Потери электроэнергии. Дипломная работа: Потери электроэнергии в распределительных электрических сетях

Потери электроэнергии в электрических сетях
Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показа-тель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния сис-темы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятель-ности энергоснабжающих организаций.
Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающих-ся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей, совершенствовании методов и средств их эксплуатации и управления, в повышении точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т.п.
По мнению международных экспертов, относительные потери элек-троэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5 %. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно счи-тать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи элек-троэнергии по сетям.
Становится все более очевидным, что резкое обострение проблемы снижения потерь электроэнергии в электрических сетях требует актив-ного поиска новых путей ее решения, новых подходов к выбору соот-ветствующих мероприятий, а главное, к организации работы по сни-жению потерь.
В связи с резким сокращением инвестиций в развитие и техниче-ское перевооружение электрических сетей, в совершенствование сис-тем управления их режимами, учета электроэнергии, возник ряд негативных тенденций, отрицательно влияющих на уровень потерь в сетях, таких как: устаревшее оборудование, физический и моральный износ средств учета электроэнергии, несоответствие установленного оборудования передаваемой мощности.
Из вышеотмеченного следует, что на фоне происходящих измене-ний хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот выдвину-лась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности энерго-снабжающих организаций.
Некоторые определения:
Абсолютные потери электроэнергии --– разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям.
Технические потери электроэнергии – потери обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии, определяются расчетным путем.
Технические потери делятся на условно-постоянные и переменные (зависящие от нагрузки).
Коммерческие потери электроэнергии – потери, определяемые как разность абсолютных и технических потерь.

СТРУКТУРА КОММЕРЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В идеальном случае коммерческие потери электроэнергии в элек-трической сети, должны быть равны нулю. Очевидно, однако, что в реальных условиях отпуск в сеть, по-лезный отпуск и технические потери определяются с погрешностями. Разности этих погрешностей фактически и являются структурны-ми составляющими коммерческих потерь. Они должны быть по возможности сведены к минимуму за счет выполнения соответствую-щих мероприятий. Если такая возможность отсутствует, необходимо внести поправки к показаниям электросчетчиков, компенсирующие систематические погрешности измерений электроэнергии.

Погрешности измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям.
Погрешность измерений электроэнергии в общем случае может быть разбита на
множество составляющих.рассмотрим наиболее значимые составляющие погрешностей изме-рительных комплексов (ИК), в которые могут входить: трансформатор тока (ТТ), трансформатор напряжения (ТН), счетчик электроэнергии (СЭ), линия присоединения СЭ к ТН.
К основным составляющим погрешностей измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии относятся:

погрешности измерений электроэнергии в нормальных условиях
работы ИК, определяемые классами точности ТТ, ТН и СЭ;
дополнительные погрешности измерений электроэнергии в реаль-ных условиях эксплуатации ИК, обусловленные:
заниженным против нормативного коэффициентом мощности
нагрузки (дополнительной угловой погрешностью); .
влиянием на СЭ магнитных и электромагнитных полей различной частоты;
недогрузкой и перегрузкой ТТ, ТН и СЭ;
несимметрией и уровнем подведенного к ИК напряжения;
работой СЭ в неотапливаемых помещениях с недопустимо низ-
кой температурой и т.п.;
недостаточной чувствительностью СЭ при их малых нагрузках,
особенно в ночные часы;
систематические погрешности, обусловленные сверхнормативны-ми сроками службы ИК.
погрешности, связанные с неправильными схемами подключения электросчетчиков, ТТ и ТН, в частности, нарушениями фазировки подключения счетчиков;
погрешности, обусловленные неисправными приборами учета электроэнергии;
погрешности снятия показаний электросчетчиков из-за:
ошибок или умышленных искажений записей показаний;
неодновременности или невыполнения установленных сроков
снятия показаний счетчиков, нарушения графиков обхода счет-
чиков;
ошибок в определении коэффициентов пересчета показаний
счетчиков в электроэнергию.
Следует заметить, что при одинаковых зна-ках составляющих погрешностей измерений отпуска в сеть и полезного отпуска коммерческие потери будут уменьшаться, а при разных - уве-личиваться. Это означает, что с точки зрения снижения коммерческих потерь электроэнергии необходимо проводить согласованную техниче-скую политику повышения точности измерений отпуска в сеть и полезного отпуска. В частности, если мы, например, будем односторонне уменьшать систематическую отрицательную погрешность измерений (модернизировать систему учета), не меняя погрешность измере-ний, коммерческие потери при этом возрастут, что, кстати, имеет место на практике.

