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

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.

Введение

Обзор литературы

1.3 Потери холостого хода

Заключение

Список литературы

Введение

Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны, задача состоит в определении их экономически обоснованного уровня. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до этого уровня - одно из важных направлений энергосбережения .

В течение всего периода с 1991 г. по 2003 г. суммарные потери в энергосистемах России росли и в абсолютном значении, и в процентах отпуска электроэнергии в сеть.

Рост потерь энергии в электрических сетях определен действием вполне объективных закономерностей в развитии всей энергетики в целом. Основными из них являются: тенденция к концентрации производства электроэнергии на крупных электростанциях; непрерывный рост нагрузок электрических сетей, связанный с естественным ростом нагрузок потребителей и отставанием темпов прироста пропускной способности сети от темпов прироста потребления электроэнергии и генерирующих мощностей.

В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла. Разработка методов расчета, анализа потерь электроэнергии и выбора экономически обоснованных мероприятий по их снижению ведется во ВНИИЭ уже более 30 лет. Для расчета всех составляющих потерь электроэнергии в сетях всех классов напряжения АО-энерго и в оборудовании сетей и подстанций и их нормативных характеристик разработан программный комплекс, имеющий сертификат соответствия, утвержденный ЦДУ ЕЭС России, Главгосэнергонадзором России и Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России".

В связи со сложностью расчета потерь и наличием существенных погрешностей, в последнее время особое внимание уделяется разработке методик нормирования потерь электроэнергии.

Методология определения нормативов потерь еще не установилась. Не определены даже принципы нормирования. Мнения о подходе к нормированию лежат в широком диапазоне - от желания иметь установленный твердый норматив в виде процента потерь до контроля за "нормальными" потерями с помощью постоянно проводимых расчетов по схемам сетей с использованием соответствующего программного обеспечения.

По полученным нормам потерь электроэнергии устанавливаются тарифы на электроэнергию. Регулирование тарифов возлагается на государственные регулирующие органы ФЭК и РЭК (федеральную и региональные энергетические комиссии). Энергоснабжающие организации должны обосновывать уровень потерь электроэнергии, который они считают целесообразным включить в тариф, а энергетические комиссии - анализировать эти обоснования и принимать или корректировать их .

В данной работе рассмотрена проблема расчета, анализа и нормирования потерь электроэнергии с современных позиций; изложены теоретические положения расчетов, приведено описание программного обеспечения, реализующего эти положения, и изложен опыт практических расчетов.

Обзор литературы

Проблема расчета потерь электроэнергии волнует энергетиков уже очень долго. В связи с этим, в настоящее время выпускается очень мало книг по данной теме, т.к мало что изменилось в принципиальном устройстве сетей. Но при этом выпускается достаточно большое количество статей, где производится уточнение старых данных и предлагаются новые решения проблем, связанных с расчетом, нормированием и снижением потерь электроэнергии.

Одной из последних книг, выпущенных по данной теме, является книга Железко Ю.С. "Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях" . В ней наиболее полно представлена структура потерь электроэнергии, методы анализа потерь и выбор мероприятий по их снижению. Обоснованы методы нормирования потерь. Подробно описано программное обеспечение, реализующее методы расчета потерь.

Ранее этим же автором была выпущена книга "Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов" . Здесь наибольшее внимание было уделено методам расчета потерь электроэнергии в различных сетях и обосновано применение того или иного метода в зависимости от типа сети, а также мероприятиям по снижению потерь электроэнергии.

В книге Будзко И.А. и Левина М.С. "Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов" авторы подробно рассмотрели проблемы электроснабжения в целом, сделав упор на распределительные сети, питающие сельскохозяйственные предприятия и населенные пункты. Также в книге даны рекомендации по организации контроля за потреблением электроэнергии и совершенствованию систем учета.

Авторы Воротницкий В.Э., Железко Ю.С. и Казанцев В.Н. в книге "Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем" рассмотрели подробно общие вопросы, относящиеся к снижению потерь электроэнергии в сетях: методы расчета и прогнозирования потерь в сетях, анализ структуры потерь и расчет их технико-экономической эффективности, планирование потерь и мероприятий по их снижению.

В статье Воротницкого В.Э., Заслонова С.В. и Калинкини М.А. "Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6 - 10 кВ" подробно описана программа для расчета технических потерь электроэнергии РТП 3.1 Ее главным достоинством является простота в использовании и удобный для анализа вывод конечных результатов, что существенно сокращает трудозатраты персонала на проведение расчета.

Статья Железко Ю.С. "Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов" посвящена актуальной проблеме нормирования потерь электроэнергии. Автор делает упор на целенаправленное снижение потерь до экономически обоснованного уровня, что не обеспечивает существующая практика нормирования. Также в статье выносится предложение использовать нормативные характеристики потерь, разработанные на основе детальных схемотехнических расчетов сетей всех классов напряжений. При этом расчет может производится при использовании программного обеспечения.

Целью другой статьи этого же автора под названием "Оценка потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями измерения" не является уточнение методики определения погрешностей конкретных измерительных приборов на основе проверки их параметров. Автором в статье проведена оценка результирующих погрешностей системы учета поступления и отпуска электроэнергии из сети энергоснабжающей организации, включающей в себя сотни и тысячи приборов. Особое внимание уделено систематической погрешности, которая в настоящее время оказывается существенной составляющей структуры потерь.

В статье Галанова В.П., Галанова В.В. "Влияние качества электроэнергии на уровень ее потерь в сетях" уделено внимание актуальной проблеме качества электроэнергии, что оказывает существенное влияние на потери электроэнергии в сетях.

Статья Воротницкого В.Э., Загорского Я.Т. и Апряткина В.Н. "Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в городских электрических сетях" посвящена уточнению существующих методов расчета потерь электроэнергии, нормированию потерь в современных условиях, а также новым методам снижения потерь.

В статье Овчинникова А. "Потери электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 (10) кВ" делается упор на получение достоверной информации о параметрах работы элементов сетевого хозяйства, и прежде всего о загрузке силовых трансформаторов. Данная информация, по мнения автора, поможет существенно снизить потери электроэнергии в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ.

1. Структура потерь электроэнергии в электрических сетях. Технические потери электроэнергии

1.1 Структура потерь электроэнергии в электрических сетях

При передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии.

Фактические (отчетные) потери электроэнергии ΔW Отч определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Технические потери электроэнергии можно представить следующими структурными составляющими:

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

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

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

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

в питающих сетях высокого напряжения 35 кВ и выше;

в распределительных сетях среднего напряжения 6 - 10 кВ;

в распределительных сетях низкого напряжения 0,38 кВ.

