Контакты
Главная / Отделка

Расчёт потерь электроэнергии. Семь способов борьбы с потерями в воздушных электрических сетях

Актуальным вопросом в современной электроэнергетике являются потери электроэнергии, которые тесно переплетаются с финансовой составляющей. Это своего рода резерв получения дополнительной выгоды, повышение рентабельности производственного процесса. Попытаемся разобраться со всеми гранями этого вопроса и дать четкое представление о тонкостях потерь электроэнергии в сетях.

Что такое потери электрической энергии?

Под потерями электроэнергии в широком смысле следует понимать разницу между поступлениями в сети и фактическим потреблением (полезным отпуском). Расчет потерь предполагает определение двух величин, что выполняется через учет электрической энергии. Одни стоят непосредственно на подстанции, другие у потребителей.

Потери могут рассчитываться в относительных и абсолютных величинах. В первом случае исчисление выполняется в процентах, во втором - в киловатт-часах. Структура разделена на две основных категории по причине возникновения. Общие потери именуются фактическими и являются основой эффективности работы подразделения.

Где выполняется расчет?

Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях выполняется по следующим направлениям:

  1. Для предприятий, генерирующих энергию и отдающих в сеть. Уровень зависит от технологии производства, правильности определения собственных нужд, наличия технических и коммерческих учетов. Потери генерации ложатся на коммерческие организации (включаются в стоимость) или добавляются в нормативы и фактические величины на районы или предприятия электрических сетей.
  2. Для высоковольтной сети. Передача на дальние расстояния сопровождается высоким уровнем потерь электроэнергии в линиях и силовом оборудовании подстанций 220/110/35/10 кВ. Рассчитывается путем определения норматива, а в более совершенных системах через приборы электронного учета и автоматизированных систем.
  3. Распределительные сети, где происходит разделение потерь на коммерческие и технические. Именно в этой области сложно прогнозировать уровень величины из-за фактора сложности обвязки абонентов современными системами учета. Потери при передаче электроэнергии рассчитываются по принципу поступило за минусом платы за потребленную электрическую энергию. Определение технической и коммерческой части выполняется через норматив.

Технические потери: физические причины появления и где возникают

Сущность технических потерь заключается в несовершенстве технологии и проводников, используемых в современной электроэнергетике. В процессе генерации, передачи и трансформации электроэнергии возникают физические явления, которые и создают условия утечки тока, нагрев проводников или прочие моменты. Технические потери могут возникать в следующих элементах:

  1. Трансформаторы. Каждый силовой трансформатор обладает двумя или тремя обмотками, посередине которого расположен сердечник. В процессе трансформации электроэнергии с большего на меньшего в этом элементе происходит нагрев, что и предполагает появление потерь.
  2. Линии электропередач. При транспортировке энергии на расстояния происходит утечка тока на корону для ВЛ, нагрев проводников. На расчет потерь в линии влияют следующие технические параметры: длина, сечение, удельная плотность проводника (медь или алюминий), коэффициенты потерь электроэнергии, в частности, коэффициент распределенности нагрузки, коэффициент формы графика.
  3. Дополнительное оборудование. К этой категории необходимо отнести технические элементы, которые участвуют в генерации, транспортировке, учете и потреблении электроэнергии. Величины для этой категории в основном постоянные или учитываются через счетчики.

Для каждого вида элементов электрической сети, для которой рассчитываются технические потери, имеется разделение на потери холостого хода и нагрузочные потери. Первые считаются постоянной величиной, вторые зависят от уровня пропуска и определяются для анализируемого периода, зачастую за месяц.

Коммерческие потери: основное направление повышения эффективности в электроэнергетике

Коммерческие потери электроэнергии считаются сложно прогнозируемой величиной, так как зависят от потребителей, от их желания обмануть предприятие или государство. Основой указанных проблем являются:

  1. Сезонная составляющая. В представленное понятие вкладывается недоплата физических лиц по реально отпущенной электрической энергии. К примеру, в Республике Беларусь существует 2 причины появления «сезонки» - это наличие льгот по тарифам и оплата не на 1, а на 25 число.
  2. Несовершенство приборов учетов и их неправильная работа. Современные технические средства для определения потребленной энергии значительно упростили задачу абонентской службе. Но электроника или неправильно налаженная система учета может подвести, что и становится причиной рост коммерческих потерь.
  3. Воровство, занижение показаний счетчиков коммерческими организациями. Это отдельная тема для разговора, которая предполагает различные ухищрения физических и юридических лиц по сокращению расходов на электрическую энергию. Все это сказывается на росте потерь.

Фактические потери: общий показатель

Для расчета фактических потерь необходимо сложить коммерческую и техническую составляющую. Однако реальный расчет этого показателя осуществляется по-другому, формула потерь электроэнергии следующая:

Величина потерь = (Поступления в сеть - Полезный отпуск - Перетоки в другие энергосистемы - Собственные нужды) / (Поступления в сеть - Беспотерьные - Перетоки - Собственные нужды) * 100%

Зная каждый элемент, определяют фактические потери в процентном отношении. Для вычисления требуемого параметра в абсолютных величинах необходимо выполнить расчеты только числителя.

Какие потребители считаются беспотерьными и что такое перетоки?

В представленной выше формуле используется понятие "беспотерьные", которое определяется по коммерческим приборам учета на подстанциях высокого напряжения. Предприятие или организация самостоятельно несут расходы на потери электроэнергии, которые учитываются прибором учета в точке подключения к сетям.