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.

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» .

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 , 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 .

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 , 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.

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 , . Основной перечень мероприятий, направленных на совершенствование приборов учета электроэнергии приведен в отраслевой инструкции .

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

Потерями в электросетях считают разность между переданной электроэнергией от производителя до учтенной потребленной электроэнергией потребителя. Потери происходят на ЛЭП, в силовых трансформаторах, за счет вихревых токов при потреблении приборов с реактивной нагрузкой, а также из-за плохой изоляции проводников и хищения неучтенного электричества. В этой статье мы постараемся подробно рассказать о том, какие бывают потери электроэнергии в электрических сетях, а также рассмотрим мероприятия по их снижению.

Расстояние от электростанции к поставляющим организациям

Учет и оплата всех видов потерь регулируется законодательным актом: «Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (ред. от 22.02.2016) «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…» п. VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь. Если вы хотите разобраться с тем, кто должен оплачивать часть утраченной энергии, рекомендуем изучить данный акт.

При передаче электроэнергии на большие расстояния от производителя до поставщика ее к потребителю теряется часть энергии по многим причинам, одна из которых — напряжение, потребляемое обычными потребителями (оно составляет 220 или 380 В). Если производить транспортировку такого напряжения от генераторов электростанций напрямую, то необходимо проложить электросети с диаметром провода, который обеспечит всех необходимым током при указанных параметрах. Провода будут очень толстыми. Их невозможно будет подвесить на линиях электропередач, из-за большого веса, прокладка в земле тоже обойдется недешево.

Более подробно узнать о том, вы можете в нашей статье!

Для исключения этого фактора в распределительных сетях применяют высоковольтные линии электропередач. Простая формула расчета такова: P=I*U. Мощность равна произведению тока на напряжение.

Мощность потребления, Вт	Напряжение, В	Ток, А
100 000	220	454,55
100 000	10 000	10

Повышая напряжение при передаче электроэнергии в электрических сетях можно существенно снизить ток, что позволит обойтись проводами с намного меньшим диаметром. Подводный камень данного преобразования заключается в том, что в трансформаторах есть потери, которые кто-то должен оплатить. Передавая электроэнергию с таким напряжением, она существенно теряется и от плохого контакта проводников, которые со временем увеличивают свое сопротивление. Возрастают потери при повышении влажности воздуха – увеличивается ток утечки на изоляторах и на корону. Также увеличиваются потери в кабельных линиях при снижении параметров изоляции проводов.

Передал поставщик энергию в поставляющую организацию. Та в свою очередь должна привести параметры в нужные показатели: преобразовать полученную продукцию в напряжение 6-10 кВ, развести кабельными линиями по пунктам, после чего снова преобразовать в напряжение 0,4 кВ. Снова возникают потери на трансформацию при работе трансформаторов 6-10 кВ и 0,4 кВ. Бытовому потребителю доставляется электроэнергия в нужном напряжении – 380 В или 220В. Любой трансформатор имеет свой КПД и рассчитан на определенную нагрузку. Если мощность потребления больше или меньше расчетной мощности, потери в электрических сетях возрастают независимо от желания поставщика.

Следующим подводным камнем всплывает несоответствие мощности трансформатора, преобразующего 6-10 кВ в 220В. Если потребители берут энергии больше паспортной мощности трансформатора, он или выходит из строя, или не сможет обеспечить необходимые параметры на выходе. В результате снижения напряжения сети электроприборы работают с нарушением паспортного режима и, как следствие, увеличивают потребление.

Мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии в системах электроснабжения подробно рассмотрены на видео:

Домашние условия

Потребитель получил свои 220/380 В на счетчике. Теперь потерянная после счетчика электрическая энергия ложится на конечного потребителя.

Она складывается из:

1. Потерь на при превышении расчетных параметров потребления.
2. Плохой контакт в приборах коммутации (рубильники, пускатели, выключатели, патроны для ламп, вилки, розетки).
3. Емкостной характер нагрузки.
4. Индуктивный характер нагрузки.
5. Использование устаревших систем освещения, холодильников и другой старой техники.

Рассмотрим мероприятия по снижению потерь электроэнергии в домах и квартирах.

П.1 - борьба с таким видом потерь одна: применение проводников соответствующих нагрузке. В существующих сетях необходимо следить за соответствием параметров проводов и потребляемой мощностью. В случае невозможности откорректировать эти параметры и ввести в норму, следует мириться с тем, что энергия теряется на нагрев проводов, в результате чего изменяются параметры их изоляции и повышается вероятность возникновения пожара в помещении. О том, мы рассказывали в соответствующей статье.