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

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

1.2 Нагрузочные потери электроэнергии

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

Нагрузочные потери электроэнергии включают:

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

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

Δ t - интервал времени между последовательными его замерами, если последние осуществлялись через равные достаточно малые интервалы времени. Потери в трансформаторах тока. Потери активной мощности в ТТ и его вторичной цепи определяют суммой трех составляющих: потерь в первичной ΔР 1 и вторичной ΔР 2 обмотках и потерь в нагрузке вторичной цепи ΔР н2 . Нормированное значение нагрузки вторичной цепи большинства ТТ напряжением 10 кВ и номинальным током менее 2000 А, составляющих основную часть всех ТТ, эксплуатируемых в сетях составляет 10 ВА при классе точности ТТ К ТТ = 0,5 и 1 ВА при К ТТ = 1,0. Для ТТ напряжением 10 кВ и номинальным током 2000 А и более и для ТТ напряжением 35 кВ эти значения в два раза больше, а для ТТ напряжением 110 кВ и выше - в три раза больше. Для потерь электроэнергии в ТТ одного присоединения, тыс. кВт-ч за расчетный период продолжительностью Т, дней:

где β ТТэкв - коэффициент эквивалентной токовой загрузки ТТ;

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

его вторичной цепи Δр ТТ , имеющей вид:

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

где β вз - отношение среднеквадратичного рабочего тока ВЗ за расчетный

период к его номинальному току;

ΔР пр - потери в устройствах присоединения.

1.3 Потери холостого хода

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

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

, (1.6)

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

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

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

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

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

ΔР ТН = ΔР 1ТН + ΔР 2ТН. (1.8)

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

Потери во вторичной нагрузке ΔР 2ТН зависят от класса точности ТН К ТН. Причем, для трансформаторов напряжением 6-10 кВ эта зависимость линейная. При номинальной нагрузке для ТН данного класса напряжения ΔР 2ТН ≈ 40 Вт. Однако на практике вторичные цепи ТН часто перегружаются, поэтому указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной цепи ТН β 2ТН. Учитывая вышеизложенное, суммарные потери электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВт-ч:

Потери в изоляции кабельных линий, которые определяют по формуле, кВтч:

где b c - емкостная проводимость кабеля, Сим/км;

U - напряжение, кВ;

L каб - длина кабеля, км;

tgφ - тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по формуле:

где Т сл - число лет эксплуатации кабеля;

а τ - коэффициент старения, учитывающий старение изоляции в течение

эксплуатации. Происходящее при этом увеличение тангенса угла

диэлектрических потерь отражается второй скобкой формулы.

1.4 Климатические потери электроэнергии

Корректировка с погодными условиями существует для большинства видов потерь. Уровень электропотребления, определяющий потоки мощности в ветвях и напряжение в узлах сети, существенно зависит от погодных условий. Сезонная динамика зримо проявляется в нагрузочных потерях, расходе электроэнергии на собственные нужды подстанций и недоучете электроэнергии. Но в этих случаях зависимость от погодных условий выражается в основном через один фактор - температуру воздуха.

Вместе с тем существуют составляющие потерь, значение которых определяется не столько температурой, сколько видом погоды. К ним прежде всего, следует отнести потери на корону, возникающую на проводах высоковольтных линий электропередачи из-за большой напряженности электрического поля на их поверхности. В качестве типовых видов погоды при расчете потерь на корону принято выделять хорошую погоду, сухой снег, дождь и изморозь (в порядке возрастания потерь).

При увлажнение загрязненного изолятора на его поверхности возникает проводящая среда, (электролит), что способствует существенному возрастанию тока утечки. Эти потери происходят в основном при влажной погоде (туман, роса, моросящие дожди). По данным статистики годовые потери электроэнергии в сетях АО-энерго из-за токов утечки по изоляторам ВЛ всех напряжений оказываются соизмеримыми с потерями на корону. При этом приблизительно половина их суммарного значения приходится на сети 35 кВ и ниже. Важно то, что и токи утечки, и потери на корону имеют чисто активный характер и поэтому являются прямой составляющей потерь электроэнергии.

Климатические потери включают:

Потери на корону. Потери на корону зависят от сечения провода и рабочего напряжения (чем меньше сечение и выше напряжение, тем больше удельная напряженность на поверхности провода и тем больше потери), конструкции фазы, протяженности линии, а также от погоды. Удельные потери при различных погодных условиях определяют на основании экспериментальных исследований. Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий. Минимальная длина пути тока утечки по изоляторам нормируется в зависимости от степени загрязненности атмосферы (СЗА). При этом приводимые в литературе данные о сопротивлениях изоляторов весьма разнородны и не привязаны к уровню СЗА.

Мощность, выделяющуюся на одном изоляторе, определяют по формуле, кВт:

где U из - напряжение, приходящееся на изолятор, кВ;

R из - его сопротивление, кОм.

Потери электроэнергии, обусловленные токами утечки по изоляторам ВЛ, можно определить по формуле, тыс. кВт-ч:

, (1.12)

где Т вл - продолжительность в расчетном периоде влажной погоды

(туман, роса и моросящие дожди);

N гир - число гирлянд изоляторов.

2. Методы расчета потерь электроэнергии

2.1 Методы расчета потерь электроэнергии для различных сетей

Точное определение потерь за интервал времени Т возможно при известных параметрах R и ΔР х и функций времени I (t ) и U (t ) на всем интервале. Параметры R и ΔР х обычно известны, и в расчетах их считают постоянными . Но при этом сопротивление проводника зависит от температуры.

Информация о режимных параметрах I (t ) и U (t ) имеется обычно лишь для дней контрольных замеров. На большинстве подстанций без обслуживающего персонала они регистрируются 3 раза за контрольные сутки. Эта информация является неполной и ограничено достоверной, так как замеры проводятся аппаратурой с определенным классом точности и не одновременно на всех подстанциях.

В зависимости от полноты информации о нагрузках элементов сети для расчетов нагрузочных потерь могут использоваться следующие методы:

Методы поэлементных расчетов, использующие формулу:

, (2.1)

где k - число элементов сети;

-го элемента сопротивлением R i в

момент времени j ;

Δt - периодичность опроса датчиков, фиксирующих

токовые нагрузки элементов.

Методы характерных режимов, использующие формулу:

, (2.2)

где ΔР i - нагрузочные потери мощности в сети в i -м режиме

продолжительностью t i часов;

n - число режимов.

Методы характерных суток, использующие формулу:

, (2.3)

где m - число характерных суток, потери электроэнергии за каждые из которых, рассчитанные по известным графикам нагрузки

в узлах сети, составляют ΔW н c i ,

Д эк i - эквивалентная продолжительность в году i -го характерного

графика (число суток).

4. Методы числа часов наибольших потерь τ, использующие формулу:

, (2.4)

где ΔР max - потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети.

5. Методы средних нагрузок, использующие формулу:

, (2.5)

где ΔР с p - потери мощности в сети при средних нагрузках узлов

(или в сети в целом) за время Т ;

k ф - коэффициент формы графика мощности или тока.

6. Статистические методы, использующие регрессионные зависимости потерь электроэнергии от обобщенных характеристик схем и режимов электрических сетей.

Методы 1-5 предусматривают проведение электрических расчетов сетипри заданных значениях параметров схемы и нагрузок. Иначе их называют схемотехническими .

При использовании статистических методов потери электроэнергии рассчитывают на основе устойчивых статистических зависимостей потерь от обобщенных параметров сети, например суммарной нагрузки, суммарной длины линий, числа подстанций и т.п. Сами же зависимости получают им основе статистической обработки определенного количества схемотехнических расчетов, для каждого из которых известны рассчитанное значение потерь и значения факторов, связь потерь с которыми устанавливается.