Что касается перетоков, то они также относятся к беспотерьным, хотя высказывание не совсем корректное. В общем понимании это электрическая энергия, которая из одной энергосистемы отправляется в другую. Учет осуществляется также с использованием приборов.

Собственные нужды и потери электрической энергии

Собственные нужды необходимо отнести к особой категории и разделу фактических потерь. Для работы электросетей требуются затраты на поддержание функционирования подстанций, расчетно-кассовых центров, административных и функциональных зданий РЭСов. Все эти величины фиксируются и отражаются в представленном параметре.

Методики расчета технических потерь на предприятиях электроэнергетики

Потери электроэнергии в электрических сетях осуществляется по двум основным методикам:

  1. Расчет и составление норматива потерь, что реализовывается через специальное программное обеспечение, куда закладывается информация по топологии схемы. Согласно последней определяются нормативные величины.
  2. Составление небалансов для каждого элемента электрических сетей. В основе этого метода лежит ежедневное, еженедельное и ежемесячное составление балансов в высоковольтной и распределительных сетях.

Каждый вариант обладает особенностями и эффективностью. Необходимо понимать, что выбор варианта зависит и от финансовой стороны вопроса.

Расчет норматива потерь

Расчет потерь электроэнергии в сетях во многих странах СНГ и Европы осуществляется с применением данной методологии. Как отмечалось выше, процесс предполагает использование специализированного софта, в котором имеются нормативные величины и топология схемы электрических сетей.

Для получения информации о технических потерях от сотрудника организации потребуется внести характеристики пропуска по фидеру активной и реактивной энергии, определить максимальные значения по активной и реактивной мощности.

Необходимо отметить, что погрешность таких моделей может доходить до 25 % только при расчете потерь электроэнергии в линии. К представленному методу следует относиться в качестве математической, примерной величине. В этом и выражается несовершенство методологии просчета технических потерь в электрических сетях.

Используемое программное обеспечение для расчета

На текущий момент существует огромное количество программного софта, который выполняет расчет норматива технических потерь. Выбор того или иного продукта зависит от стоимости обслуживания, региональности и других важных моментов. В Республике Беларусь основной программой считается DWRES.

Софт разрабатывался группой ученых и программистов Белорусского Национального Технического Университета под руководством профессора Фурсанова Н.И. Инструмент для расчета норматива потерь специфичен, обладает рядом системных достоинств и недостатков.

Для рынка России особой популярностью пользуется ПО «РПТ 3», который разрабатывался специалистами ОАО «НТЦ Электроэнергетики». Софт весьма неплохой, выполняет поставленные задачи, но также обладает рядом отрицательных сторон. Тем не менее расчет нормативных величин осуществляется в полной мере.

Составление небаланса в высоковольтных и распределительных сетях

Потери электроэнергии технического плана можно выявить через другой метод. О нем уже говорилось выше - предполагается, что все высоковольтные или распределительные сети обвязаны приборами учета. Они помогают определить величину максимально точно. Кроме этого, подобная методика обеспечивает реальную борьбу с неплательщиками, воровством и неправильное использование энергооборудования.

Следует отметить, что подобный подход, несмотря на эффективность, неприменим в современных условиях. Для этого необходимы серьезные мероприятия с большими затратами на реализацию обвязки всех потребителей электронными учетами с передачей данных (АСКУЭ).

Как сократить технические потери: способы и решения

Снизить потери в линиях, трансформаторных подстанциях помогают следующие направления:

  1. Правильно выбранный режим работы оборудования, загрузка мощностей влияет на нагрузочные потери. Именно поэтому диспетчер обязан выбирать и вести наиболее приемлемый режим работы. К представленному направлению важно отнести выбор точек нормального разрыва, расчеты загруженности трансформаторов и так далее.
  2. Замена оборудование на новое, которое обладает низкими показателями холостого хода или лучше справляются с нагрузочными потерями. Для линий электропередач предполагается замена проводов на большее сечение, использование изолированных проводников.
  3. Сокращение времени обслуживания оборудования, что ведет к снижению расхода энергии на собственные нужды.

Сокращение коммерческой составляющей потерь: современные возможности

Потери электроэнергии по коммерческой части предполагают использование следующих методов:

  1. Установка приборов учетов и систем с меньшей погрешностью. На текущий момент оптимальными считаются варианты с классом точности 0,5 S.
  2. Использование автоматизированных систем передачи информации, АСКУЭ, которые призваны убрать сезонные колебания. Контроль за показаниями является условием борьбы с воровством и занижением данных.
  3. Осуществление рейдов по проблемным адресам, которые определяются через систему балансов распределительной сети. Последнее актуально при обвязке абонентов современными учетами.
  4. Применение новых технологий по определению недоучета систем с трансформаторами тока. Специализированные приборы распознают коэффициент смещения тангенса вектора распределения электрической энергии.

Потери электроэнергии в электрических сетях - важный показатель, который обладает существенным потенциалом для коммерческих организаций энергетического бизнеса. Сокращение фактических потерь приводит к росту получаемой прибыли, а это влияет на рентабельность. В заключение необходимо отметить, что оптимальный уровень потерь должен составлять 3-5 % в зависимости от района.

Потери электроэнергии в электрических сетях являются экономическим показателем состояния сетей. По мнению международных экспертов в области энергетики относительные потери электроэнергии при ее передаче в электрических сетях не должны превышать 4%. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно считать максимально допустимыми.

На основании уровня потерь электроэнергии можно сделать выводы о необходимости и объеме внедрения энергосберегающих мероприятий.

Фактические потери определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть и отпущенной из сети потребителям. Их можно разделить на три составляющие:

Технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям, включают в себя расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;

Потери электроэнергии, обусловленные погрешностью системы учета, как правило, представляют недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы приборов учета электроэнергии на объекте;

Коммерческие потери, обусловленные несанкционированным отбором мощности электроэнергии, несоответствием оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями показаниям счетчиков и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых двух составляющих, представляющих собой технологические потери .

Фактические потери электроэнергии должны стремиться к технологическим.

  1. Снижение технологических потерь электроэнергии в лэп

Мероприятия, направленные на снижение потерь электроэнергии в сетях делятся на три основных типа: организационные, технические и мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии и показаны на рисунке 1.

Основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения пропускной способности и надежности работы электрических сетей, сбалансированности их режимов, т.е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий.

Основными из этих мероприятий, помимо включенных выше, для системообразующих электрических сетей 110 кВ и выше являются:

Налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств (управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности) для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей;

Строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от «запертых» электростанций для ликвидации дефицитных узлов и завышенных транзитных перетоков;

Развитие нетрадиционной и возобновляемой энергетики (малых ГЭС, ветроэлектростанций, приливных, геотермальных ГЭС и т.п.) для выдачи малых мощностей в удаленные дефицитные узлы электрических сетей.

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии (ЭЭ) в электрических сетях (ЭС)

Технические

Технические

Организационные

Организационные

Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии

Оптимизация загрузки ЭС за счет строительства линий и ПС

Замена перегруженного и недогруженного оборудования ЭС

Ввод в работу энергосберегающего оборудования ЭС

Оптимизация схем и режимов ЭС

Сокращение продолжительности ремонтов оборудования ЭС

Ввод в работу неиспользуемых средств АРН, выравнивание несимметричных нагрузок фаз и т.п.

Проведение рейдов по выявлению неучтенной ЭЭ

Совершенствование системы сбора показаний счетчиков

Обеспечение нормативных условий работы приборов учета

Замена, модернизация, установка недостающих приборов учета

Рисунок 1 – Типовой перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях

Очевидно, на ближайшую и удаленную перспективу останутся актуальными оптимизация режимов электрических сетей по активной и реактивной мощности, регулирование напряжения в сетях, оптимизация загрузки трансформаторов, выполнение работ под напряжением и т.п.

К приоритетным мероприятиям по снижению технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ относятся:

Использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;

Увеличение доли сетей напряжением 35 кВ;

Сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

Применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

Использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;

Разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в КТП и ЗТП конденсаторных батарей;

Применение столбовых трансформаторов малой мощности 6-10/0,4 кВ для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;

Более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

Комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

Повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

Необходимо сформулировать новые подходы к выбору мероприятий по снижению технических потерь и оценке их сравнительной эффективности в условиях акционирования энергетики, когда решения по вложению средств принимаются уже не с целью достижения максимума «народнохозяйственного эффекта», а получения максимума прибыли данного АО, достижения запланированных уровней рентабельности производства, распределения электроэнергии и т.п.

В условиях общего спада нагрузки и отсутствия средств на развитие, реконструкцию и техперевооружение электрических сетей становится все более очевидным, что каждый вложенный рубль в совершенствование системы учета сегодня окупается значительно быстрее, чем затраты на повышение пропускной способности сетей и даже на компенсацию реактивной мощности. Совершенствование учета электроэнергии в современных условиях позволяет получить прямой и достаточно быстрый эффект. В частности, по оценкам специалистов, только замена старых, преимущественно «малоамперных» однофазных счетчиков класса 2,5 на новые класса 2,0 повышает собираемость средств за переданную потребителям электроэнергии на 10-20%.

Основным и наиболее перспективным решением проблемы снижения коммерческих потерь электроэнергии является разработка, создание и широкое применение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (далее АСКУЭ), в том числе для бытовых потребителей, тесная интеграция этих систем с программным и техническим обеспечением автоматизированных систем диспетчерского управления (далее АСДУ), обеспечение АСКУЭ и АСДУ надежными каналами связи и передачи информации, метрологическая аттестация АСКУЭ.

Однако эффективное внедрение АСКУЭ – задача долговременная и дорогостоящая, решение которой возможно лишь путем поэтапного развития системы учета, ее модернизации, метрологического обеспечения измерений электроэнергии, совершенствования нормативной базы.

Очень важное значение на стадии внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях имеет так называемый «человеческий фактор», под которым понимается:

Обучение и повышение квалификации персонала;

Осознание персоналом важности для предприятия в целом и для его работников лично эффективного решения поставленной задачи;

Мотивация персонала, моральное и материальное стимулирование;

Связь с общественностью, широкое оповещение о целях и задачах снижения потерь, ожидаемых и полученных результатах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Как показывает отечественный и зарубежный опыт, кризисные явления в стране в целом и в энергетике в частности отрицательным образом влияют на такой важный показатель энергетической эффективности передачи и распределения электроэнергии, как ее потери в электрических сетях.

Сверхнормативные потери электроэнергии в электрических сетях – это прямые финансовые убытки электросетевых компаний. Экономию от снижения потерь можно было бы направить на техническое переоснащение сетей; увеличение зарплаты персонала; совершенствование организации передачи и распределения электроэнергии; повышение надежности и качества электроснабжения потребителей; уменьшение тарифов на электроэнергию.

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях – сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений, необходимых для оптимизации развития электрических сетей, совершенствования системы учета электроэнергии, внедрения новых информационных технологий в энергосбытовой деятельности и управления режимами сетей, обучения персонала и его оснащения средствами поверки средств измерений электроэнергии и т. п.

В прошлом номере журнала мы опубликовали материал Юрия Железко, посвященный нормированию технологических потерь электроэнергии в сетях низкого и среднего напряжения. Автор изложил свою методику определения норматива. Сегодня мы представляем иной взгляд на ту же тему Валерия Эдуардовича Воротницкого.

Анализ зарубежного опыта показывает , что рост потерь электроэнергии в сетях – это объективный процесс для стран с кризисной экономикой и реформируемой энергетикой, признак имеющихся разрывов между платежеспособностью потребителей и тарифами на электроэнергию, показатель недостаточности инвестиций в сетевую инфраструктуру и систему учета электроэнергии, отсутствия полномасштабных автоматизированных информационных систем по сбору и передаче данных о полезном отпуске электроэнергии, структуре потоков электроэнергии по ступеням напряжения, балансам электроэнергии в электрических сетях.
В странах, где перечисленные факторы имеют место, потери электроэнергии в электрических сетях, как правило, высоки и имеют тенденцию к росту. Динамика потерь в отечественных электрических сетях за последние 10-12 лет показывает, что Россия в этом смысле не является исключением.
Стоимость потерь – это часть затрат на передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям. Чем больше потери, тем выше эти затраты и соответственно тарифы на электроэнергию для конечных потребителей. Известно, что часть потерь является технологическим расходом электроэнергии, необходимым для преодоления сопротивления сети и доставки потребителям выработанной на электростанциях электроэнергии. Этот технологически необходимый расход электроэнергии должен оплачиваться потребителем. Он-то, по существу, и является нормативом потерь.
Потери, обусловленные неоптимальными режимами работы электрической сети, погрешностями системы учета электроэнергии, недостатками в энергосбытовой деятельности, являются прямыми убытками энергоснабжающих организаций и, безусловно, должны снижаться. Вот почему Федеральная энергетическая комиссия России как главный государственный орган исполнительной власти, призванный сдерживать рост тарифов на электроэнергию, устанавливает нормативы потерь электроэнергии в электрических сетях и методы их расчета. Вокруг этих методов в настоящее время ведутся достаточно острые дискуссии как научного, так и чисто практического плана. Имеются, в частности, предложения по методике учета некоторых дополнительных составляющих норматива потерь .
Цель настоящей статьи – изложить один из подходов к нормированию потерь, который был озвучен автором в ноябре 2002 г. на Международном научно-техническом семинаре «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях – 2002» и получил поддержку как на самом семинаре, так и в некоторых публикациях специалистов по потерям электроэнергии, в частности в .

Структура норматива потерь
В основе норматива потерь лежат технические потери электроэнергии в электрических сетях, обусловленные физическими процессами передачи и распределения электроэнергии, определяемые расчетным путем и включающие «переменные» и условно-постоянные потери, а также нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций .
В соответствии со статьями 247, 252, 253 и 254 главы 25 Налогового кодекса РФ, норматив потерь электроэнергии в электрических сетях можно определить как экономически обоснованный и документально подтвержденный технологический расход электроэнергии при ее транспортировке при условии, что этот расход произведен для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Согласно п. 58 и таблице п.1.3 Постановления ФЭК РФ N 37-Э/1 от 14.05.2003 , в норматив потерь должны включаться:

  • потери холостого хода в трансформаторах, батареях статических конденсаторов и статических компенсаторов, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах (СК) и генераторах, работающих в режиме СК;
  • потери на корону в линиях;
  • расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;
  • прочие обоснованные и документально подтвержденные условно-постоянные потери;
  • нагрузочные переменные потери в электрических сетях;
  • потери в связи с погрешностями приборов учета электроэнергии.

Какие потери имеем?
К настоящему времени разработано достаточно большое количество методов расчета технических потерь электроэнергии. Эти методы – результат многолетней работы большой армии специалистов, которые в различные годы посвятили себя уточнению расчетов потерь в сетях. Защищено большое количество кандидатских и докторских диссертаций по этой тематике, а вопрос и поныне остается актуальным и до конца не изученным. Это связано с тем, что отсутствует полная и достоверная информация о нагрузках электрических сетей всех ступеней напряжения. Причем, чем ниже номинальное напряжение сети, тем менее полная и достоверная информация о нагрузках имеется в наличии.
Различия методов, предложенных отдельными специалистами, в основном заключаются в попытках или восполнить недостающую информацию, или повысить ее точность за счет обобщения, использования статистических данных за аналогичные прошедшие периоды и т.п. Начало унификации методов расчета технических потерь и установления нормативов потерь совпадает примерно с началом активного внедрения вычислительной техники в практику расчетов режимов электрических сетей в середине 60-х годов XX века.
Первые нормативы потерь были установлены во Временных нормативах по эксплуатации городских и сельских электрических сетей, утвержденных приказом Министерства коммунального хозяйства РСФСР N 334 от 30.11.1964.
За последние тридцать лет был выпущен ряд отраслевых инструкций по методам расчета потерь электроэнергии в электрических сетях всех ступеней напряжения. Так, в 1976 г. была введена в действие Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем, разработанная «Уралтехэнерго», в 1987 г. – Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений , разработанная ВНИИЭ и «Уралтехэнерго», и в 2001 г. – Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6) – 0,4 кВ, разработанные «Роскоммунэнерго» и ЗАО «АСУ Мособлэлектро».
Перечисленные нормативные документы сыграли свою положительную роль. В соответствии с этими документами было разработано достаточно большое количество вычислительных программ для ЭВМ. В основе программ лежат практически одни и те же методы расчетов потерь. Отличия программ состоят в основном в их сервисных возможностях, в количестве учитываемых составляющих потерь, объеме и количестве решаемых задач.
Большинство энергосистем и коммунальных электрических сетей, используя ту или иную программу расчета, могут в настоящее время сравнительно точно рассчитать переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в электрических сетях 6 – 750 кВ. Значительную трудность представляет пока расчет потерь в сетях 0,38 кВ в связи с большими объемами этих сетей и малым количеством информации или ее отсутствием о нагрузках этих сетей и об их параметрах (схемах, марках проводов и т.п.). Результаты расчетов по этим программам почти повсеместно показывают, что суммарные технические потери в сетях 0,38-750 кВ не превышают 10-12% от отпуска электроэнергии в сеть. При этом, чем выше ступень напряжения сети, тем, очевидно, ниже относительные потери электроэнергии в ней. Уровень 10-12% считается максимально возможным для потерь электроэнергии в электрических сетях большинства стран с развитой экономикой . Оптимальные же потери находятся в диапазоне 4-6%. Эти цифры подтверждаются докризисным уровнем потерь в электрических сетях энергосистем бывшего СССР в середине – конце 80-х годов прошлого века.
Что же делать в таком случае энергосистемам, у которых фактические потери достигли значений 20-25%? Как правило, в таких энергосистемах значительную долю суммарного полезного отпуска (до 40%) составляют бытовые и мелкомоторные потребители. Здесь наметились два основных пути. Первый путь тяжелый, но правильный – разработка, согласование с региональными энергетическими комиссиями, утверждение и практическая реализация программ снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии. Обеспечение за счет этих программ сначала замедления роста, а затем снижения потерь в сетях.
Второй, более легкий путь – поиск объективных причин роста потерь, обоснование и лоббирование в РЭК повышенного до уровня фактических норматива потерь. Сказанное иллюстрируется таблицей по нормативам потерь в сетях некоторых энергосистем по данным ОАО «Инженерный центр ЕЭС филиала «Фирма ОРГРЭС».
Эти два пути полностью соответствуют известному выражению: «Тот, кто хочет работать, ищет способы, как работу выполнить, тот, кто не хочет или не может, – ищет причины, почему работу сделать нельзя».
Очевидно, что первый путь выгоден абсолютно всем: энергоснабжающим организациям, потребителям, местным администрациям. В этом заинтересованы также РЭК и Госэнергонадзор, так как, снижая потери в сетях, энергоснабжающие организации повышают рентабельность своей работы, а потребители за счет уменьшения стоимости услуг на передачу и распределение электроэнергии получают соответствующее снижение тарифов на электроэнергию. Вместе с тем понятно, что практическая реализация этого пути требует значительных организационных, технических, физических и финансовых усилий. Наши расчеты показывают, что для снижения потерь в сетях на 1 млн. кВт.ч в год нужно затратить около 1 млн. руб. на внедрение соответствующих мероприятий. Второй путь – тупиковый, так как, чем больше потерь будет включено в тариф, тем выше будет тариф на электроэнергию для конечного потребителя, тем больше будет стимулов у этого потребителя к хищению электроэнергии и тем больше вероятность роста потерь и следующего увеличения норматива и т.д.
Задача же, как известно, перед всеми стоит прямо противоположная – остановить рост потерь и добиться их снижения. При этом, как показывают энергетические обследования энергосистем, резервы снижения потерь есть как в сетях с уровнем потерь 20-25%, так и в сетях с потерями 6-8%. Для того, чтобы это сделать практически, необходимо:

  1. провести достаточно глубокий расчет и анализ потерь, их структуры и динамики;
  2. определить обоснованные уровни нормативных потерь;
  3. разработать, согласовать, утвердить, обеспечить финансовыми, материальными, людскими ресурсами и внедрить мероприятия по снижению потерь.

Обоснованный норматив потерь
Превышение фактических потерь в сетях над техническими в два раза и более вынуждают, как уже было сказано выше, и разработчиков методов нормирования потерь, и сами энергосистемы искать дополнительные составляющие норматива потерь.
По общему мнению, такой составляющей, которая, кроме технических потерь, может быть учтена в нормативе, является составляющая, обусловленная погрешностями приборов учета электроэнергии. Это нашло отражение в Постановлении ФЭК РФ от 14.05.03 N37-Э/1 . Однако там не сказано, о каких погрешностях идет речь. А таких как минимум три:

  1. допускаемая погрешность измерительного комплекса (ИК), в общем случае состоящего из трансформатора тока, трансформатора напряжения и счетчика при нормальных условиях их эксплуатации;
  2. систематическая погрешность ИК (как отрицательная, так и положительная), обусловленная ненормированными рабочими условиями применения ИК;
  3. систематическая отрицательная погрешность старых индукционных счетчиков, отработавших свой ресурс, и счетчиков с просроченными сроками поверки.
С учетом приведенного выше определения норматива потерь, вытекающего из требований НК РФ, и основываясь на Постановлении ФЭК РФ N 37-Э/1 от 14.05.2003, под нормативом потерь электроэнергии в электрических сетях мы понимаем алгебраическую сумму технических потерь электроэнергии (DWт) , норматив расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и модуль значения допустимого небаланса электроэнергии в электрической сети (НБД), определяемого в соответствии с по формуле:
D W норм = D W т + |НБ Д |,
Восьмилетний опыт использования в эксплуатации электрических станций и сетей подтвердил стимулирующую направленность основных методических положений Типовой инструкции по повышению достоверности систем учета электроэнергии. При этом допустимый небаланс электроэнергии в и в вышеприведенной формуле рассматривается в практике работы электрических станций и сетей не как нулевое математическое ожидание, а как значение, которое не должен превышать фактический небаланс. Считаем, что электрическая сеть в данном случае не является исключением. Легитимный способ определения систематических погрешностей ИК – инструментальные обследования в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками выполнения измерений. Попытки усреднить погрешности ИК для страны в целом , да еще без учета весьма существенных факторов, могут привести к явным ошибкам. В частности, принятие «типового значения cosj =0,85» может приводить к завышенным или заниженным значениям отрицательных систематических погрешностей. Известно, что в ночные часы в электрических сетях 6-10 кВ cosj часто снижается до 0,4-0,6 из-за их низкой загрузки и преобладающего характера реактивного тока холостого хода распределительных трансформаторов. При низких cosj отрицательная систематическая погрешность трансформаторов, связанная с их недогрузкой по току, может быть скомпенсирована положительной угловой погрешностью. Таким образом, «новая методология» расчета допустимого недоучета электроэнергии как минимум требует уточнения, а по существу, может нанести вред работе по снижению потерь в сетях, так как искусственно увеличивает норматив потерь.
По нашему мнению, недоучет электроэнергии, связанный с ненормированными рабочими условиями применения ИК, с физическим износом индукционных счетчиков, не может быть допустимым и рассматриваться как норматив. В этом случае все потребители за этот «норматив» будут платить и ситуация, как было отмечено выше, будет лишь усугубляться, так как владельцы систем учета не будут заинтересованы в ее совершенствовании. Но поскольку существующая в России система учета электроэнергии не соответствует современным требованиям и недоучет электроэнергии имеет место, задачу по его уменьшению следует решать по-другому.
Уточненный с учетом различных влияющих факторов недоучет электроэнергии в денежном выражении должен быть основой для включения в инвестиционную составляющую тарифа на электроэнергию затрат на совершенствование учета электроэнергии. В этом случае в РЭК одновременно с оценкой ущерба энергоснабжающей организации от несовершенства системы учета электроэнергии (отрицательных систематических погрешностей) должна представляться развернутая обоснованная программа снижения потерь в сетях за счет уменьшения недоучета электроэнергии.
Потребители при этом не просто платят за завышенный «технологически обоснованный расход электроэнергии», а как бы кредитуют работу энергоснабжающих организаций по доведению системы учета электроэнергии до нормативных требований.

Мероприятия по выполнению норматива
Для энергосистем, в сетях которых фактические потери электроэнергии составляют 20-25%, дискуссия о том, какие погрешности приборов учета электроэнергии будут включены в норматив, допустимые или систематические, носит схоластический характер. От того, будут ли к расчетным техническим потерям 8-12% прибавлены 0,5 или 2,5%, проблема не станет менее острой. Всё равно разница между нормативом и фактом потерь будет от 10 до 12%, что в денежном выражении может составить десятки и сотни миллионов рублей прямых убытков в месяц.
Для снижения этих убытков и доведения фактических потерь до нормативного уровня необходима согласованная с РЭК долговременная программа снижения потерь, так как за один-два года снизить фактические потери в 2 раза практически невозможно. 90-95% этого снижения необходимо будет обеспечить за счет уменьшения коммерческой составляющей потерь. Структура коммерческих потерь и мероприятия по их снижению рассмотрены в .
Стратегический путь снижения коммерческих потерь – внедрение АСКУЭ не только на энергообъектах и у энергоемких потребителей, но и у бытовых потребителей, совершенствование энергосбытовой деятельности и системы учета электроэнергии в целом. Очень важен в деле снижения потерь учет «человеческого фактора» . Опыт передовых энергосистем показывает, что инвестиции в обучение персонала, его оснащение соответствующими приборами обнаружения хищений электроэнергии, транспортными средствами, вычислительной техникой и современными средствами связи окупаются за счет снижения потерь, как правило, быстрее, чем инвестиции в счетчики или установку компенсирующих устройств в сетях.
Очень большую опасность для эффективной работы по снижению потерь представляет разделение электросетевого и энергосбытового бизнесов в условиях реструктуризации энергетики. Планируемое и уже кое-где ведущееся выделение из АО-энерго независимых сбытовых компаний (НСК) может нарушить многолетние связи энергосбытов и предприятий электрических сетей, если одновременно не обеспечить взаимную ответственность за потери между будущими распределительными сетевыми компаниями (РСК) и НСК. Возложение всей ответственности за технические и коммерческие потери на РСК без выделения на это соответствующих материальных, финансовых и людских ресурсов может резко увеличить убытки РСК и привести к еще большему росту потерь в сетях. Но это тема уже другой статьи.

Литература

  1. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь электроэнергии в электроэнергетических системах // Электрические станции. –1998. – N 9. – С.53-59.
  2. Постановление ФЭК РФ от 17.03.2000 N 14/10 «Об утверждении нормативов технологического расхода электрической энергии (мощности) на ее передачу, принимаемых для целей расчета и регулирования тарифов на электрическую энергию (размера платы за услуги по ее передаче)» // Экономика и финансы электроэнергетики. – 2000. – N 8. – С.132-143.
  3. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. Утв. Постановлением ФЭК РФ от 31.07.02 N 49-Э/8.
  4. Постановление ФЭК РФ от 14.05.03 N 37-Э/1 «О внесении изменений и дополнений в Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденные постановлением ФЭК РФ от 31.07.02 N 49-Э/8».
  5. Железко Ю. Нормирование технологических потерь электроэнергии в сетях. Новая методология расчета // Новости электротехники. – 2003. – N 5 (23). – С. 23-27.
  6. Воротницкий В.Э. Измерение, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Проблемы и пути решения // Сборник информационных материалов международного научно-технического семинара «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях – 2002». – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.
  7. Броерская Н.А., Штейнбух Г.Л. О нормировании потерь электроэнергии в электрических сетях // Электрические станции. – 2003. – N 4.
  8. И 34-70-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. – М.: СПО «Союзтехэнерго», 1987.
  9. Инструкция по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ. – М.: СПО Союзтехэнерго, 1981.
  10. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. – М: СПО ОРГРЭС, 1995.
  11. Воротницкий В., Апряткин В. Коммерческие потери электроэнергии в электрических сетях. Структура и мероприятия по снижению// Новости ЭлектроТехники. – 2002. – N 4 (16).

Методика расчёта технологических потерь электроэнергии
в линии электропередач ВЛ-04кВ садоводческого товарищества

До какого-то определённого времени необходимость расчёта технологических потерь в линии электропередач , принадлежащей СНТ, как юридическому лицу, или садоводам, имеющим садовые участки в границах какого-либо СНТ , была не нужна. Правление даже не задумывалось об этом. Однако дотошные садоводы или, скорее, сомневающиеся, заставили ещё раз бросить все силы на способы вычисления потерь электроэнергии вЛЭП . Самый простой путь, безусловно - это тупое обращение в компетентную компанию, то бишь, электроснабжающую или мелкую фирмочку, которые и смогут рассчитать для садоводов технологические потери в их сети. Сканирование Интернета позволило разыскать несколько методик расчёта энергопотерь во внутренней линии электропередач применительно к любому СНТ. Их анализ и разбор необходимых значений для вычисления конечного результата позволил отбросить те из них, которые предполагали замер специальных параметров в сети с помощью специального оборудования.

Предлагаемая Вам для использования в садоводческом товариществе методика основана на знании основ передачи электроэнергии по проводам базового школьного курса физики. При её создании были использованы нормы приказа Минпромэнерго РФ № 21 от 03.02.2005 г. "Методика расчёта нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях", а также книга Ю.С Железко, А.В Артемьева, О.В. Савченко "Расчёт, анализ и нормирование потерь элекроэнергии в электрических сетях", Москва, ЗАО "Издательство НЦЭНАС", 2008.

Основа для рассматриваемого ниже расчёта технологических потерь в сети взята вот отсюда Методика расчёта потерь Ратуша А. Вы можете воспользоваться ею, изложенной далее. Разница у них в том, что здесь на сайте мы вместе разберём упрощенную методику, которая на простом, вполне реально существующем ТСН «Простор», поможет понять сам принцип применения формул и порядок подстановки в них значений. Далее Вы сможете самостоятельно рассчитать потери для своей существующей в ТСН электросети с любой конфигурацией и сложностью. Т.е. страница адаптирована к ТСН.

Исходные условия для расчётов.

В линии электропередач используется провод СИП-50, СИП-25, СИП-16 и немного А-35 (алюминиевый, сечением 35мм², открытый без изоляции);

Для простоты расчёта возьмём усреднённое значение, провод А-35.

У нас в садоводческом товариществе провода разного сечения, что чаще всего и бывает. Кто хочет, разобравшись с принципами расчётов, сможет посчитать потери для всех линий с разным сечением, т.к. сама методика предполагает производство расчёта потерь электроэнергии для одного провода, не 3 фаз сразу, а именно одного (одной фазы).

Потери в трансформаторе (трансформаторах) не учитываются, т.к. общий счётчик потребляемой электроэнергии установлен после трансформатора;

= Потери трансформатора и подключения к высоковольтной линии нам рассчитала энергоснабжающая организация «Саратовэнерго» а именно РЭС Саратовского района, в поселке «Тепличный». Они составили в среднем (4,97%) 203 кВт.ч в месяц.

Расчёт производится для выведения максимальной величины потерь электроэнергии;

Произведённые расчёты для максимального потребления помогут перекрыть те технологические потери , к-е не учтены в методике, но, тем не менее, всегда присутствуют. Эти потери достаточно сложно вычислить. Но, так как, они, всё-таки, не так значительны, то ими можно пренебречь.

Суммарная присоединённая мощность в СНТ достаточна для обеспечения максимальной мощности потребления;

Исходим из того, что при условии включения всеми садоводами своих выделенных каждому мощностей, в сети не происходит снижения напряжения и выделенной электро снабжающей организацией электрической мощности достаточно, чтобы не сгорели предохранители или не выбило автоматы защитного отключения. Выделенная электрическая мощность обязательно прописана вДоговоре электроснабжения .

Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ - 49000 кВт/ч;

Дело в том, что, если суммарно садоводы и электроустановки СНТ превышают выделяемое на всех количество электроэнергии, то соответственно расчёт технологических потерь должен уточняться для другого количества потребленных кВт/ч. Чем больше СНТ съест электроэнергии, тем больше будут и потери. Корректировка расчётов в этом случае необходима для уточнения величины платежа за технологические потери во внутренней сети , и последующего утверждения её на общем собрании.

К электрической сети, через 3 одинаковых по параметрам фидера (длина, марка провода (А-35), электрическая нагрузка), подключено 33 участка (домов).

Т.е. к распределительному щиту СНТ, где расположен общий трёхфазный счётчик, подключены 3 провода (3 фазы) и один нулевой провод. Соответственно к каждой фазе подключены равномерно по 11 домов садоводов, всего 33 домов.

Длина линии электропередач в СНТ составляет 800 м..

  1. Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.

Для расчёта потерь используется следующая формула:

ΔW = 9,3 . W² . (1 + tg²φ)·K ф ²·K L .L

ΔW - потери электроэнергии в кВт/ч;

W - электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 49000 кВт/ч или 49х10 6 Вт/ч );

К ф - коэффициент формы графика нагрузки;

К L - коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 - для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 11 домов садоводов);

L - длина линии в километрах (в нашем примере 0,8 км);

tgφ - коэффициент реактивной мощности (0,6 );

F - сечение провода в мм²;

Д - период в днях (в формуле используем период 365 дней);

К ф ² - коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:

K ф ² = (1 + 2К з)
3K з

гдеК з - коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение - 0,3 ; тогда: K ф ² = 1,78 .

Расчёт потерь по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 0,8 километра.

Считаем, что общая нагрузка равномерно распределена по линиям внутри фидера. Т.е. годовое потребление по одной линии фидера равно 1/3 от общего потребления.

Тогда: W сум. = 3 * ΔW в линии .

Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 49000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 49000 / 3 = 16300 кВт/ч или16,3·10 6 Вт/ч - именно в таком виде значение присутствует в формуле.

ΔW линии =9,3 . 16,3²·10 6 . (1+0,6²)·1,78·0,37 . 0,8 =
365 35

ΔW линии = 140,8 кВт/ч

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔW сум. = 3 х 140,8 = 422,4 кВт/ч .

  1. Учёт потерь на вводе в дома.

При условии, что все приборы учета потребляемой энергии размещены на опорах ЛЭП, то длина провода от точки присоединения линии, принадлежащей садоводу до его индивидуального прибора учёта составит всего 6 метров (общая длина опоры 9 метров).

Сопротивление провода СИП-16 (самонесущий изолированный провод, сечением 16 мм²) на 6 метров длины составляет всего R = 0,02ом .

P ввода = 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).

Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт:I ввода = P ввода /220 = 4000Вт / 220в = 18 (А) .

Тогда: dP ввода = I² x R ввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт - потери за 1 час при нагрузке.

Тогда суммарные потери за год в линии одного подключённого садовода: dW ввода = dP ввода x Д (часов в год) х К исп.макс. нагрузки = 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Вт/ч (17,029 кВт/ч) .

Тогда суммарные потери в линиях 33 подключённых садоводов за год составят:
dW ввода = 33 х 17,029 кВт/ч = 561,96 кВт/ч

  1. Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

ΔW сум. итог = 561,96 + 422,4 = 984,36 кВт/ч

ΔW сум. %= ΔW сум / W сум x 100%= 984,36/49000 х 100%= 2%

Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 0,8 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 33 домами, при общем потреблении 49000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 2%

Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня. Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения нецелевых затрат и выбрать способы их снижения. Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

  • Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
  • Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
  • Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.


Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

  1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:
  • Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
  • Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу (). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

  1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:
  • Холостая работа силовых установок.
  • Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
  • Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

  • системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
  • отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
  • освещение прилегающих к подстанциям территорий;
  • зарядное оборудование АКБ;
  • оперативные цепи и системы контроля и управления;
  • системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
  • различные виды компрессорного оборудования;
  • вспомогательные механизмы;
  • оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

  • в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
  • неправильно указанный тариф;
  • отсутствие контроля за данными приборов учета;
  • ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

  1. Механический . Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
  2. Электрический . Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
  3. Магнитный . При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

  • Оптимизация схемы и режима работы электросети.
  • Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
  • Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
  • Оптимизация нагрузки трансформаторов.
  • Модернизация оборудования.
  • Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

  • регулярный поиск несанкционированных подключений;
  • создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
  • проверка показаний;
  • автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

  • проведение оперативных вычислений;
  • суточный критерий;
  • вычисление средних нагрузок;
  • анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
  • обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.


 Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.


Теперь переходим к расчету.