П.2 - плохой контакт: в рубильниках - это использование современных конструкций с хорошими неокисляющимися контактами. Любой окисел увеличивает сопротивление. В пускателях - тот же способ. Выключатели - система включения-выключения должна использовать металл, хорошо выдерживающий действие влаги, повышенных температур. Контакт должен быть обеспечен хорошим прижатием одного полюса к другому.

П.3, П.4 - реактивная нагрузка. Все электроприборы, которые не относятся к лампам накаливания, электроплитам старого образца имеют реактивную составляющую потребления электроэнергии. Любая индуктивность при подаче на нее напряжения сопротивляется прохождению по ней тока за счет возникающей магнитной индукции. Через время электромагнитная индукция, которая препятствовала прохождению тока, помогает его прохождению и добавляет в сеть часть энергии, которая является вредной для общих сетей. Возникают так называемые вихревые токи, которые искажают истинные показания электросчетчиков и вносят отрицательные изменения в параметры поставляемой электроэнергии. То же происходит и при емкостной нагрузке. Возникающие вихревые токи портят параметры поставленной потребителю электроэнергии. Борьба - использование специальных компенсаторов реактивной энергии, в зависимости от параметров нагрузки.

П.5. Использование устаревших систем освещения (лампочки накаливания). Их КПД имеет максимальное значение - 3-5%, а может быть и меньше. Остальные 95% идут на нагревание нити накала и как следствие на нагревание окружающей среды и на излучение не воспринимаемое человеческим глазом. Поэтому совершенствовать данный вид освещения стало нецелесообразным. Появились другие виды освещения - люминесцентные лампы, которые стали широко применяться в последнее время. КПД люминесцентных ламп достигает 7%, а светодиодных до 20%. Использование последних даст экономию электроэнергии прямо сейчас и в процессе эксплуатации за счет большого срока службы - до 50 000 часов (лампа накаливания - 1 000 часов).

Отдельно хотелось бы отметить, что сократить потери электрической энергии в доме можно с помощью . Помимо этого, как мы уже сказали, электроэнергия теряется при ее хищении. Если вы заметили, что , нужно сразу же предпринимать соответствующие меры. Куда звонить за помощью, мы рассказали в соответствующей статье, на которую сослались!

Рассмотренные выше способы уменьшения мощности потребления дают снижение нагрузки на электропроводку в доме и, как следствие, сокращение потерь в электросети. Как вы уже поняли, методы борьбы наиболее широко раскрыты для бытовых потребителей потому что не каждый хозяин квартиры или дома знает о возможных потерях электроэнергии, а поставляющие организации в своем штате держат специально обученных по этой теме работников, которые в состоянии бороться с такими проблемами.

В электрических сетях имеют место быть большие фактические потери электроэнергии.

Из общего количества потерь, потери в силовых трансформаторах МУП «ПЭС» составляют примерно 1,7%. Потери электроэнергии в линиях электропередачи напряжением 6-10 кВ составляют около 4,0 %. Потери электроэнергии в сетях 0,4 кВ составляют 9-10%.

Анализ динамики абсолютных и относительных потерь электроэнергии в сетях России, режимов их работы и загрузки показывает, что практически отсутствуют весомые причины роста технических потерь, обусловленных физическими процессами передачи и распределения электроэнергии. Основная причина потерь - увеличение коммерческой составляющей.

Основными причинами технических потерь являются:

Изношенность электрооборудования;

Использование устаревших видов электрооборудования;

Несоответствие используемого электрооборудования существующим нагрузкам;

Неоптимальные установившиеся режимы в распределительных сетях по уровням
напряжения и реактивной мощности.

Основными причинами коммерческих потерь являются:

Недопустимые погрешности измерений электроэнергии (несоответствие приборов учета классам точности, несоответствие трансформаторов тока существующим нагрузкам, нарушение сроков поверки и неисправности приборов учета электроэнергии);

Использование несовершенных методов расчета количества отпущенной электроэнергии при отсутствии приборов учета;

Несовершенство методов снятия показаний с приборов учета и выписки квитанций непосредственно абонентами бытового сектора;

Бездоговорное и неучтенное потребление электроэнергии (хищения);

Искажение объемов отпуска электроэнергии потребителям.

ФАКТИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В МУП «ПОДОЛЬСКАЯ ЭЛЕКТРОСЕТЬ»

СТРУКТУРА ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Технологические потери электроэнергии (далее – ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям ТСО включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной приказом № 000 от 01.01.2001 года.

Методы расчета нормативных потерь электрической энергии

Основные понятия

1. Прием электрической энергии в сеть

2. Отдача электрической энергии из сети

4. Фактические (отчетные) потери электроэнергии в абсолютных единицах

6. Технические потери электроэнергии

9. Норматив технологических потерь электроэнергии в абсолютных единицах

11. Нормативные потери электроэнергии абсолютные

Расчет потерь в оборудовании электрической сети

ü Потери электроэнергии в воздушной линии

ü Потери электроэнергии в кабельной линии

ü Потери электроэнергии в трансформаторах (автотрансформаторах)

ü Потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах

Условно-постоянные потери электроэнергии

Ü потери в стали силовых трансформаторов и автотрансформаторов;

Ü потери в стали шунтирующих реакторов;

Ü потери на корону в воздушных линиях 110 кВ и выше;

Ü потери в батареях конденсаторов (БСК) и статических тиристорных компенсаторах;

Ü потери в синхронных компенсаторах (СК);

Ü потери в ограничителях перенапряжения;

Ü потери электроэнергии в счетчиках непосредственного включения;

Ü потери в измерительных трансформаторах тока и напряжения;

Ü потери в изоляции кабельных линий;

Ü потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

Ü потери в соединительных проводах и сборных шинах подстанций;

Ü расход электроэнергии на плавку гололеда;

Ü расход электроэнергии на собственные нужды подстанций с учетом потерь в стали и меди трансформаторов собственных нужд при несовпадении учета с границей балансовой принадлежности.

Переменные потери электроэнергии

Ü нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах

Ü нагрузочные потери электроэнергии в воздушных и кабельных линиях

Ü потери электроэнергии в токограничивающих реакторах

Методы расчета переменных потерь

Метод оперативных расчетов установившихся режимов с использованием данных оперативно-диспетчерских комплексов (ОИК)

Метод расчета потерь по данным расчетных суток (использование режимных данных за характерные сутки)

Метод расчета потерь по средним нагрузкам

Метод расчета потерь в режиме максимальных нагрузок сети с использованием числа часов наибольших потерь мощности

Оценочные методы расчета

Метод оперативных расчетов

Потери электроэнергии на интервале времени в трехобмоточном трансформаторе

Метод расчетных суток

Потери электроэнергии за расчетный период

Коэффициент формы графика

Метод средних нагрузок

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений.

На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Теоретически технические потери могут быть измерены при установке соответствующих приборов, фиксирующих поступление и отпуск электроэнергии на рассматриваемом объекте. Практически же оценить действительное их значение с приемлемой точностью с помощью средств измерения нельзя. Для отдельного элемента это объясняется сравнительно малым значением потерь, сопоставимым с погрешностью приборов учета. Например, измерение потерь в линии, фактические потери энергии в которой составляют 2 %, с помощью приборов, имеющих погрешность ±0,5 %, может привести к результату от 1,5 до 2,5 %. Для объектов, имеющих большое количество точек поступления и отпуска электроэнергии (электрическая сеть), установка специальных приборов во всех точках и обеспечение синхронного снятия их показаний практически нереальна (особенно для определения потерь мощности). Во всех этих точках счетчики электроэнергии и так установлены, однако мы не можем сказать, что разность их показаний и есть действительное значение технических потерь. Это связано с территориальной разбросанностью многочисленных приборов и невозможностью обеспечения полного контроля правильности их показаний и отсутствия случаев воздействия на них других лиц. Разность показаний этих приборов представляет собой фактические потери, из которых следует выделить искомую составляющую. Поэтому можно утверждать, что измерить технические потери на реальном сетевом объекте нельзя. Их значение можно получить только расчетным путем на основе известных законов электротехники;

2) расход электроэнергии на СН подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения (недоучет электроэнергии, метрологические потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков). В расчет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода электроэнергии на СН подстанций;

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями 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 трех составляющих.

Три первые составляющие укрупненной 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 проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, потребление энергии помимо счетчиков, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей и мест установки приборов учета) и т. п.

Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на рис. 1.1.

Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру.

Нагрузочные потери включают в себя потери:

• в проводах линий передачи;
• силовых трансформаторах и автотрансформаторах;
• токоограничивающих реакторах;
• заградителях высокочастотной связи;
• трансформаторах тока;
• соединительных проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.

Последние две составляющие в силу отсутствия практики их поэлементных расчетов и незначительной величины обычно определяют на основе удельных потерь, рассчитанных для средних условий, и включают в состав условно-постоянных потерь.

Потери холостого хода включают в себя постоянные (не зависящие от нагрузки) потери:

• в силовых трансформаторах (автотрансформаторах); компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных компенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующих реакторах);
• оборудовании системы учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);
• вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения;
• устройствах присоединения высокочастотной связи (ВЧ-связи); изоляции кабелей.

Потери, обусловленные погодными условиями (климатические потери) включают в себя три составляющие:

• потери на корону в воздушных линиях электропередачи (BЛ) 110 кВ и выше;
• потери от токов утечки по изоляторам BЛ;
• расход электроэнергии на плавку гололеда.

Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режимами работы различных (до 23) типов ЭП. Этот расход можно разбить на шесть составляющих:

• на обогрев помещений;
• вентиляцию и освещение помещений;
• системы управления подстанцией и вспомогательные устройства синхронных компенсаторов;
• охлаждение и обогрев оборудования;
• работу компрессоров воздушных выключателей и пневматических приводов масляных выключателей;
• текущий ремонт оборудования, устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), дистилляторы, вентиляцию закрытого распределительного устройства (ЗРУ), обогрев и освещение проходной (прочий расход).

Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных ТТ, ТН и электрических счетчиков. Коммерческие потери также могут быть разделены на многочисленные составляющие, отличающиеся причинами их возникновения.

Все перечисленные составляющие подробно рассмотрены в последующих главах.

Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера. Некоторые специалисты считают, что расход электроэнергии на СН подстанций надо относить к отпуску электроэнергии, а остальные составляющие - к потерям. Расход на СН подстанций по характеру использования электроэнергии действительно ничем не отличается от ее использования потребителями. Однако это не является основанием считать его полезным отпуском, под которым понимают электроэнергию, отпущенную потребителям. Расход же электроэнергии на СН подстанций является внутренним потреблением сетевого объекта. Кроме того, при таком подходе необоснованно предполагается, что расход части энергии в элементах сетей на доставку другой ее части потребителям (технические потери), в отличие от расхода на СН подстанций, не является полезным.

Приборы учета не изменяют потоков мощности по сети, они лишь не совсем точно их регистрируют. Поэтому некоторые специалисты считают теоретически неверным относить недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями приборов, к потерям (ведь объем электроэнергии не изменяется от того, каким образом приборы ее регистрируют!).

Можно согласиться с теоретической правильностью таких рассуждений, как и — одновременно — с их практической бесполезностью. Определять структуру потерь нас заставляет не наука (для научных исследований все подходы имеют смысл), а экономика. Поэтому для анализа отчетных потерь следует применять экономические критерии. С экономических позиций потери - это та часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, полученной сетью от производителей электроэнергии. Под полезным отпуском электроэнергии понимается не только та электроэнергия, денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет энерго-снабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, то есть потребление энергии зафиксировано. Выставление счетов является практикой, применяемой к юридическим лицам, потребление энергии которыми фиксируется ежемесячно. В отличие от этого ежемесячные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, обычно неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют по поступившей за месяц оплате, поэтому вся неоплаченная энергия автоматически попадает в потери.

Расход электроэнергии на СН подстанций не является продукцией, оплачиваемой конечным потребителем, и с экономической точки зрения ничем не отличается от расхода электроэнергии в элементах сетей на передачу остальной ее части потребителям.

Занижение объемов полезно отпущенной электроэнергии приборами учета (недоучет) имеет такой же экономический характер, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Поэтому все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

Фактические потери являются строго детерминированной величиной, жестко связанной с денежными средствами, полученными за проданную энергию. Задача «исправления» отчетных потерь на основе учета погрешностей счетчиков бессмысленна, так как не может привести к изменению объема полученных (и недополученных) денежных средств.

Потерянный рубль остается потерянным независимо от того, по какой причине и где он потерян. Но для того, чтобы принять наиболее эффективные меры по снижению потерь, необходимо знать, где и по каким причинам они происходят. В связи с этим основной задачей расчета и анализа потерь является определение их детальной структуры, выявление конкретных очагов потерь и оценка возможностей их снижения до экономически оправданных значений. Одним из методов такой диагностики потерь является анализ небалансов электроэнергии на объектах (подстанциях, предприятиях сетей) и в сетевых организациях.