Статистические методы не позволяют наметить конкретные мероприятия по снижению потерь. Их используют для оценки суммарных потерь в сети. Но при этом, примененные к множеству объектов, например линий 6-10 кВ, позволяют с большой вероятностью выявить те из них, в которых находятся места с повышенными потерями . Это дает возможность сильно сократить объем схемотехнических расчетов, а следовательно, и уменьшить трудозатраты на их проведение.

При проведении схемотехнических расчетов ряд исходных данных и результаты расчетов могут представляться в вероятностной форме, например в виде математических ожиданий и дисперсий. В этих случаях применяется аппарат теории вероятностей, поэтому эти методы называются вероятностными схемотехническими методами .

Для определения τ и k ф, используемых в методах 4 и 5, существует ряд формул. Наиболее приемлемыми для практических расчетов являются следующие:

; (2.6)

где k з - коэффициент заполнения графика, равный относительному числу часов использования максимальной нагрузки.

По особенностям схем и режимов электрических сетей и информационной обеспеченности расчетов выделяют пять групп сетей, расчет потерь электроэнергии в которых производят различными методами :

транзитные электрические сети 220 кВ и выше (межсистемные связи), через которые осуществляется обмен мощностью между энергосистемами.

Для транзитных электрических сетей характерно наличие нагрузок, переменных по значению, а часто и по знаку (реверсивные потоки мощности). Параметры режимов этих сетей обычно измеряются ежечасно.

замкнутые электрические сети 110 кВ и выше, практически не участвующие в обмене мощностью между энергосистемами;

разомкнутые (радиальные) электрические сети 35-150 кВ.

Для питающих электрических сетей 110 кВ и выше и разомкнутых распределительных сетей 35-150 кВ параметры режима измеряются в дни контрольных замеров (характерные зимний и летний дни). Разомкнутые сети 35-150 кВ выделяются в отдельную группу в связи с возможностью проведения расчетов потерь в них отдельно от расчетов потерь в замкнутой сети.

распределительные электрические сети 6-10 кВ.

Для разомкнутых сетей 6-10 кВ известны нагрузки на головном участке каждой линии (в виде электроэнергии или тока).

распределительные электрические сети 0,38 кВ.

Для электрических сетей 0,38 кВ имеются лишь данные эпизодических замеров суммарной нагрузки в виде токов фаз и потерь напряжения в сети.

В соответствии с изложенным для сетей различного назначения рекомендуются следующие методы расчета .

Методы характерных режимов рекомендуются для расчета потерь в системообразующей и транзитной сети при наличии телеинформации о нагрузках узлов, периодически передаваемой в ВЦ энергосистемы. Оба метода - поэлементных расчетов и характерных режимов - основаны на оперативных расчетах потерь мощности в сети или ее элементах.

Методы характерных суток и числа часов наибольших потерь могут использоваться для расчета потерь в замкнутых сетях 35 кВ и выше самобалансирующихся энергосистем и в разомкнутых сетях 6-150 кВ.

Методы средних нагрузок применимы при относительно однородных графиках нагрузки узлов. Они рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 6-150 кВ при наличии данных об электроэнергии, пропущенной за рассматриваемый период по головному участку сети. Отсутствие данных о нагрузках узлов сети заставляет предполагать их однородность.

Все методы, применимые к расчетам потерь в сетях более высоких напряжений, при наличии соответствующей информации могут использоваться для расчета потерь и в сетях более низких напряжений.

2.2 Методы расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38-6-10 кВ

Сети 0,38 - 6 - 10 кВ энергосистем характеризуются относительной простотой схемы каждой линии, большим количеством таких линий и низкой достоверностью информации о нагрузках трансформаторов. Перечисленные факторы делают нецелесообразным на данном этапе применение для расчетов потерь электроэнергии в этих сетях методов, аналогичных применяемым в сетях более высоких напряжений и основанных на наличии информации о каждом элементе сети. В связи с этим получили распространение методы, основанные на представлении линий 0,38-6-10 кВ в виде эквивалентных сопротивлений .

Нагрузочные потери электроэнергии в линии определяют по одной из двух формул в зависимости от того, какая информация о нагрузке головного участка имеется - активная W Р и реактивная w Q энергия, переданная за время Т или максимальная токовая нагрузка I max:

, (2.8)

, (2.9)

где k фР и k ф Q - коэффициенты формы графиков активной и реактивной мощности;

U эк - эквивалентное напряжение сети, учитывающее изменение фактического напряжения как во времени, так и вдоль линии.

Если графики Р и Q на головном участке не регистрируются, коэффициент формы графика рекомендуется определять по (2.7).

Эквивалентное напряжение определяют по эмпирической формуле:

где U 1 , U 2 - напряжения в ЦП в режимах наибольших и наименьших нагрузок; k 1 = 0,9 для сетей 0,38-6-10 кВ. В этом случае формула (2.8) приобретает вид:

, (2.11)

где k ф 2 определяют по (2.7), исходя из данных о коэффициенте заполнения графика активной нагрузки. В связи с несовпадением времени замера токовой нагрузки с неизвестным временем ее действительного максимума формула (2.9) дает заниженные результаты. Устранение систематической погрешности достигается увеличением значения, получаемого по (2.9), в 1,37 раза. Расчетная формула приобретает вид:

. (2.12)

Эквивалентное сопротивление линий 0,38-6-10 кВ при неизвестных нагрузках элементов определяют исходя из допущения одинаковой относительной загрузки трансформаторов. В этом случае расчетная формула имеет вид:

, (2.13)

где S т i - суммарная номинальная мощность распределительных трансформаторов (РТ), получающих питание по i -му участку линий сопротивлением R л i ,

п - число участков линий;

S т j - номинальная мощность i -го PТ сопротивлением R т j ;

т - число РТ;

S т. г - суммарная мощность РТ, присоединенных к рассматриваемой линии.

Расчет R эк по (2.13) предполагает обработку схемы каждой линии 0,38-6-10 кВ (нумерацию узлов, кодирование марок проводов и мощностей РТ и т.п.). Вследствие большого числа линий такой расчет R эк может быть затруднительным из-за больших трудозатрат. В этом случае используют регрессионные зависимости, позволяющие определять R эк, исходя из обобщенных параметров линии: суммарной длины участков линии, сечения провода и длины магистрали, разветвлений и т.п. Для практического использования наиболее целесообразна зависимость:

, (2.14)

где R Г - сопротивление головного участка линии;

l м а , l м с - суммарные длины участков магистрали (без головного участка) с алюминиевыми и стальными проводами соответственно;

l о а , l о с - то же участков линии, относящихся к ответвлениям от магистрали;

F M - сечение провода магистрали;

а 1 - а 4 - табличные коэффициенты.

В связи с этим зависимость (2.14) и последующее определение с ее помощью потерь электроэнергии в линии целесообразно использовать для решения двух задач:

определения суммарных потерь в k линиях как суммы значений, рассчитанных по (2.11) или (2.12) для каждой линии (в этом случае погрешности уменьшаются приблизительно в √k раз);

определения линий с повышенными потерями (очаги потерь). К таким линиям относят линии, для которых верхняя граница интервала неопределенности потерь превышает установленную норму (например, 5%).

3. Программы расчета потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях

3.1 Необходимость расчета технических потерь электроэнергии

В настоящее время во многих энергосистемах России потери в сетях растут даже при уменьшении энергопотребления. При этом увеличиваются и абсолютные, и относительные потери, которые кое-где уже достигли 25-30%. Для того, чтобы определить, какая доля этих потерь приходится действительно на физически обусловленную техническую составляющую, а какая на коммерческую, связанную с недостоверностью учета, хищениями, недостатками в системе выставления счетов и сбора данных о полезном отпуске, необходимо уметь считать технические потери .

Нагрузочные потери активной мощности в элементе сети с сопротивлением R при напряжении U определяют по формуле:

, (3.1)

где P и Q - активная и реактивная мощности, передаваемые по элементу.

В большинстве случаев значения Р и Q на элементах сети изначально неизвестны. Как правило, известны нагрузки в узлах сети (на подстанциях). Целью электрического расчета (расчета установившегося режима - УР) в любой сети является определение значений Р и Q в каждой ветви сети по данным их значений в узлах . После этого определение суммарных потерь мощности в сети представляет собой простую задачу суммирования значений, определенных по формуле (3.1).

Объем и характер исходных данных о схемах и нагрузках существенно различаются для сетей различных классов напряжения .

Для сетей 35 кВ и выше обычно известны значения P иQ вузлах нагрузки. В результате расчета УР выявляются потоки Р и Q в каждом элементе.

Для сетей 6-10 кВ известен, как правило, лишь отпуск электроэнергии через головной участок фидера, т.е. фактически суммарная нагрузка всех ТП 6-10/0,38 кВ, включая потери в фидере. По отпуску энергии могут быть определены средние значения Р иQ наголовномучастке фидера. Для расчета значений Р и Q в каждом элементе необходимо принять какое-либо допущение о распределении суммарной нагрузки между ТП. Обычно принимают единственно возможное в этом случае допущение о распределении нагрузки пропорционально установленным мощностям ТП. Затем с помощью итерационного расчета снизу вверх и сверху вниз корректируют эти нагрузки так, чтобы добиться равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети заданной нагрузке головного участка. Таким образом, искусственно восстанавливаются отсутствующие данные об узловых нагрузках, и задача сводится к первому случаю.

В описанных задачах схема и параметры элементов сети предположительно известны. Отличием расчетов является то, что в первой задаче узловые нагрузки считаются исходными, а суммарная нагрузка получается в результате расчета, во второй - известна суммарная нагрузка, а узловые нагрузки получают в результате расчета.

При расчете потерь в сетях 0,38 кВ при известных схемах этих сетей теоретически можно использовать тот же алгоритм, что и для сетей 6 - 10 кВ. Однако большое количество линий 0,4 кВ, сложности введения в программы информации по поопорным (постолбовым) схемам, отсутствие достоверных данных об узловых нагрузках (нагрузках зданий) делает такой расчет исключительно трудным, и, главное, неясно, достигается ли при этом желаемое уточнение результатов. Вместе с тем, минимальный объем данных об обобщенных параметрах этих сетей (суммарная длина, количество линий и сечения головных участков) позволяет оценить потери в них с не меньшей точностью, чем при скрупулезном поэлементном расчете на основе сомнительных данных об узловых нагрузках.

3.2 Применение программного обеспечения для расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВ

Одним из наиболее трудоемких является расчет потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВ, поэтому для упрощения проведения подобных расчетов было разработано множество программ, основанных на различных методах. В своей работе я рассмотрю некоторые из них.

Для расчета всех составляющих детальной структуры технологических потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях, нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, фактических и допустимых небалансов электроэнергии на энергообъектах, а также нормативных характеристик потерь мощности и электроэнергии был разработан комплекс программ РАП - 95 , состоящий из семи программ:

РАП - ОС, предназначенной для расчета технических потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше;

НП - 1, предназначенной для расчета коэффициентов нормативных характеристик технических потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше на основе результатов РАП - ОС;

РАП - 110, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в радиальных сетях 35 - 110 кВ;

РАП - 10, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в распределительных сетях 0,38-6-10 кВ;

РОСП, предназначенной для расчета технических потерь в оборудовании сетей и подстанций;

РАПУ, предназначенной для расчета потерь, обусловленных погрешностями приборов учета электроэнергии, а также фактических и допустимых небалансов электроэнергии на объектах;

СП, предназначенной для расчета показателей отчетных форм на основе данных об отпуске электроэнергии в сети разных напряжений и результатов расчета по программам 1-6.

Остановимся подробнее на описании программы РАП - 10, которая осуществляет следующие расчеты:

определяет структуру потерь по напряжениям, группам элементов;

рассчитывает напряжения в узлах фидера, потоки активной и реактивной мощности в ветвях с указанием их доли в суммарных потерях мощности;

выделяет фидеры, являющиеся очагами потерь, и рассчитывает кратности повышения норм нагрузочных потерь и потерь холостого хода;

рассчитывает коэффициенты характеристик технических потерь по ЦП, РЭС и ПЭС.

Программа позволяет рассчитывать потери электроэнергии в фидерах 6-10 кВ двумя методами:

средних нагрузок, когда коэффициент формы графика определяется на основе заданного коэффициента заполнения графика нагрузки головного участка k з или принимается равным измеренному по графику нагрузки головного участка. В этом случае значение k з должно соответствовать расчетному периоду (месяцу или году);

расчетных суток (типовых графиков), где заданное значение k ф 2 должно соответствовать графику рабочих суток.

Также в программе реализованы два оценочных метода расчета потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ:

по суммарной длине и количеству линий с различными сечениями головных участков;

по максимальной потере напряжения в линии или ее среднем значении в группе линий.

В обоих методах задается энергия, отпущенная в линию или группу линий, сечение головного участка, а также значение коэффициента разветвленности линии, доля распределенных нагрузок, коэффициент заполнения графика и коэффициент реактивной мощности.

Расчет потерь может проводиться на уровне ЦП, РЭС или ПЭС. На каждом уровне выходная печать содержит структуру потерь во входящих в этот уровень составляющих (на уровне ЦП - по фидерам, на уровне РЭС - по ЦП, на уровне ПЭС - по РЭС), а также суммарные потери и их структуру.

Для более легкого, быстрого и наглядного формирования расчетной схемы, удобного вида предоставления результатов расчета и всех необходимых данных для анализа этих результатов была разработана программа "Расчет технических потерь (РТП)" 3.1 .

Ввод схемы в данной программе существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников. При возникновении каких-либо вопросов во время работы с программой всегда можно обратиться за помощью к справке или к инструкции пользователя. Интерфейс программы удобен и прост, что позволяет сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети.

На рис.1 представлена расчетная схема, ввод которой осуществляется на основе нормальной оперативной схемы фидера. Элементами фидера являются узлы и линии. Первый узел фидера - это всегда центр питания, отпайка - точка соединения двух или более линий, трансформаторная подстанция - узел с ТП, а также переходные трансформаторы 6/10 кВ (блок - трансформаторы). Линии бывают двух типов: провода - воздушная или кабельная линия с длиной и маркой провода и соединительные линии - фиктивная линия с нулевой длиной и без марки провода. Изображение фидера можно увеличивать или уменьшать с помощью функции изменения масштаба, а также передвигать по экрану полосами прокрутки или мышкой.

Параметры расчетной схемы или свойства любого ее элемента доступны для просмотра в любом режиме. После расчета фидера дополнительно к исходной информации об элементе в окно с его характеристиками добавляются результаты расчета.

рис.1. Расчетная схема сети.

Расчет установившегося режима включает в себя определение токов и потоков мощностей по ветвям, уровней напряжения в узлах, нагрузочных потерь мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также потерь холостого хода по справочным данным, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов. Исходными данными для расчета являются измеренные ток на головном участке фидера и напряжение на шинах 0,38 - 6 - 10 кВ в режимные дни, а также нагрузка на всех или части трансформаторных подстанций . Кроме указанных исходных данных для расчета предусмотрен режим задания электроэнергии на головном участке. Возможна фиксация даты расчета.

Одновременно с расчетом потерь мощности ведется расчет потерь электроэнергии. Результаты расчета по каждому фидеру сохраняются в файле, в котором они суммируются по центрам питания, районам электрических сетей и всем электрическим сетям в целом, что позволяет проводить подробный анализ результатов.

Детальные результаты расчета состоят из двух таблиц с подробной информацией о параметрах режима и результатах расчета по ветвям и узлам фидера. Подробные результаты расчета, можно сохранять в текстовом формате или формате Excel. Это позволяет использовать широкие возможности этого Windows - приложения присоставлении отчета или анализе результатов.

В программе предусмотрен гибкий режим редактирования, который позволяет вводить любые необходимые изменения исходных данных, схем электрических сетей: добавить или отредактировать фидер, название электрических сетей, районов, центров питания, отредактировать справочники. При редактировании фидера можно изменить расположение и свойства любого элемента на экране, вставить линию, заменить элемент, удалить линию, трансформатор, узел и др.

Программа РТП 3.1 позволяет работать с несколькими базами данных, для этого необходимо только указать к ним путь. Она выполняет различные проверки исходных данных и результатов расчета (замкнутость сети, коэффициенты загрузки трансформаторов, ток головного участка должен быть больше суммарного тока холостого хода установленных трансформаторов и др.)

В результате коммутационных переключений в ремонтных и послеаварийных режимах и соответствующего изменения конфигурации схемы электрической сети могут возникнуть недопустимые перегрузки линий и трансформаторов, уровни напряжения в узлах, завышенные потери мощности и электроэнергии в сети. Для этого в программе предусмотрена оценка режимных последствий оперативных переключений в сети, а также проверка допустимости режимов по потере напряжения, потерям мощности, току нагрузки, токам защиты. Для оценки таких режимов в программе предусмотрена возможность переключении отдельных участков распределительных линий с одного центра питания на другой, если имеются резервные перемычки. Для реализации возможности коммутационных переключений между фидерами различных ЦП необходимо установить связи между ними.

Все перечисленные возможности существенно сокращают время на подготовку исходной информации. В частности, с помощью программы за один рабочий день один оператор может ввести информацию для расчета технических потерь по 30 распределительным линиям 6 - 10 кВ средней сложности.

Программа РТП 3.1 является одним из модулей многоуровневой интегрированной системы расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях АО - энерго, в которой результаты расчета по данному ПЭС суммируются с результатами расчета по другим ПЭС и по энергосистеме в целом .

Более подробно рассмотрим расчет потерь электроэнергии программой РТП 3.1 в пятой главе.

4. Нормирование потерь электроэнергии

Прежде чем давать понятие норматива потерь электроэнергии, следует уточнить сам термин "норматив", даваемый энциклопедическими словарями.

Под нормативами понимаются расчетные величины затрат материальных ресурсов, применяемые в планировании и управлении хозяйственной деятельностью предприятий. Нормативы должны быть научно обоснованными, прогрессивными и динамичными, т.е. систематически пересматриваться по мере организационно-технических сдвигов в производстве.

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

4.1 Понятие норматива потерь. Методы установления нормативов на практике

Нормирование - это процедура установления для рассматриваемого периода времени приемлемого (нормального) по экономическим критериям уровня потерь (норматива потерь), значение которого определяют на основе расчетов потерь, анализируя возможности снижения в планируемом периоде каждой составляющей их фактической структуры .

Под нормативом отчетных потерь необходимо понимать сумму нормативов четырех составляющих структуры потерь, каждая из которых имеет самостоятельную природу и, как следствие, требует индивидуального подхода к определению ее приемлемого (нормального) уровня на рассматриваемый период. Норматив каждой составляющей должен определяться на основе расчета ее фактического уровня и анализа возможностей реализации выявленных резервов ее снижения.

Если вычесть из сегодняшних фактических потерь все имеющиеся резервы их снижения в полном объеме, результат можно назвать оптимальными потерями при существующих нагрузках сети и существующих ценах на оборудование. Уровень оптимальных потерь меняется из года в год, так как меняются нагрузки сети и цены на оборудование. Если же норматив потерь определен по перспективным нагрузкам сети (на расчетный год) с учетом эффекта от реализации всех экономически обоснованных мероприятий, его можно назвать перспективным нормативом . В связи с постепенным уточнением данных перспективный норматив также необходимо периодически уточнять.

Очевидно, что для внедрения всех экономически обоснованных мероприятий требуется определенный срок. Поэтому при определении норматива потерь на предстоящий год следует учитывать эффект лишь от тех мероприятий, которые реально могут быть проведены за этот период. Такой норматив называют текущим нормативом.

Норматив потерь определяют при конкретных значениях нагрузок сети. Перед планируемым периодом эти нагрузки определяют из прогнозных расчетов. Поэтому для рассматриваемого года можно выделить два значения такого норматива:

прогнозируемое ( определенное по прогнозируемым нагрузкам);

фактическое (определенное в конце периода по состоявшимся нагрузкам).

Что касается норматива потерь, включаемых в тариф, то здесь всегда используется его прогнозируемое значение. Фактическое же значение норматива целесообразно использовать при рассмотрении вопросов премирования персонала. При существенном изменении схем и режимов работы сетей в отчетном периоде потери могут как существенно снизиться (в чем нет никакой заслуги персонала), так и увеличиться. Отказ от корректировки норматива несправедлив в обоих случаях.

Для установления нормативов на практике используются три метода : аналитико-расчетный, опытно-производственный и отчетно-статистический.

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

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

Отчетно-статистический метод наименее обоснован. Нормы на очередной плановый период устанавливают по отчетно-статистическим данным о расходе материалов за истекший период.

Нормирование расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций осуществляется с целью его контроля и планирования, а также выявления мест нерационального расхода. Нормы расхода выражены в тысячах киловатт-часов в год на единицу оборудования или на одну подстанцию. Численные значения норм зависят от климатических условий.

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

В связи с тем, что тарифы устанавливают дифференцированно для трех категорий потребителей, получающих энергию от сетей напряжением 110 кВ и выше, 35-6 кВ и 0,38 кВ, общий норматив потерь должен быть разделен на три составляющие. Это деление должно производиться с учетом степени использования каждой категорией потребителей сетей различных классов напряжения .

Временно допустимые коммерческие потери, включаемые в тариф, распределяют равномерно между всеми категориями потребителей, так как коммерческие потери, представляющие собой в значительной степени хищения энергии, не могут рассматриваться как проблема, оплата которой должна возлагаться только на потребителей, питающихся от сетей 0,38 кВ.

Из четырех составляющих потерь наиболее сложной для представления в форме, ясной для сотрудников контролирующих органов, являются технические потери (особенно их нагрузочная составляющая), так как они представляют собой сумму потерь в сотнях и тысячах элементов, для расчета которых необходимо владеть электротехническими знаниями. Выходом из положения является использование нормативных характеристик технических потерь, представляющих собой зависимости потерь от факторов, отражаемых в официальной отчетности .

4.2 Нормативные характеристики потерь

Характеристика потерь электроэнергии - зависимость потерь электроэнергии от факторов, отражаемых в официальной отчетности.

Нормативная характеристика потерь электроэнергии - зависимость приемлемого уровня потерь электроэнергии (учитывающего эффект от МСП, проведение которых согласовано с организацией, утверждающей норматив потерь) от факторов, отражаемых в официальной отчетности.

Параметры нормативной характеристики достаточно стабильны и поэтому, однажды рассчитанные, согласованные и утвержденные, они могут использоваться в течение длительного периода - до тех пор, пока не произойдет существенных изменений схем сетей. При нынешнем, весьма низком уровне сетевого строительства нормативные характеристики, рассчитанные для существующих схем сетей, могут использоваться в течение 5-7 лет. При этом погрешность отражения ими потерь не превышает 6-8%. В случае же ввода в работу или вывода из работы в этот период существенных элементов электрических сетей такие характеристики дают надежные базовые значения потерь, относительно которых может оцениваться влияние проведенных изменений схемы на потери.

Для радиальной сети нагрузочные потери электроэнергии выражаются формулой:

, (4.1)

где W - отпуск электроэнергии в сеть за период Т ;

tg φ - коэффициент реактивной мощности;

R экв - эквивалентное сопротивление сети;

U - среднее рабочее напряжение.

В силу того, что эквивалентное сопротивление сети, напряжение, а также коэффициенты реактивной мощности и формы графика изменяются в сравнительно узких пределах, они могут быть "собраны" в один коэффициент А ,расчет которого для конкретной сети необходимо выполнить один раз:

. (4.2)

B этом случае (4.1) превращается в характеристику нагрузочных потерь электроэнергии:

. (4.3)

При наличии характеристики (4.3) нагрузочные потери для любого периода Т определяют на основе единственного исходного значения - отпуска электроэнергии в сеть.

Характеристика потерь холостого хода имеет вид:

Значение коэффициента С определяют на основе потерь электроэнергии холостого хода, рассчитанных с учетом фактических напряжений на оборудовании - Δ W х по формуле (4.4) или на основе потерь мощности холостого хода ΔР х.

Коэффициенты А и С характеристики суммарных потерь в п радиальных линиях 35, 6-10 или 0,38 кВ определяют по формулам:

; (4.5)

где А i и С i - значения коэффициентов для входящих в сеть линий;

W i - отпуск электроэнергии в i -ю линию;

W Σ - то же, во все линии в целом.

Относительный недоучет электроэнергии ΔW зависит от объемов отпускаемой энергии - чем ниже объем, тем ниже токовая загрузка ТТ и тем больше отрицательная погрешность. Определение средних значений недоучета проводят за каждый месяц года и в нормативной характеристике месячных потерь они отражаются индивидуальным слагаемым для каждого месяца, а в характеристике годовых потерь - суммарным значением.

Таким же образом отражаются в нормативной характеристике климатические потери , а также расход электроэнергии на собственные нужды подстанций W nc , имеющий резкую зависимость от месяца года.

Нормативная характеристика потерь в радиальной сети имеет вид:

где ΔW м - сумма описанных выше четырех составляющих:

ΔW м = ΔW у + ΔW кор +ΔW из + ΔW ПС. (4.8)

Нормативная характеристика потерь электроэнергии в сетях объекта, на балансе которого находятся распределительные сети напряжением 6-10 и 0,38 кВ, имеет вид, млн. кВт-ч:

где W 6-10 - отпуск электроэнергии в сети 6-10 кВ, млн. кВт-ч, за вычетом отпуска потребителям непосредственно с шин 6-10 кВ подстанций 35-220/6-10 кВ и электростанций; W 0,38 - то же, в сети 0,38 кВ; А 6-10 и А 0,38 - коэффициенты характеристики. Величина ΔW м для этих предприятий включает в себя, как правило, лишь первое и четвертое слагаемые формулы (4.8). При отсутствии учета электроэнергии на стороне 0,38 кВ распределительных трансформаторов 6-10/0,38 кВ значение W 0,38 определяют, вычитая из значения W 6-10 отпуск электроэнергии потребителям непосредственно из сети 6-10 кВ и потери в ней, определяемые по формуле (4.8) с исключенным вторым слагаемым.

4.3 Порядок расчета нормативов потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВ

В настоящее время для расчета нормативов потерь электроэнергии в распределительных сетях РЭС и ПЭС АО "Смоленскэнерго" применяются схемотехнические методы с использованием различного программного обеспечения. Но в условиях неполноты и малой достоверности исходной информации о режимных параметрах сети применение этих методов приводит к значительным погрешностям расчетов при достаточно больших трудозатратах персонала РЭС и ПЭС на их проведение. Для расчетов и регулирования тарифов на электроэнергию Федеральная Энергетическая комиссия (ФЭК) утвердила нормативы технологического расхода электроэнергии на ее передачу, т.е. нормативы потерь электроэнергии. Потери электроэнергии рекомендуется рассчитывать по укрупненным нормативам для электрических сетей энергосистем при использовании значений обобщенных параметров (суммарной длины линий электропередачи, суммарной мощности силовых трансформаторов) и отпуску электроэнергии в сеть . Подобная оценка потерь электроэнергии, особенно для множества разветвленных сетей 0,38 - 6 - 10 кВ, позволяет с большой вероятностью выявить подразделения энергосистемы (РЭС и ПЭС) с повышенными потерями, скорректировать значения потерь, рассчитываемых схемотехническими методами, снизить трудозатраты на проведение расчетов потерь электроэнергии. Для расчета годовых нормативов потерь электроэнергии для сетей АО-энерго используются следующие выражения:

где ΔW пер - технологические переменные потери электроэнергии (норматив потерь) за год в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВ, кВт∙ч;

ΔW НН, ΔW СН - переменные потери в сетях низкого (НН) и среднего (СН) напряжения, кВт∙ч;

Δω 0 НН - удельные потери электроэнергии в сетях низкого напряжения, тыс. кВт∙ч/км;

Δω 0 СН - удельные потери электроэнергии в сетях среднего напряжения, % к отпуску электроэнергии;

W ОТС - отпуск электроэнергии в сети среднего напряжения, кВт∙ч;

V СН - поправочный коэффициент, отн. ед.;

ΔW п - условно-постоянные потери электроэнергии, кВт∙ч;

ΔР п - удельные условно-постоянные потери мощности сети среднего напряжения, кВт/МВА;

S ТΣ - суммарная номинальная мощность трансформаторов 6 - 10 кВ, МВА.

Для АО "Смоленскэнерго" ФЭК заданы следующие значения удельных нормативных показателей, входящих в (4.10) и (4.11):

; ;

; .

5. Пример расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 10 кВ

Для примера расчета потерь электроэнергии в распределительной сети 10 кВ выберем реальную линию, отходящую от ПС "Капыревщина" (рис.5.1).

рис.5.1. Расчетная схема распределительной сети 10 кВ.

Исходные данные:

номинальное напряжение U Н = 10 кВ;

коэффициент мощности tgφ = 0,62;

суммарная длина линии L = 12,980 км;

суммарная мощность трансформаторов S ΣТ = 423 кВА;

число часов максимальной нагрузки T max = 5100 ч/год;

коэффициент формы графика нагрузки k ф = 1,15.

Некоторые результаты расчета представлены в табл.5.1.

Таблица 3.1

Результаты расчета программы РТП 3.1
Напряжение в центре питания:	10,000 кВ
Ток головного участка:	6,170 А
Коэф. мощности головного участка:	0,850
Параметры фидера	Р, кВт	Q, квар
Мощность головного участка	90,837	56,296
Суммарное потребление	88,385	44,365
Суммарные потери в линиях	0,549	0, 203
Суммарные потери в меди трансформаторов	0,440	1,042
Суммарные потери в стали трансформаторов	1,464	10,690
Суммарные потери в трансформаторах	1,905	11,732
Суммарные потери в фидере	2,454	11,935
Параметры схемы	всего	включено	на балансе
Число узлов:	120	8
Число трансформаторов:	71	4	4
Сумм, мощность трансформаторов, кВА	15429,0	423,0	423,0
Число линий:	110	7	7
Суммарная длина линий, км	157,775	12,980	12,980
Информация по узлам
Номер узла	Мощност	Uв, кВ	Uн, кВ	Рн, кВт	Qн, квар	Iн, A	Потери мощности							delta Uв,		Кз. тр.,
	кВА						Рн, кВт	Qн, квар	Рхх, кВт	Qхх, квар		Р, кВт	Q, квар	%		%
ЦП: ФЦЭС	10,00	0,000
114	9,98	0,231
115	9,95	0,467
117	9,95	0,543
119	100,0	9,94	0,39	20,895	10,488	1,371	0,111	0,254	0,356	2,568		0,467	2,821	1,528		23,38
120	160,0	9,94	0,39	33,432	16,781	2, 191	0,147	0,377	0,494	3,792		0,641	4,169	1,426		23,38
118	100,0	9,95	0,39	20,895	10,488	1,369	0,111	0,253	0,356	2,575		0,467	2,828	1,391		23,38
116	63,0	9,98	0,40	13,164	6,607	0,860	0,072	0,159	0,259	1,756		0,330	1,914	1,152		23,38

Таблица 3.2

Информация по линиям
Начало линии	Конец линии	Марка провода	Длина линии, км	Активное сопр., Ом	Реактивное сопр., Ом	Ток, А	Р, кВт	Q, квар	Потери мощности		Кз. линии,%
									Р, кВт	Q, квар
ЦП: ФЦЭС	114	АС-25	1,780	2,093	0,732	6,170	90,837	56,296	0,239	0,084	4,35
114	115	АС-25	2,130	2,505	0,875	5,246	77,103	47,691	0, 207	0,072	3,69
115	117	А-35	1, 200	1,104	0,422	3,786	55,529	34,302	0,047	0,018	2,23
117	119	А-35	3,340	3,073	1,176	1,462	21,381	13,316	0,020	0,008	0,86
117	120	АС-50	3,000	1,809	1,176	2,324	34,101	20,967	0,029	0,019	1,11
115	118	А-35	0,940	0,865	0,331	1,460	21,367	13,317	0,006	0,002	0,86
114	116	АС-25	0,590	0,466	0,238	0,924	13,495	8,522	0,001	0,001	0,53

Также программа РТП 3.1 производит расчет следующих показателей:

потери электроэнергии в линиях электропередач:

(или 18,2% от суммарных потерь электроэнергии);

потери электроэнергии в обмотках трансформаторов (условно-переменные потери):

(14,6%);

потери электроэнергии в стали трансформаторов (условно-постоянные): (67,2%);

(или 2,4% от общего отпуска электроэнергии).

зададимся k ЗТП1 = 0,5 и рассчитаем потери электроэнергии:

потери в линиях:

, что составляет 39,2% от суммарных потерь и 1,1% от общего отпуска электроэнергии;

Что составляет 31,4% от суммарных потерь и 0,9% от общего отпуска электроэнергии;

Что составляет 29,4% от суммарных потерь и 0,8% от общего отпуска электроэнергии;

суммарные потери электроэнергии:

Что составляет 2,8% от общего отпуска электроэнергии.

Зададимся k ЗТП2 = 0,8 и повторим расчет потерь электроэнергии аналогично п.1. Получим:

потери в линиях:

Что составляет 47,8% от суммарных потерь и 1,7% от общего отпуска электроэнергии;

потери в обмотках трансформаторов:

Что составляет 38,2% от суммарных потерь и 1,4% от общего отпуска электроэнергии;

потери в стали трансформаторов:

Что составляет 13,9% от суммарных потерь и 0,5% от общего отпуска электроэнергии;

суммарные потери:

Что составляет 3,6% от общего отпуска электроэнергии.

Рассчитаем нормативы потерь электроэнергии для данной распределительной сети по формулам (4.10) и (4.11):

норматив технологических переменных потерь:

норматив условно-постоянных потерь:

Анализ проведенных расчетов потерь электроэнергии и их нормативов позволяет сделать следующие основные выводы:

при увеличении k ЗТП от 0,5 до 0,8 наблюдается увеличение абсолютного значения суммарных потерь электроэнергии, что соответствует увеличению мощности головного участка пропорционально k ЗТП. Но, при этом, увеличение суммарных потерь относительно отпуска электроэнергии составляет:

для k ЗТП1 = 0,5 - 2,8%, а

для k ЗТП2 = 0,8 - 3,6%,

в том числе доля условно-переменных потерь в первом случае составляет 2%, а во втором - 3,1%, тогда как доля условно-постоянных потерь в первом случае - 0,8%, а во втором - 0,5%. Таким образом, мы наблюдаем увеличение условно-переменных потерь с ростом нагрузки на головном участке, в то время как условно-постоянные потери остаются неизменными и занимают меньший вес при повышении загрузки линии.

В итоге, относительное увеличение потерь электроэнергии составило всего 1,2% при значительном увеличении мощности головного участка. Этот факт свидетельствует о более рациональном использовании данной распределительной сети.

Расчет нормативов потерь электроэнергии показывает, что и для k ЗТП1 , и для k ЗТП2 соблюдаются нормативы по потерям. Таким образом, наиболее эффективным является использование данной распределительной сети при k ЗТП2 = 0,8. При этом оборудование будет использоваться более экономично.

Заключение

По итогам выполнения данной бакалаврской работы можно сделать следующие основные выводы:

электрическая энергия, передаваемая по электрическим сетям, для своего перемещения расходует часть самой себя. Часть выработанной электроэнергии расходуется в электрических сетях на создание электрических и магнитных полей и является необходимым технологическим расходом на ее передачу. Для выявления очагов максимальных потерь, а также проведения необходимых мероприятий по их снижению необходимо проанализировать структурные составляющие потерь электроэнергии. Наибольшее значение в настоящее время имеют технические потери, т.к именно они являются основой для расчета планируемых нормативов потерь электроэнергии.

В зависимости от полноты информации о нагрузках элементов сети для расчета потерь электроэнергии могут использоваться различные методы. Также применение того или иного метода связано с особенностью рассчитываемой сети. Таким образом, учитывая простоту схем линий сетей 0,38 - 6 - 10 кВ, большое количество таких линий и низкую достоверность информации о нагрузках трансформаторов, в этих сетях для расчета потерь используются методы, основанные на представлении линий в виде эквивалентных сопротивлений. Применение подобных методов целесообразно при определении суммарных потерь во всех линиях или в каждой, а также для определения очагов потерь.

Процесс расчета потерь электроэнергии является достаточно трудоемким. Для облегчения подобных расчетов существуют различные программы, которые имеют простой и удобный интерфейс и позволяют произвести необходимые расчеты гораздо быстрее.

Одной из наиболее удобных является программа расчета технических потерь РТП 3.1, которая благодаря своим возможностям существенно сокращает время на подготовку исходной информации, а следовательно и расчет производится с наименьшими затратами.

Для установления в рассматриваемом периоде времени приемлемого по экономическим критериям уровня потерь, а также для установления тарифов на электроэнергию, применяется нормирование потерь электроэнергии. Учитывая существенные различия в структуре сетей, в их протяженности норматив потерь для каждой энергоснабжающей организации представляет собой индивидуальное значение, определяемое на основе схем и режимов работы электрических сетей и особенностей учета поступления и отпуска электроэнергии.

Более того, потери электроэнергии рекомендовано рассчитывать по нормативам при использовании значений обобщенных параметров (суммарной длины линии электропередачи, суммарной мощности силовых трансформаторов) и отпуску электроэнергии в сеть. Подобная оценка потерь, особенно для множества разветвленных сетей 0,38 - 6 - 10 кВ, позволяет существенно снизить трудозатраты на проведение расчетов.

Пример расчета потерь электроэнергии в распределительной сети 10 кВ показал, что наиболее эффективным является использование сетей с достаточно высокой загрузкой (k ЗТП =0,8). При этом наблюдается небольшое относительное увеличение условно-переменных потерь в доле отпуска электроэнергии, и снижение условно-постоянных потерь. Таким образом, суммарные потери увеличиваются незначительно, а оборудование используется более рационально.

Список литературы

1. Железко Ю.С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. - М.: НУ ЭНАС, 2002. - 280с.

2. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 176с.

3. Будзко И.А., Левин М.С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. - М.: Агропромиздат, 1985. - 320с.

4. Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Казанцев В.Н. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 368с.

5. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А. Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6 - 10 кВ. - Электрические станции, 1999, №8, с.38-42.

6. Железко Ю.С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов. - Электрические станции, 2001, №9, с.33-38.

7. Железко Ю.С. Оценка потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями измерения. - Электрические станции, 2001, №8, с. 19-24.

8. Галанов В.П., Галанов В.В. Влияние качества электроэнергии на уровень ее потерь в сетях. - Электрические станции, 2001, №5, с.54-63.

9. Воротницкий В.Э., Загорский Я.Т., Апряткин В.Н. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в городских электрических сетях. - Электрические станции, 2000, №5, с.9-13.

10. Овчинников А. Потери электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 (10) кВ. - Новости ЭлектроТехники, 2003, №1, с.15-17.

Для просмотра фотографий, размещённых на сайте, в увеличенном размере необходимо щёлкнуть кнопкой мышки на их уменьшенных копиях.

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 в ЛЭП . 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.

Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ - 63000 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 60 участков (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 20 домов садоводов, всего 60 домов.

Длина линии электропередач в СНТ составляет 2 км.

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
Д F

ΔW - потери электроэнергии в кВт/ч;

W - электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 63000 кВт/ч или 63х10 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 20 домов садоводов);

L - длина линии в километрах (в нашем примере 2 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

где К 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 по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 2 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 63000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 63000 / 3 = 21000 кВт/ч или 21·10 6 Вт/ч - именно в таком виде значение присутствует в формуле.

ΔW линии =9,3· 21²·10 6 ·(1+0,6²)·1,78·0,37 . 2 =
365 35

ΔW линии = 573,67 кВт/ч

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔW сум. = 3 х 573,67 = 1721 кВт/ч .

Потери за год в ЛЭП в процентах: ΔW сум. % = ΔW сум /W сум x 100% = 2,73%

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 60 подключённых садоводов за год составят:
dW ввода = 60 х 17,029 кВт/ч = 1021,74 кВт/ч

Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

ΔW сум. итог = 1721 + 1021,24 = 2745,24 кВт/ч

ΔW сум. %= ΔW сум / W сум x 100%= 2745,24/63000 х 100%= 4,36%

Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 2 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 60 домами, при общем потреблении 63000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 4,36%

Важные замечания:

• Если в СНТ несколько фидеров, которые отличаются друг от друга протяжённостью, сечением провода и количеством проходящей через них электроэнергии, то подсчёт необходимо делать отдельно для одной линиии каждого фидера. Затем суммировать потери по всем фидерам для выведения общего процента потерь.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, учитывался коэффициент сопротивления (0, 02ом) одного провода марки СИП-2х16 при 20°C протяжённостью 6 метров. Соответственно, если у Вас в СНТ счётчики висят не на опорах, то необходимо увеличивать коэффициент сопротивления пропорционально длине провода.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, также следует учитывать разрешённую мощность для дома. При разном потреблении и разрешённой мощности потери будут разными. Правильным и целесообразным будет распределение мощности в зависимости от потребностей:
  для садовода-дачника - 3,5 кВт (т.е. соответствует ограничению по автомату защитного отключения на 16А);
  для постоянно проживающего в СНТ садовода - от 5,5 кВт до 7 кВт (соответственно автоматы защитного отключения при перегрузке на 25А и 32А).
• При получении данных по потерям для проживающих и для дачников целесообразно установить и различную оплату технологических потерь для этих категорий садоводов (см. пункт 3 расчёта, т.е. в зависимости от величины I - силы тока, у дачника при 16А потери будут меньше, чем у постоянно проживающего при 32А, а значит и расчёта потерь на вводе в дома должно быть два отдельных).

Пример: В заключении следует добавить то, что нашему СНТ "Пищевик" ЭСО "Янтарьэнерго" при заключении Договора на электроснабжение в 1997 г. установило рассчитанную ими величину технологических потерь от ТП до места установки общего прибора учёта электроэнергии равную 4,95% за 1 кВт/ч. Подсчёт потерь в линии составил по данной методике 1,5% максимум. С трудом верится в то, что потери в трансформаторе, который СНТ не принадлежит, составляют ещё почти 3,5%. А по Договору потери трансформатора не наши. Пора с этим разобраться. О результате Вы скоро узнаете.
Продолжим. Ранее наш бухгалтер в СНТ брал 5% к кВт/ч за потери, установленные "Янтарьэнерго" и 5% за потери внутри СНТ. Никто, естественно ничего не рассчитывал. Пример расчёта, который использован на странице, почти на 90% соответствует действительности при эксплуатации старой ЛЭП в нашем СНТ. Так вот этих денег хватало на оплату всех потерь в сети. Даже оставались и постепенно накапливались излишки. Это подчеркивает тот факт, что методика работает и вполне соответствует действительности. Сравните сами: 5% и 5% (идет постепенное накопление излишков) или 4,95% и 4,36% (нет излишков). Т.е., расчёт потерь электроэнергии соответствует действительным потерям.

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.