Потери в сетях электроснабжения: Баланс электроэнергии и потери

Потери электроэнергии в электрических сетях: виды, причины, расчет

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

Виды и структура потерь

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

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

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Примерная структура потерь

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

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

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

Основные причины потерь электроэнергии

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

1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:

• Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
• Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу ( 1 ). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Потери в силовых трансформаторах подстанций

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

2. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:

• Холостая работа силовых установок.
• Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
• Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

3. Климатическая составляющая. Нецелевой расход электроэнергии может быть связан с климатическими условиями характерными для той местности, где проходят ЛЭП. В сетях 6 кВ и выше от этого зависит величина тока утечки в изоляторах. В магистралях от 110 кВ большая доля затрат приходится на коронные разряды, возникновению которых способствует влажность воздуха. Помимо этого в холодное время года для нашего климата характерно такое явление, как обледенение на проводах высоковольтных линий, а также обычных ЛЭП. Гололед на ЛЭП

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

Расходы на поддержку работы подстанций

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

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

Коммерческая составляющая

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

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

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

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

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

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

Магнит может воздействовать только некоторые старые модели электросчетчиков

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

Понятие норматива потерь

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

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

Кто платит за потери электричества?

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

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

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

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

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

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

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

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

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

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

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

Расчет потерь в силовом трансформаторе

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

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

Итоги расчета

Список использованной литературы

• Ю. Железко «Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов» 2009
• Поспелов Г.Е. «Потери мощности и энергии в электрических сетях» 1981
• Шведов Г.В., Сипачева О.В., Савченко О.В. «Потери электроэнергии при ее транспорте по электрическим сетям: расчет, анализ, нормирование и снижение» 2013
• Фурсанов М.И. «Определение и анализ потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем» 2005

Энергопотери при передаче электроэнергии: неизбежное зло?

Одна из важных для энергетической отрасли проблем сегодня – потери электроэнергии  при транспортировке по сетям. Для потребителей они отрицательно сказываются на качестве электроснабжения, а для энергопредприятий – на их экономике. Также энергопотери негативно отражаются на функционировании всей системы электроснабжения. Их называют фактическими или отчетными. Такие потери представляют собой разность электроэнергии, между той, которая поступила в сеть и той, которая была поставлена потребителям.

Классифицировать энергопотери можно по различным составляющим: характер потерь, класс напряжения, группа элементов, производственное подразделение и т.п. Мы же попытаемся их разделить по физической природе и специфике методов определений количественного значения. По этим параметрам можно выделить:

1.Потери технического характера. Они возникают при передаче энергии по электросетям и обуславливаются физическими процессами, которые происходят в проводах и оборудовании.

2. Электроэнергия, которая расходуется на обеспечение работы подстанций и деятельности персонала. Такая энергия определяется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд электростанций.

3. Потери, которые обусловлены погрешностями при ее измерении приборами.

4. Потери коммерческого характера. Это – хищения энергии, различия в показаниях счетчиков и произведенной оплатой потребителями. Их высчитывают по разнице между отчетными потерями и суммой потерь электроэнергии, указанной нами в первых трех пунктах. Энергопотери, которые возникают по причине воровства, зависят от человеческого фактора. Это – отдельная тема для исследования.  А вот три первые составляющие происходят в итоге технологических потребностей процесса, именно о них сейчас пойдет речь.

Электроэнергия – продукт, который на пути от производителя до потребителя не требует дополнительных ресурсов на транспортировку, а расходует сам себя. Этот процесс неизбежен. Ведь, при передвижении автотранспорта из точки А в точку Б, мы тратим бензин, газ или энергию электродвигателей и воспринимаем это, как должное. Мы никогда не говорим, что при транспортировке груза «потери бензина составили 10 литров», обычно используется выражение «расход бензина составил 10 литров». Количество израсходованной электроэнергии, потраченной на транспортировку, как в примере с автомобилями, мы называем потерями. Суть этого термина в представлении людей несведущих – плохо организованный процесс транспортировки электричества, который может ассоциироваться с потерями при перевозке картофеля или зерна. Чтобы убедиться в обратном, рассмотрим пример.

При передвижении электроэнергия преодолевает сотни километров, такой процесс не может происходить без определенных затрат.  Для того, чтобы более наглядно продемонстрировать картину, сравним передачу электрической энергии с  передачей тепловой энергии, которые по своей сути очень сходны. Тепловая энергия тоже теряет часть себя во время транспортировки. Например, через изоляцию труб, которая не может быть совершенной. Такие потери неизбежны, они не устраняются полностью, а лишь уменьшаются путем улучшения изоляции, заменой труб на более совершенные. Процесс требует немалых материальных затрат. При этом, подобными потерями полезная работа, направленная на транспортировку самой тепловой энергии,  не совершается. Транспортировка по трубам осуществляется за счет энергии, потребляемой насосными станциями. В случаях прорыва труб и протечки горячей воды наружу, термин «потери» можно применить в полной мере. Потери же при передаче электрической энергии носят несколько иной характер. Они совершают полезную работу. Как в примере с водой, электроэнергия не может «вытекать» наружу из проводов.

Электрическая сеть – это преобразовательная и распределительная система. Ее части соединены между собой проводами и кабелями. На сотнях и тысячах километров, которые разделяют производителя энергии и потребителя расположены системы трансформации и разветвления, представляющие собой коммутационные устройства и проводники. Ток, который течет в этих проводниках, — это упорядоченное передвижение электронов. Они при перемещении сталкиваются с преградами кристаллической структуры вещества. Для того, чтобы преодолеть эту преграду электрону надо потратить определенное количество своей внутренней энергии. Последняя превращается в энергию тепла и бесследно пропадает в окружающей среде. Это и есть «потери» электрической энергии.

Но указанная причина, по которой они происходят – не единственная. На длительном пути следования энергия встречается с большим количеством коммутационных устройств в виде пускателей, выключателей, переключателей и им подобных. Они состоят из силовых контактов, имеющих более высокое сопротивление, чем однородные проводники – провода или кабели. Во время эксплуатации происходит износ контактов, как итог – ухудшается электрическая проводимость, а как следствие – потери электроэнергии. Значение в этом процессе имеют и контакты в местах, где есть соединение провода со всевозможными устройствами, аппаратами и системами. В общей сложности все места соединений представляют существенное количество потерь электроэнергии. Энергопотери могут усугубляться несвоевременными профилактикой и контролем участков электросетей. Можно назвать еще одну причину утечки электроэнергии: как бы хорошо не были изолированы провода, определенная часть тока все равно попадает на землю.

В местах устаревшей электрической изоляции потери, естественно, усугубляются. На их количество влияет и то, насколько перегружено оборудование – трансформаторные подстанции, распределительные пункты, кабельные и воздушные линии. Можно сделать вывод, что своевременный контроль за состоянием оборудования, необходимые его ремонт и замена, соблюдение требований эксплуатации, снижают потери электроэнергии. Увеличение количества потерь – это свидетельство проблем в сети, которые требуют технического перевооружения, совершенствования методов и средств эксплуатации.

         Международные эксперты определили, что энергетические потери при передаче по электрическим сетям считаются соответствующими, если их показатель не выше 4-5%. В том случае, когда они достигают 10% их нужно считать максимально допустимыми. В разных странах показатели могут существенно различаться. Это зависит от принципов развития энергетической системы. Определяющими факторами становятся ориентация на крупные электростанции и протяженные линии электропередач или же маломощные станции, расположенные в центрах нагрузки и пр. В таких странах, как Германия и Япония показатель потерь составляет 4-5%. В странах, где территория протяженная, а энергетическая система сконцентрирована на мощных электростанциях цифра потерь приближается к 10%. Примером этому служат Норвегия и Канада. Энергетическая генерация в каждой стране уникальна. Поэтому применять показатели какой-либо страны к российским условиям совершенно бессмысленно.

Ситуация в России говорит о том, что уровень потерь может быть обоснован только расчетами для конкретных схем и нагрузок сетей. Норму потерь устанавливает Министерство энергетики для каждой сетевой компании отдельно. В разных регионах эти цифры отличаются. В среднем же по России показатель составил 10%. Значимость проблемы растет с каждым годом. В связи с этим ведется большая работа по анализу потерь и их уменьшению, разрабатываются эффективные методы расчета. Так, «АО-энерго» представило целый комплекс расчета всех составляющих потерь в сетях всех категорий. Этот комплекс получил сертификат соответствия, который был утвержден ЦДУ ЕЭС России, Главгосэнергонадзором России и Департаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России». Установка тарифов на электроэнергию зависит и от норм потерь в этой сфере. Тарифы регулируются федеральными и региональными энергетическими комиссиями. Организации обязаны обосновать уровень энергопотерь, который для них считается целесообразным, и включить в состав тарифов. Энергетические комиссии в свою очередь анализируют данные обоснования и либо принимают их, либо корректируют. Лидер по минимальному показателю энергопотерь в стране – Республика Хакасия. Здесь эта цифра составляет 4%.

Следствие энергопотерь – убыток для энергетических компаний и увеличение тарифов для потребителя. С ними следует бороться. Для достижения положительного результата нужен целый комплекс мер в виде постоянного мониторинга ситуации, выполнения ремонтных работ в соответствии с техническим регламентом, модернизации оборудования, внедрения новых технологий, совершенствования систем учета электрической энергии, улучшения схем электроснабжения. И определяющее значение здесь носит именно слово «комплекс», потому что ожидать должного результата от отдельных мероприятий смысла не имеет.

Еще по этой теме

Метки: 2014 г., передача электроэнергии, энергопотери

Интересная статья? Поделитесь ей с друзьями:

Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях

Номинальная мощность, ква	Верхний предел номиналього напряжения обмотки, кв	Схема и группа соединений обмоток	Потери активной мощности, квт			Напряжение к.з., %	Ток холостого хода	Сопротивления обмоток трансформатора, ом		Потери реактивной мощности, квар
			холостого хода		к.з.
			уровень А	уровень Б				активное	реактивное	холостого хода	к.з.
25	10 10	У/Ун-0 У/Zн-11	0,105 0,105	0,125 0,125	0,6 0,69	4,5 4,7	3,2 3,2	96,0 110	152 152	0,80 0,80	0,95 0,95
40	10 10	У/Ун-0 У/Zн-11	0,15 0,15	0,18 0,18	0,88 1,0	4,5 4,7	3,0 3,0	55,0 62,5	98,1 99,5	1,20 1,20	1,57 1,59
63	10 10 20 20	У/Ун-о У/Zн-11 У/Ун-0 У/Zн-11	0,22 0,22 0,245 0,245	0,265 0,265 0,29 0,29	1,28 1,47 1,28 1,47	4,5 4,7 5,0 5,3	2,8 2,8 2,8 2,8	32,3 37,0 129 148	63,7 64,8 290 302	1,76 1,76 1,76 1,76	2,53 2,57 2,88 3,00
100	10 10 35 35	У/Ун-0 У/Zн-11 У/Ун-0 У/Zн-11	0,31 0,31 0,39 0,39	0,365 0,365 0,465 0,465	1,97 2,27 1,97 2,27	4,5 4,7 6,5 6,8	2,6 2,6 2,6 2,6	19,7 22,7 241 278	40,5 41,2 759 785	2,60 2,60 2,60 2,60	4,05 4,12 6,19 6,41
160	10 10 10 35 35 35	У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11 У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11	0,46 0,46 0,46 0,56 0,56 0,56	0,54 0,54 0,54 0,66 0,66 0,66	2,65 2,65 3,1 2,65 2,65 3,1	4,5 4,5 4,7 6,5 6,5 6,8	2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4	10,4 10,4 12,1 127 127 148	26,2 26,2 26,8 481 481 499	3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84	6,69 6,69 6,85 10,1 10,1 10,4
250	10 10 10 35 35 35	У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11 У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11	0,66 0,66 0,66 0,82 0,82 0,82	0,78 0,78 0,78 0,96 0,96 0,96	3,7 3,7 4,2 3,7 3,7 4,2	4,5 4,5 4,7 6,5 6,5 6,8	2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3	5,92 5,92 6,72 72,5 72,5 82,3	17,0 17,0 17,6 310 310 322	7,25 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75	10,6 10,6 11,0 15,8 15,8 16,5
400	10 10 10 35 35	У/Ун-0 Ун/Д-11 Д/Ун-11 У/Ун-0 У/Д-11	0,62 0,92 0,92 1,15 1,15	1,08 1,08 1,08 1,35 1,35	5,5 5,5 5,9 5,5 5,5	4,5 4,5 4,5 6,5 6,5	2,1 2,1 2,1 2,1 2,1	3,44 3,44 3,69 42,1 42,1	10,7 10,7 10,6 195 195	8,40 8,40 8,40 8,40 8,40	17,1 17,1 17,0 25,4 25,4
630	10 10 10 10 35 35	У/Ун-0 Ун/Д-11 Д/Ун-11 У/Ун-0 У/Ун-0 У/Д-11	1,42 1,42 1,42 1,42 1,7 1,7	1,68 1,68 1,68 1,68 2,0 2,0	7,6 7,6 8,5 8,5 7,6 7,6	5,5 5,5 5,5 5,5 6,5 6,5	2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0	1,91 1,91 2,14 2,14 23,5 23,5	8,52 8,52 8,46 8,46 124 124	12,6 12,6 12,6 12,6 12,6 12,6	33,8 33,8 33,6 33,6 40,2 40,2

автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Методики определения потерь электроэнергии в системах электроснабжения напряжением до 10 кВ

Библиография Чернова, Наталья Владимировна, диссертация по теме Электротехнические комплексы и системы

1. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах // Электрические станции. 1998. № 9. С. 53-59.

2. Попов Д.В., Файзрахманов P.A., Иванов A.C. Метод диагностики отказов измерительных комплексов с целью локализации и устранения коммерческих потерь электроэнергии // ttech.pstu.ac.ru

3. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А., Апряткин В.Н. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций // Энергосбережение. 2000. № 3. С. 53-55.

4. Рудников И. Председателю правления РАО “ЕЭС России” А.Б. Чубайсу. О деятельности ОАО “Янтарьэнерго” и его руководителя Гладкова О.Н. // Информационно-аналитические материалы. 2003.

5. Производство, потребление электроэнергии в России и потери в сетях общего пользования. Госкомстат Российской Федерации // AHO Центр информационных исследований. 2001-2003.

6. Броерская Н. А. Мониторинг потерь электроэнергии в электрических сетях российской федерации // www.electroinfo.ru

7. Железко Ю.С. Потери электроэнергии в оборудовании сетей и подстанций // Новости электротехники. 2004. № 6 (24). С. 47-49.

8. Виноградов A.A., Нестеров М.Н. Определение нормативных технологических потерь электроэнергии в системах электроснабжения // www.ostu.ru

9. Информационный документ. «Финансовый контроль» // Счетная палата РФ. 2004.

10. Адонц Г.Т., Арутюнян A.A. Методы расчета и способы снижения расхода электроэнергии в электрических сетях энергосистем. Ереван: Луйс, 1986. С. 183.

11. Арзамасцев Д.А., Липес A.B. Снижение технологического расхода энергии в электрических сетях. М.: Высш. шк., 1989. С. 124.

12. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989. С. 172.

13. Железко Ю.С., Бирюкова Р.П. Предельная точность и области применения регрессионных зависимостей эквивалентных сопротивлений линий 6-20кВ // Электричество. 1988. №8. С. 17-21.

14. Основы построения промышленных электрических сетей // Г.М. Каялов, Ф.Э. Каждан, И.Н. Ковалев, Э.Г.Куренный. М.: Энергия, 1978. С. 352.

15. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях / Пор ред. Г.Е. Поспелова. М.: Энергоиздат, 1981. С. 216.

16. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем./ В.Э.Воротницкий, Ю.С. Железко, В.Н. Казанцев и др.; Под ред. В.Н. Казанцева. М.: Энергоатомиздат, 1983. С. 366.

17. Сыч Н.М. Снижение потерь мощности и энергии в электрических системах. Минск: БПИ, 1977. С. 76.

18. Щербина Ю.В., Лепорский В.Д., Жмурко В.А. Автоматизация управления технологическим расходом и потреблением электроэнергии // Киев: Техшка, 1984. С. 112.

19. Щербина Ю.В., Бойко Н.Д., Бутенко А.Н. Снижение технологического расхода энергии в электрических сетях // Киев: Техшка, 1981. С. 103.

20. Экономия электроэнергии в электрических сетях / И.И. Магда, С.Я. Меженный, В.Н. Сулейманов и др.; Под ред. H.A. Качановой и Ю.В. Щербины. Киев: Техшка, 1986. С. 167.

21. Мельников Н. А. Электрические сети и системы. М.: Энергия, 1975.

22. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989. С. 592.

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

24. Барановский А.Н., Бойко Н.Д., Кузьмин В.В. О некоторых проблемах перестройки экономических отношений в электроэнергетике России // Энергетик. 1994. № 10. С. 6-10.

25. Воротницкий В.Э., Апряткин В.Н. Коммерческие потери электроэнергии в электрических сетях // Новости электротехники. 2002. № 4. С. 34-37.

26. Гальперова Е.В., Кононов Ю.Д. Влияние на экономику региона изменения тарифов на электроэнергию // Энергетик. 2001. № 6. С. 3-5.

27. Золотухин В.Г. О реконструкции российской электроэнергетики как естественной монополии // Энергия. 1999. № 7. С. 10-15.

28. Максимов Б, Жуков В., Царева Н. Системы регулирования в электроэнергетике // Вестник электроэнергетики. 1995. № 4. С. 87-89.

29. Максимов Б.К., Молоднюк В.В. Основы формирования тарифов на электрическую энергию на рынках России. М.: Изд-во МЭИ, 1998.С. 44.

30. Максимов Б.К., Молоднюк В.В. Электроэнергетика России на современном этапе ее развития // Вестник МЭИ. 1998. № 2. С. 63-69.

31. Менеджмент в электроэнергетике / Под ред. А.Ф. Дьякова. М: Изд-во МЭИ, 2000. С. 448.

32. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии. Методические указания. М.: Минтопэнерго, 1993. С. 16.

33. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления. М.: Энергоатомиздат, 1986. С. 214.

34. Молоднюк В.В. Проблемы развития федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) // Изв. РАН. Сер. Энергетика. 1997. № 4. С. 81-91.

35. Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. Постановление от 31 июля 2002 года N 49-э/8. М.: Федеральная энергетическая комиссия, 2002. С. 84.

36. Анализ электропотребления и тарифов для бытовых потребителей / Орлов B.C., Папков Б.В., Ершов Е.П. и др. // Промышленная энергетика, 1997. №6. С. 8-10.

37. Суднова В.В. О целесообразности введения дифференцированных тарифов для базовых потребителей энергосистемы // Промышленная энергетика, 1997. № 6. С. 6-7.

38. Воротницкий В.Э. Норматив потерь электроэнергии в электрических сетях. Как его определить и выполнить? // asu.mosoblelectro.ru.

39. Броерская H.A., Штейнбух Г.Л. О нормировании потерь электроэнергии в электрических сетях // Электрические станции. 2003. N4. С. 15-21.

40. И 34-70-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1987.

41. Железко Ю.С. Нормирование технологических потерь электроэнергии в сетях. Новая методология расчета // Новости электротехники. 2003. N 5 (23). С. 23-27.

42. Железко Ю.С. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии // Электрические станции. 2002. N 2. С. 45-51.

43. Якшина Н. Как избежать потерь электроэнергии? // Наша газета. 2003. № 6 (84). С. 22-24.

44. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. Руководство для практических расчетов. М.: «Изд-во НЦ ЭНАС», 2004. С. 278.

45. Воротницкий В.Э., Апряткин В.Н. Коммерческие потери электроэнергии в электрических сетях // Эско. Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». 2005. № 10.

46. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

47. Воротницкий В.Э., Комкова Е.В. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях // Энергосбережение. 2005. № 3. С. 86-92.

48. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. М.: Издательство «НЦ ЭНАС», 1998.

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

50. 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.

51. Калинкина М.А. Методика и алгоритмы совместного расчета потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 0,38-10 кВ. Конференция молодых специалистов электроэнергетики 2000. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2000. С. 167-168.

52. Блок В.М. Электрические сети и системы. Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. М.: Высш. шк., 1986. С. 430.

53. Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М.: Энергоиздат, 1982. С. 464.

54. Веников В.А., Худяков В.В., Анисимова Н.Д. Электрические системы. Передача электроэнергии переменным и постоянным током высокого напряжения. М.: Высш. шк., 1972. С. 368.

55. Грачева Е.И. Определение потерь электроэнергии в низковольтных цеховых сетях промышленных предприятий: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М.: МЭИ, 1996. С. 18.

56. Евдокунин Г.А. Электрические системы и сети. С.-Пб.: Издательство Сизова М.П., 2001. С. 304.

57. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1995. С. 416.

58. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов / Под ред. В.А. Веникова. М: Высш. шк., 1973.С. 320.

59. Электрические системы. Расчет режимов электрических систем и сетей / Под ред. В.А. Веникова. М: Высш. шк., 1975. С. 344.

60. Железко Ю.С., Артемьев A.B., Савченко О.В. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии // Электрические станции. 2002. №2. С. 45-51.

61. Абдуллазянов Э.Ю. Методы и средства повышения эффективности проектирования, эксплуатации и управления электрическими сетями в системах электроснабжения: Дис.канд. техн. наук. Казань, 2003. С. 205.

62. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промпредприятий. 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1994. С. 265.

63. Саенко Ю. JI. Реактивная мощность в системах электроснабжения с нелинейными нагрузками // Zeszyty Naukowe Politechniki Slaskiej. Electryka. 1991.

64. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., перераб. и доп. М.: Главгосэнергонадзор России, 1998. С. 606.

65. Гармоники в электрических системах / Пер. с англ. Дж. Аррилага и др. М.: Энергоатомиздат, 1990. С. 320.

66. Смирнов С.С., Коверникова Л.И. Вклад потребителей в уровни напряжения высших гармоник в узлах электрической сети // Электричество, 1996. №1. С. 58-64.

67. Висящев А. Н., Тигунцев С. Г., Луцкий И. И. Влияние потребителей на искажение напряжения // Электрические станции. 2002. №7. С. 26—31.

68. Федотов А.И., Чернова Н. В. Расчет гармонических составляющих токов в системе электроснабжения с вентильными преобразователями // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2004. №11-12. С. 33-42.

69. Rissik Н. The Memory Arc Current Convertor. London: Pitman, 1935.

70. Read J.C. The calculation of rectifier and invertor performance characteristics // J. IEE, P. 2. 1945. vol 92.

71. Kimbark E.W. Direct Current Transmission. Wiley, New York, 1971.

72. Bibliography of power system harmonics. Parts 1 and 2: IEEE papers 84 WM 214-3 and 84 WM 215-0 / Winter Power Meeting, Dallas, 1984, January.

73. Овчинников А. Потери электроэнергии в распределительных сетях 0,4-6(10) кВ // Новости электротехники. 2003. №4. с. 42-43.

74. Константинов В. Н. Применение теории вероятностей в задачах электроэнергетики. Казань. Изд-во КГЭУ. 1997. С. 40.

75. Схема замещения однофазного вентильного преобразователя для расчета гармоник тока / Федотов А.И., Чернова Н.В., Рылов Ю.А. и др. // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2006. № 1-2. С. 94-99.

76. Федотов А.И. Расчет переходных процессов в синхронных машинах с независимым тиристорным возбуждением дискретным операционным методом // Электричество. 2001. №5. С. 25-34.

77. Теоретические основы дискретного моделирования электромашинно-вентильных систем. Научное издание / Федотов А.И., Каримов P.P., Федотов Е.А. и др. Казань. Изд-во КГЭУ, 2003. С. 118.

78. Федотов Е.А. Дискретная математическая модель синхронной электрической машины с вентильной системой самовозбуждения: Дисс. . канд. техн. наук. Казань, 2003. С. 151.

79. Федотов Е.А., Ахметвалеева JI.B., Кузнецов A.B. Дискретная математическая модель преобразователя / Фундаментальные исследования в технических университетах. Мат. VIII Всерос. конф. по проблемам науки и высшей школы. СПб: Изд-во СПбГПУ, 2004 г. С. 158.

80. Кузнецов В.А., Федотов А.И. Дискретная математическая модель системы синхронный генератор выпрямительная нагрузка // Электричество. 1995. №4. С. 23-26.

81. Вейнгандт В.Я. Гордин A.B. Разностные уравнения синхронного генератора и подключенного к нему выпрямителя / Источники импульсов электрической мощности. JL: ВНИИэлектромашиностроения, 1990. С. 144154.

82. Такеути Т. Теория и применение вентильных цепей для регулирования двигателей: Пер. с англ. JL: Энергия, 1973. С. 249.

83. Толстов Ю.Г., Теврюков A.A. Теория электрических цепей. М.: Высш. шк, 1971. С. 296.

84. Железко Ю.С. Погрешности определения потерь энергии в электрических сетях // Электричество. 1975. №2. С. 19-24.

85. Железко Ю.С. Систематические и случайные погрешности методов расчета нагрузочных потерь электроэнергии // Электрические станции. 2001. № 12. С. 19-27.

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

87. Железко Ю.С., Савченко О.В. Определение интегральных характеристик графиков нагрузки для расчета потерь электроэнергии в электрических сетях // Электрические станции. 2001. № 10. С. 9-13.

88. Высшие гармоники в сетях электроснабжения 0,4 кВ / Григорьев О., Петухов В., Соколов В. И др. // Центр электромагнитной безопасности. www.tesla.ru.

89. Федотов А.И., Егоров В.Н. Уменьшение пульсаций выпрямленного тока в электроприводе поливных машин / Сб. научн. тр. МЭИ «Прогнозирование и оптимизация режимов электроснабжения промышленных предприятий». М.: МