствие, невозможности задействовать для снижения тарифов эффективные рыночные механизмы.

В силу существенных различий в структуре сетей и в их протяженности норматив потерь для каждой энергоснабжающей организации представляет собой индивидуальное значение, определяемое на основе схем и режимов работы электрических сетей и особенностей учета поступления и отпуска электроэнергии.

В п. 1.4 показана необходимость нормирования потерь на основе их прозрачной структуры и охарактеризованы проблемы, которые возникают при пренебрежении инженерной стороной задачи и завышении ее «политической» значимости.

Понятие норматива потерь электроэнергии. Приведем краткоеизложение пояснений термина «норматив», даваемых энциклопедическими словарями.

Под нормативами понимаются расчетные затраты материальных ресурсов, применяемые в планировании и управлении хозяйственной деятельностью предприятий. Нормативы должны быть научно обоснованными, прогрессивными и динамичными, т.е. систематически пересматриваться по мере организационно-технических сдвигов в производстве. Различают перспективные и текущие нормативы. Для их установления на практике используются три метода: аналитико-расчетный, опытно-производственный и отчетно-статистический.

Анолитико-расчетный метод наиболее прогрессивен и научно обоснован. Он базируется на сочетании строгих технико-экономических расчетов с анализом производственных условий и резервов экономии материальных затрат.

Опытно-производственный метод применяется, когда проведение строгих технико-экономических расчетов по каким-либо причинам невозможно (отсутствие или сложность методик таких расчетов, трудности получения объективных исходных данных и т.п.). Нормативы получают на основе испытаний.

Отчётно-статистический метод наименее обоснован. Нормы на очередной плановый период устанавливают по отчетно-статистическим данным о расходе материалов за истекший период. Описание результатов применения этого метода для нормирования потерь (нормативы ФЭК) приведено в п. 1.4.

Хотя изложенное выше приведено в словарях для материальных ресурсов в широком плане, оно целиком отражает требования, предъявляемые к процедуре нормирования потерь электроэнергии.

Ниже излагаются основы аналитике-расчетного метода нормирования потерь электроэнергии и описывается программное обеспечение, реализующее разработанную авторами методологию расчета нормативов. Хотелось бы еще раз отметить три основных положения аналитико-расчетного метода нормирования: строгие технико-экономические расчеты, анализ производственных условий и выявление резервов экономии, а также напомнить условие, накладываемое на эти положения контролем за результатами со стороны РЭК, - результаты строгих технико-экономических расчетов должны представляться в форме, обеспечивающей легкую проверку их достоверности сотрудниками контролирующих органов,

ПРИНЦИПЫ НОРМИРОВАНИЯ ПОТЕРЬ.

Нагрузочные потери связаны с электропотреблением квадратичной зависимостью. Так как электрические сети высоких напряжений, построенные в расчете на гораздо больший уровень электропотребления, чем сложившийся в настоящее время, еще долгое время будут оставаться неизменными, наблюдающийся ежегодный рост электропотребления будет приводить к объективному росту нагрузочных потерь. Потери холостого хода на эксплуатируемом оборудовании будут оставаться практически постоянными. Вместе с тем возможно определенное развитие сетей более низких напряжений, в основном 0,4 кВ, обусловленное развитием малого бизнеса. Строительство новых линий 0,4 кВ приводит к некоторому снижению роста нагрузочных потерь по сравнению с квадратичной зависимостью, а увеличение протяженности существующих линий 0,4 кВ (добавление новых участков) - к росту, превышающему квадратичный характер. На практике будет применяться и та, и другая схема, поэтому в первом приближении при нормировании нагрузочных потерь можно ориентироваться на чисто квадратичный характер их роста.

Квадратичный характер роста нагрузочных потерь в абсолютных единицах соответствует линейному характеру в относительных единицах (процентах). Если, например, при базовом электропотреблении в 100 единиц нагрузочные потери составляли 10 единиц(10%), то увеличение потребления до 120 единиц приведет к росту нагрузочных потерь в 1,44 раза и они составят 14,4 единицы. По отношению же к возросшему потреблению они вырастут только в 1,2 раза и составят 12%.

Потери холостого хода, оставаясь постоянными в абсолютных единицах, в относительных единицах будут линейно снижаться. В теоретической ситуации равенства нагрузочных потерь и потерь холостого хода суммарные относительные потери при росте электропотребления будут оставаться постоянными.

Недоучет электроэнергии при тех же приборах будет возрастать в абсолютных единицах и несколько снижаться в относительных из-за увеличения загрузки ТТ.

На практике нагрузочные потери превышают потери холостого хода, поэтому технологические потери в целом будут иметь нормальную тенденцию к росту. Если не рассматривать резервы снижения потерь, следует согласиться с объективным увеличением норматива технологических потерь из года в год.

Вместе с тем в сетях энергоснабжающих организаций существуют ют экономически обоснованные возможности снижения всех составляющих потерь, наиболее существенные в части коммерческих потерь. Основной целью нормирования потерь электроэнергии является обеспечение перелома сложившейся тенденции увеличения отчетных потерь и достижение хотя бы небольшого, но уверенного тренда на их снижение. Это снижение должно быть обеспечено разумными методами, предполагающими полную прозрачность норматива и одинаковую приемлемость методики его обоснования как для энергоснабжающей организации, так и для РЭК.

Динамика постепенного снижения текущего норматива потерь от существующего уровня до экономически обоснованного уровня потерь иллюстрируется рис. 1.

Рис. 1. Динамика снижения норматива потерь электроэнергии

Возможны два способа задания норматива. В первом норматив устанавливают как сниженное значение потерь базового года. Степень снижения каждой составляющей определяют по рис. 1 в зависимости от установленной продолжительности периода, за который планируется достижение уровня перспективного норматива (продолжительности периодов для каждой составляющей могут быть разными). Выделение средств на проведение мероприятий по снижению потерь в этом случае дело энергоснабжающей организации. Практика, однако, показывает, что в каждый момент времени находятся более важные цели расходования средств, чем мероприятия по снижению потерь. Перспективы этого пути - ежегодные попытки убедить энергетическую комиссию в объективном росте потерь и

катастрофическом отсутствии средств для внедрения мероприятий по их снижению.

Второй способ предусматривает решение вопроса финансирования мероприятий по снижению потерь за счет потребителей, в интересах потребителей, с окупаемостью этих средств для большинства потребителей гораздо более быстрой, чем окупаемость средств вкладываемых в обновление оборудования основных производств. При этом способе в первый год работы АО-энерго с прозрачной структурой потерь в качестве норматива принимают фактический уровень потерь отчетного года. При этом определенную часть средств, полу, чаемых энергоснабжающей организацией от реализации электроэнергии (например, 1 %), предписывается отчислять на счет 86 «Целевое финансирование», субсчет «Мероприятия по снижению потерь электроэнергии». План проведения мероприятий согласуется вместе с утверждением тарифа. Под мероприятиями по снижению потерь понимаются такие мероприятия, затраты в которые окупаются за приемлемый срок только за счет снижения потерь. Предельный срок окупаемости затрат на мероприятия, включаемые в план, может быть установлен не более двух лет. Затраты на мероприятия по снижению коммерческих потерь обычно окупаются еще быстрее. Расчетное снижение потерь за счет проведенных мероприятий используется для снижения норматива на следующий год при сохранении того же порядка отчислений.

Очевидно, что эффект от проведения мероприятий (стоимость электроэнергии, сэкономленной за счет снижения ее потерь) должен корреспондироваться со стоимостью выделяемых средств. При установлении предельного срока окупаемости в два года целевые отчисления в размере 1 % стоимости реализованной энергии соответствуют снижению потерь не менее 0,5 % отпуска электроэнергии в сеть. В этом случае нет особой необходимости согласовывал план мероприятий по снижению потерь, так как минимальное (гарантированное) их снижение жестко связано с размером целевых отчислений.

Предполагая равномерное освоение средств на МСП в течение год, в первом планируемом году снижение потерь должно составить не менее 0,25 % отпуска электроэнергии в сеть. На это значение производится снижение норматива потерь за счет эффекта от МСП. В последующие годы при сохранении того же объема отчислений снижение норматива потерь производится на 0,5 %. Вместе с тем следует помнить, что значение потерь в предстоящем году определяется не только эффектом от МСП, но и естественным увеличением потерь при увеличении электропотребления. Например, при фактических потерях в отчетном году 12 % и росте электропотребления в планируемом году, бывающем естественный рост нагрузочной части потерь, прогнозируемые фактические потери составляют 12,2 %. Учитывая эффект от мероприятий по снижению потерь, равный, 0,5 %, норматив потерь составит 11,7%.

В случае существенных нарушении энергоснабжающей организацией правил целевого использования этих средств ужесточение норматива на следующий год должно осуществляться в повышенной мере.

Второй способ обеспечивает гарантию реального проведения мероприятий по снижению потерь, так как решает вопрос с их финансированием. Для энергоснабжающей организации альтернатива очевидна - либо тарифы на 1 % выше, но этот 1 % нельзя никуда использовать, кроме как на мероприятия по снижению потерь, либо тарифы на 1 % ниже.

Все приведенные цифры даны для пояснения принципа подхода, их значения на практике должны определяться с учетом конкретных условий.

В связи с тем, что в соответствии с документами ФЭК тарифы устанавливают дифференцированно для трех категорий потребителей, получающих энергию от сетей напряжением ПО кВ и выше, 35-6 кВ и 0,4 кВ, общий норматив потерь должен быть разделен на три составляющие. Это деление должно производиться с учетом степени использования каждой категорией потребителей сетей различных классов напряжения.

В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 0,4 кВ, включают:

- технические потери электроэнергии в сетях этого напряжения;

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей всех напряжений;

- части расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше, определенные аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 6-35 кВ, включают:

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-20 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную отношению суммарного отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению суммарного отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей всех напряжений;

- доли расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше, определенные аналогичным образом;

В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 110 кВ и выше, включают:

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям непосредственно из сетей 110 кВ и выше к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей всех напряжений;

- часть расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 110 кВ и выше, определенную аналогичным образом;

Временно допустимые коммерческие потери, включаемые в тариф, распределяют равномерно менаду всеми категориями потребителей, так как коммерческие потери, представляющие собой в значительной степени хищения энергии, не могут рассматриваться как проблема, оплата которой должна возлагаться только на потребителей, питающихся от сетей 0,4 кВ.

Холдинг "Энергия" - Потери электрической энергии в распределительных сетях

Необходимость в расчете потерь электроэнергии возникает у электросетей, для обоснования получения компенсации затрат на потерь на потери электрической энергии, которые включаются в расчет тарифа на передачу электроэнергии. Так же необходимость в проведении данного расчета возникает у потребителей электроэнергии, в случаее если точка учета электрической энергии не совпадает с точкой приема электроэнергии в сеть, находящейся на границе балансовой принадлежности с энергоснабжающей организацией.

Расчеты потерь электроэнергии в сетях проводяться в соответствии с Приказом Минэнерго от 30.12.2008 г. N 326 и Методическими рекомендациями по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кв. Норматив потерь, на основании результатов расчета, устанавливается в соответствии с Администриативным регламентом предоставления Министерством энергетики Российской Федерации государственной услуги по утверждению нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденным Приказом Минэнерго №599 от 27 ноября 2012 г. В настоящее время в Министерстве энергетики готовится новая Инструкция по расчету норматива технологических потерь электроэнергии.

Дополнительно сообщаем, что при обращении в Холдинг "Энергия" с целью проведения расчета и экспертизы технологических потерь электроэнергии на 2014 г., мы гарантируем, что подготовленные Холдингом "Энергия" материалы будут приняты Минэнерго России к рассмотрению по сентябрь месяц включительно, не смотря на указанное письмом №АШ-4757/09 от 29.05.2012 г. ограничение до 1 августа сроков сдачи материалов в Экспедицию Минэнерго России. Однако при заблаговременном обращении (до 1 апреля текущего года) расчет потерь электроэнергии проводится по льгоной цене.

Расчет и экспертиза потерь электрической энергии выполняется с помощью сертифицированных программ РТП-3 или Прогрес++.

Ознакомиться с порядком и стоимостью проведения расчета (экспертизы) потерь с помощью услуг нашей Компании.

Необходимые данные для проведения расчета потерь электроэнергии в электросетевой организации.

Провести ручной расчет потерь электроэнергии для единичного элемента (ТП + КЛ) с помощью таблицы Exel.

Ознакомится с порядком учета нагрузочных потерь электроэнергии приминительно к субъектам оптового рынка электрической энергии можно по выдержке из презентации НП Совет рынка.

&amp;amp;lt;div&amp;amp;gt;&amp;amp;lt;img src="//mc.yandex.ru/watch/21500194" alt="" /&amp;amp;gt;&amp;amp;lt;/div&amp;amp;gt;

holding-energy.ru

Коммерческие потери электроэнергии и их снижение

Чем больше потерь электроэнергии у сетевых компаний, тем выше цена на электроэнергию, постоянное повышение которой тяжелым бременем ложится на потребителя.

Общие сведения

Структура фактических потерь электроэнергии состоит из многих составляющих. Ранее их часто укрупнено объединяли в две большие группы: технические и коммерческие потери. К первым относили нагрузочные, условно-постоянные потери и расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. Все остальные потери, в том числе инструментальные погрешности измерений, относили ко второй группе потерь. В такой классификации есть определенные условности. Расход электроэнергии на собственные нужды не является по своей сути «чистыми» техническими потерями, и учитывается электросчетчиками. Так же и метрологические погрешности, в отличие от других составляющих коммерческих потерь, имеют иную природу возникновения. Поэтому «коммерческие потери» изначально трактовались довольно обширно, есть даже такое определение, как «допустимый уровень коммерческих потерь» - значение коммерческих потерь электроэнергии, обусловленное погрешностями системы учета электроэнергии (электросчетчиков, трансформаторов тока и напряжения) при соответствии системы учета требованиям ПУЭ. [1]

В настоящее время при классификации потерь электроэнергии более часто употребляется термин «технологические потери электроэнергии», определение которого установлено Приказом Минэнерго РФ от 30.12.08 № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям». Собирательное выражение «коммерческие потери электроэнергии» на сегодняшний день не закреплено в законодательстве, но встречается в отраслевых нормативно-технических документах. В одном из них под коммерческими потерями понимается разность между отчетными и техническими потерями, при этом «техническими потерями электроэнергии» считается весь «технологический расход электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям, определяемый расчетным путем» [2].

Также, в форме федерального статистического наблюдения № 23-Н "Сведения о производстве и распределении электрической энергии", утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 01.10.2012 г. № 509, используется отчетный показатель «коммерческие потери». Его определение в рамках формы 23-Н звучит как «данные о количестве электроэнергии, не оплаченной абонентами», без приведения формулы расчета. В отраслевых же отчетных документах сетевых компаний, например в формах 2-рег, 46 –ЭЭ (передача), указываются только фактические потери, а в макетах 7-энерго подробная структура технологических потерь. Коммерческие потери, а также нетехнические или нетехнологические, в этих формах не указываются.

В таблицах для обоснования и экспертизы технологических потерь электроэнергии на регулируемый период [3], заполняемых сетевыми организациями, математическая разность между фактическими и технологическими потерями электроэнергии называется «нетехнические потери электроэнергии», хотя логичнее назвать их «нетехнологические».

Чтобы избежать путаницы в применяемой терминологии, в укрупненной структуре фактических потерь электроэнергии более корректно обозначить две группы:

1. Технологические потери.

2. Коммерческие потери.

Технологические потери включают в себя технические потери в электрических сетях, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии [3].

Они не являются убытками предприятия в полной мере этого слова, так как стоимость их нормативного объема учитывается в тарифе на передачу электроэнергии. Средства на покрытие финансовых издержек, связанных с приобретением электроэнергии для компенсации технологических потерь в рамках установленного норматива, поступают в сетевую компанию в составе собранной выручки за передачу электроэнергии.

Технические потери электроэнергии можно рассчитать по законам электротехники, допустимые погрешности приборов учета – на основании их метрологических характеристик, а расход на собственные нужды подстанций определить по показаниям электросчетчиков.

Коммерческие потери невозможно измерить приборами и рассчитать по самостоятельным формулам. Они определяются математически как разность между фактическими и технологическими потерями электроэнергии и не подлежат включению в норматив потерь электроэнергии. Затраты, связанные с их оплатой, не компенсируются тарифным регулированием.

Применяемое определение «коммерческие» (англ. «commerce» – «торговля») для этого вида потерь, подчеркивает связь убытка с процессом оборота товара, которым является электроэнергия. Потери электроэнергии, относимые к категории коммерческих, большей частью являются электропотреблением, которое по разным причинам не зафиксировано документально. Поэтому оно не учтено как отдача из сетей, и никому из потребителей не предъявлено к оплате.

В соответствии с действующим законодательством, сетевые организации обязаны оплачивать фактические потери электрической энергии, возникшие в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства [4], следовательно, и коммерческие потери в их составе. Коммерческие потери электроэнергии в отличие от технологических являются прямым финансовым убытком сетевых компаний. Являясь, с одной стороны, причиной денежных расходов сетевого предприятия, они в то же время являются и его упущенной выгодой от неоплаченной передачи электроэнергии. Поэтому сетевые организации в большей степени, чем другие участники рынка электроэнергии, заинтересованы в максимально точном учете электроэнергии и правильности расчетов её объемов в точках поставки на границах своей балансовой принадлежности.

Можно говорить о некорректности перекладывания на сетевые компании всей финансовой ответственности за коммерческие потери электроэнергии, поскольку причины их возникновения, а также эффективность их выявления и устранения зависят не только от электросетевых компаний. Но факт остается фактом: коммерческие потери электроэнергии являются «головной болью» в первую очередь сетевых организаций.

В то же время несовершенство законодательно - правовой базы, отсутствие у сетевых предприятий прямых договорных отношений по энергоснабжению с потребителями, недостаточное финансирование и невозможность значительного увеличения штата сотрудников, контролирующих электропотребление, ограничивает возможности сетевых организации в выявлении и устранении причин возникновения коммерческих потерь электроэнергии.

Причины возникновения коммерческих потерь электроэнергии

Величина коммерческих потерь электроэнергии зависит от значений других структурных показателей баланса электроэнергии. Чтобы узнать объем коммерческих потерь электроэнергии за определенный период, необходимо сначала составить баланс электроэнергии рассматриваемого участка электрической сети, определить фактические потери и рассчитать все составляющие технологических потерь электроэнергии. Дальнейший анализ потерь электроэнергии помогает локализовать их участки и выявить причины их возникновения для последующего выбора мероприятий по их снижению.

Основные причины коммерческих потерь электроэнергии можно объединить в следующие группы:

1. Инструментальные, связанные с погрешностями измерений количества электроэнергии.

2. Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям.

3. Несанкционированное электропотребление.

4. Погрешности расчета технологических потерь электроэнергии.

1. Работа измерительных комплексов электроэнергии сопровождается инструментальной погрешностью, величина которой зависит от фактических технических характеристик приборов учета и реальных условий их эксплуатации. Требования к измерительным приборам, установленные законодательными и нормативно–техническими документами, влияют в конечном итоге на максимально допустимую величину недоучета электроэнергии, которая входит в состав нормативных технологических потерь. Отклонение фактического недоучета электроэнергии от расчетного допустимого значения относится к коммерческим потерям.

Основные причины, приводящие к появлению коммерческих «инструментальных» потерь:

- перегрузка вторичных цепей измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН),

- низкий коэффициент мощности (cos φ) измеряемой нагрузки,

- влияние на счетчик электроэнергии магнитных и электромагнитных полей различной частоты,

- несимметрия и значительное падение напряжения во вторичных измерительных цепях,

- отклонения от допустимого температурного режима работы,

- недостаточный порог чувствительности счетчиков электроэнергии,

- завышенный коэффициент трансформации измерительных ТТ,

- систематические погрешности индукционных электросчетчиков.

Также на результат измерений влияют следующие факторы, наличие которых во многом определяется существующим в сетевой организации уровнем контроля состояния и правильности работы используемого парка приборов учета:

- сверхнормативные сроки службы измерительных комплексов,

- неисправность приборов учета,

- ошибки при монтаже приборов учета, в т. ч. неправильные схемы их подключения, установка измерительных ТТ с различными коэффициентами трансформации в разные фазы одного присоединения и т.п.

До сих пор в эксплуатации имеются устаревшие, выработавшие свой ресурс индукционные электросчетчики класса точности 2,5. Причем такие приборы учета встречаются не только у потребителей – граждан, но и у потребителей - юридических лиц.

Согласно действовавшему до 2007г. ГОСТ 6570-96 «Счетчики активной и реактивной энергии индукционные», срок эксплуатации счетчиков электроэнергии с классом точности 2,5 был ограничен первым межповерочным интервалом, а с 01.07.97 выпуск счетчиков класса 2,5 прекращен.

Индукционные счетчики класса точности 2,5 исключены из Государственного реестра средств измерений, они не производятся и не принимаются на поверку. Срок поверки для однофазного индукционного счетчика составляет 16 лет, а трехфазного – 4 года. Поэтому, по срокам межповерочного интервала, трехфазные индукционные электросчетчики класса точности 2,5 не должны применяться для коммерческого учета электроэнергии уже несколько лет.

Действующий в настоящее время ГОСТ Р 52321-2005 (МЭК 62053-11:2003) распространяется на электромеханические (индукционные) счетчики ватт-часов классов точности 0,5; 1 и 2. Для индукционных электросчетчиков класса 2,5 в настоящее время нет действующих нормативных документов, устанавливающих метрологические требования.

Можно сделать вывод о том, что применение в настоящее время однофазных индукционных электросчетчиков с классом точности 2,5 в качестве средств измерения не соответствует положениям Федерального закона от 26.06.2008 № 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений".

2. Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям обусловлены следующими факторами:

- Искажения данных о фактических показаниях счетчиков электроэнергии на любом этапе операционного процесса. Сюда относятся ошибки при визуальном снятии показаний счетчиков, неточная передача данных, неправильный ввод информации в электронные базы данных и т.п.

- Несоответствие информации о применяемых приборах учета, расчетных коэффициентах, их фактическим данным. Ошибки могут возникать уже на этапе заключения договора, а также при неточном внесении информации в электронные базы данных, их несвоевременной актуализации и т.п. Сюда же следует отнести случаи замены приборов учета без одновременного составления актов и фиксации показаний снятого и установленного счетчика, коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов.

- Неурегулированные договорные условия в области электроснабжения и оказания услуг по передаче электроэнергии в отношении состава точек поставки, приборов учета и применяемых алгоритмов расчета потерь в электрооборудовании при их установке не на границе балансовой принадлежности. Подобные ситуации могут приводить не только к ошибкам в расчетах, особенно при смене владельца объекта, реструктуризации организаций - потребителей электроэнергии и т.п., но и к фактическому «бездоговорному» электроснабжению объектов в отсутствие официального внесения конкретных точек поставки в договоры энергоснабжения или оказания услуг по передаче электроэнергии.

- Неодновременность снятия показаний приборов учета электроэнергии, как у потребителей, так и по точкам поступления электроэнергии в сеть (отдачи из сети).

- Несоответствие календарных периодов выявления и включения неучтенной электроэнергии в объемы её передачи.

- Установка приборов учета не на границе балансовой принадлежности сетей, неточности и погрешности применяемых алгоритмов расчета потерь электрической энергии в элементах сети от границы балансовой принадлежности до точки измерения, либо отсутствие таких алгоритмов для «дорасчета» потерь электроэнергии.

- Определение количества переданной электроэнергии расчетными методами в отсутствие приборов учета или его неисправности.

- «Безучетное» электроснабжение, с определением количества потребленной электроэнергии по установленной мощности электроприемников, а также с применением других нормативно-расчетных методик. Такие случаи нарушают положения Федерального закона № 261 - ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации " от 23.11.2009, в части оснащения приборами учета электрической энергии и их ввода в эксплуатацию.

- Недостаточная оснащенность приборами учета электрической энергии границ балансовой принадлежности электрических сетей, в т.ч. с многоквартирными жилыми домами.

- Наличие бесхозяйных сетей, отсутствие работы по установлению их балансодержателей.

- Применение замещающей (расчетной) информации за время недоучета электроэнергии при неисправности прибора учета.

3. Несанкционированное электропотребление.

К данной категории следует отнести так называемые «хищения» электроэнергии, к которым относят несанкционированное присоединение к электрическим сетям, подключение электроприемников помимо электросчетчика, а также любые вмешательства в работу приборов учета и иные действия с целью занижений показаний счетчика электроэнергии. Сюда же следует отнести и несвоевременное сообщение в энергоснабжающую организацию о неисправностях приборов учета.

Несанкционированное электропотребление электроэнергии часто составляют основную долю коммерческих потерь, особенно в сети 0,4кВ. Всевозможными способами хищений электроэнергии занимаются в большинстве своем бытовые потребители, особенно в частном жилом секторе, но имеются случаи хищения электроэнергии промышленными и торговыми предприятиями, преимущественно небольшими.

Объемы хищений электроэнергии возрастают в периоды пониженной температуры воздуха, что свидетельствует о том, что основная часть не учитываемой электроэнергии в этот период расходуется на отопление.

4. Погрешности расчетов технологических потерь электроэнергии:

Поскольку коммерческие потери - расчетная величина, получаемая математически, то погрешности определения технологического расхода электроэнергии имеют прямое влияние на значение коммерческих потерь. Погрешности расчетов технологических потерь обусловлены применяемой методикой расчетов, полнотой и достоверностью информации. Точность расчетов нагрузочных потерь электроэнергии, проводимых методов оперативных расчетов или расчетных суток, несомненно выше, чем при расчетах по методу средних нагрузок или обобщенным параметрам сети. К тому же, реальные технические параметры элементов электрической сети зачастую имеют отклонения от справочных и паспортных значений, применяемых в расчетах, что связано с продолжительностью их эксплуатации и фактическим техническим состоянием электрооборудования. Информация о параметрах электрических режимов работы сети, расходах электроэнергии на собственные нужды, также не обладает идеальной достоверностью, а содержит некоторую долю погрешности. Все это определяет суммарную погрешность расчетов технологических потерь. Чем выше их точность, тем более точным будет и расчет коммерческих потерь электроэнергии.

Пути снижения коммерческих потерь

Мероприятия, направленные на снижение коммерческих потерь электроэнергии определяются причинами их возникновения. Многие мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии, достаточно подробно освещены в научно-технической литературе [5], [6]. Основной перечень мероприятий, направленных на совершенствование приборов учета электроэнергии приведен в отраслевой инструкции [1].

Мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии можно условно разделить на две группы:

1. Организационные, повышающие точность расчетов показателей баланса электроэнергии, в т.ч. полезного отпуска потребителям.

2. Технические, в основном связанные с обслуживанием и совершенствованием систем учета электроэнергии.

К основным организационным мероприятиям следует отнести следующие:

- Проверка наличия актов разграничения балансовой принадлежности по точкам поставки внешнего и внутреннего сечения учета электроэнергии, своевременная фиксация всех точек поставки электроэнергии, проверка на соответствие с договорными условиями.

- Формирование и своевременная актуализация баз данных о потребителях электроэнергии и группах учета, с привязкой их к конкретным элементам схемы электрической сети.

- Сверка фактических технических характеристик приборов учета и применяемых в расчетах.

- Проверка наличия и правильности алгоритмов «дорасчета» потерь при установке приборов учета не на границе балансовой принадлежности.

- Своевременная сверка показаний приборов учета, максимальная автоматизация операционной деятельности по расчетам объемов электроэнергии для исключения влияния «человеческого фактора».

- Исключение практики «безучетного» электроснабжения.

- Выполнение расчетов технологических потерь электроэнергии, повышение точности их расчетов.

- Контроль фактических небалансов электроэнергии на ПС, своевременное принятие мер по устранению сверхдопустимых отклонений.

- Расчеты «пофидерных» балансов электроэнергии в сети, балансов по ТП 10(6)/0,4 кВ, в линиях 0,4 кВ, для выявления «очагов» коммерческих потерь электроэнергии.

- Выявление хищений электроэнергии.

- Обеспечение персонала, выполняющего проверки приборов учета и выявление хищений электроэнергии, необходимым инструментом и инвентарем. Обучение методам выявления хищений электроэнергии, повышение мотивации дополнительным материальным вознаграждением с учетом эффективности работы.

К основным техническим мероприятиям, направленным на снижение коммерческих потерь электроэнергии, следует отнести следующие:

- Инвентаризация измерительных комплексов электроэнергии, маркирование их знаками визуального контроля, пломбирование электросчетчиков, измерительных трансформаторов, установка и пломбирование защитных кожухов клеммных зажимов измерительных цепей.

- Своевременная инструментальная проверка приборов учета, их поверка и калибровка.

- Замена счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов на приборы учета с повышенными классами точности.

- Устранение недогрузки и перегрузки трансформаторов тока и напряжения, недопустимого уровня потерь напряжения в измерительных цепях ТН.

- Установка приборов учета на границах балансовой принадлежности, в т.ч. пунктов учета электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности, проходящей по линиям электропередач.

- Совершенствование расчетного и технического учета электроэнергии, замена устаревших измерительных приборов, а также приборов учета с техническими параметрами, не соответствующими законодательным и нормативно – техническим требованиям.

- Установка приборов учета за пределами частных владений.

- Замена «голых» алюминиевых проводов ВЛ – 0,4 кВ на СИП, замена вводов в здания, выполненных голым проводом, на коаксиальные кабели.

- Внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), как для промышленных, так и для бытовых потребителей.

Последнее из перечисленных мероприятий является наиболее эффективным в снижении коммерческих потерь электроэнергии, поскольку является комплексным решением основных ключевых задач, обеспечивая достоверное и дистанционное получение информации от каждой точки измерения, осуществляя постоянный контроль исправности приборов учета. Кроме того, максимально усложняется осуществление несанкционированного электропотребления, и упрощается выявление «очагов» потерь в кратчайшие сроки с минимальными трудозатратами. Ограничивающим фактором широкой автоматизации учета электроэнергии является дороговизна систем АИИС КУЭ. Реализацию данного мероприятия возможно осуществлять поэтапно, определяя приоритетные узлы электрической сети для автоматизации учета на основании предварительного энергетического обследования с оценкой экономической эффективности внедрения проекта.

Для решения вопросов по снижению коммерческих потерь электроэнергии также необходимо совершенствовать нормативно-правовую базу в области энергоснабжения и учета электроэнергии. В частности, применение нормативов потребления коммунальных услуг по электроснабжению должно побуждать абонентов к скорейшей установке приборов учета (устранения их неисправностей), а не к подсчету выгоды от их отсутствия. Процедура допуска представителей сетевых компаний для проверки состояния приборов учета и снятия их показаний у потребителей, в первую очередь у физических лиц, должна быть максимально проста, а ответственность за несанкционированное электропотребление усилена.

Заключение

Коммерческие потери электроэнергии являются серьезным финансовым убытком сетевых предприятий, отвлекают их денежные средства от решения других насущных задач в области электроснабжения.

Снижение коммерческих потерь электроэнергии является комплексной задачей, которая в своем решении требует разработки конкретных мероприятий на основе предварительного энергообследования и определения фактической структуры потерь электроэнергии и их причин.

АНО «Агентство по энергосбережению УР» выполняет все работы, связанные с энергетическим обследованием предприятий, мониторингом электропотребления, расчетом и нормированием технологических потерь электроэнергии, определением структуры потерь электроэнергии и разработкой мероприятий по их снижению.

ЛИТЕРАТУРА:

1. РД 34.09.254 «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. РД 153-34.0-09.166-00 «Типовая программа проведения энергетических обследований подразделений электрических сетей АО-энерго», СПО ОРГРЭС, 2000

3. Приказ Министерства энергетики РФ от 30.12.2008 г. № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям»

4. Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг (утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 г. № 861)

5. Воротницкий В.Э, Калинкина М.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях (Учебно-методическое пособие) – М.: ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПКгосслужбы, 2003

6. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А., Паринов И.А., Туркина О.В. Методы и средства расчета, анализа и снижения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям М.: ДиалогЭлектро, 2006

автор Мохов С.Л.

energosber18.ru

Потери электроэнергии в сетях

Потери электроэнергии в сетях считаются основными показателями эффективности и экономичности их работы. Это своего рода индикатор энергосберегающей деятельности предприятий. Большое количество потерь электроэнергии в сетях показывает на то, что в этой сфере существуют определенные проблемы. Решение этих проблем – первостепенная задача, поскольку потери энергии в сетях влияют на процентное соотношение издержек в конечной стоимости продуктов. Цена продукции могла бы быть намного ниже для обычных потребителей, если бы свелись к минимуму потери электроэнергии в сетях.

По оценкам международных аналитиков, считается допустимой потеря электроэнергии на уровне четырех или пяти процентов. При таких показателях деятельность предприятия не сопряжена с чрезмерными издержками. Если же рассматривать ситуацию с позиций законов физики, то максимальные потери электроэнергии в сетях могут составлять порядка десяти процентов.

Выделяют два вида потерь электроэнергии в сетях – это абсолютные потери и технические потери электроэнергии. Абсолютной потерей электроэнергии в сетях принято считать разницу между отпущенной в сеть электроэнергией и полученной в конечной точке потребителем. А технические потери электроэнергии в сетях – это потери, получаемые в результате ее передачи и трансформации, они, как правило, определяются при помощи расчетов.

Именно технические потери электроэнергии в сетях на сегодняшний день являются наиболее острой проблемой, это обусловлено несовершенством системы расчетов и особенностями процессов передачи и распределения энергии. Технические потери электроэнергии, в свою очередь, подразделяют на условно-постоянные потери и переменные потери электроэнергии в сетях. Эти виды потерь целиком и полностью зависят от уровня и постоянства выдаваемой нагрузки. А вот коммерческие потери, которые определяются как разница абсолютных и технических потерь, зависят не только от работы оборудования и качества коммуникационных развязок, но и от грамотного управления процессом.

В идеале коммерческие потери должны стремиться к нулевым значениям, но на практике обычно другие цифры. Поэтому нужно обращать особое внимание на всю систему энергоснабжения целиком, ведь внося коррективы в отдельные процессы и этапы деятельности электросетей и предприятий, обеспечивающих получение электроэнергии, мы не меняем суть проблемы. Нужны конструктивные методы, детально продуманные и четко прописанные для всех сторон. Только при таком развитии событий будет достигнута главная цель – минимизация потерь электроэнергии в сетях.

В настоящее время активно ведутся разработки новых методов и планов мероприятий, которые бы способствовали уменьшению потерь электроэнергии в сетях.Главное, с чего стоит начать работу по улучшению системы электроснабжения, – это замена устаревшего оборудования и сетей на новые, которых в последние годы появилось достаточно, чтобы выбрать приемлемые варианты. Порой достаточно сменить агрегаты в одном только узле, как показатель потерь электроэнергии в сетях уже стремительно улучшается. Что же говорить о результатах проведения масштабных мероприятий на всех уровнях, начиная с рядовых потребителей и заканчивая предприятиями-гигантами. Бесспорно, конечно, что затраты финансового плана на проведение такого рода мероприятий будут очень существенными, но результаты превзойдут все ожидания, даже самые смелые. Как показывает практика европейских стран, порой в течение только одного года суммы, инвестированные в замену старых коммуникаций, возвращаются, более того, они начинают приносить прибыль, о которой ранее даже и не мечтали.

Метки: потери электроэнергии в сетях, современная электроэнергетика, электросети, электроэнергетика России, энергосбережение, энергоэффективность

Интересная статья? Поделитесь ей с друзьями:

novostienergetiki.ru

Определение потерь энергии в электрических сетях. Потери электроэнергии

Потери электроэнергии в распределительных электрических сетях

Потери электроэнергии

Структура потерь электроэнергии

Пример структуры потерь электроэнергии

Смотри! Потери электроэнергии в электрических сетях кто платит снт формула

Причины потерь электрической энергии при ее транспортировке

Утечка электрической энергии в домашних условиях

Мероприятия по снижению энергопотерь в домашних условиях

Полезное видео

Заключение

НОРМИРОВАНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ.

Похожие статьи:

Холдинг "Энергия" - Потери электрической энергии в распределительных сетях

Коммерческие потери электроэнергии и их снижение

Потери электроэнергии в сетях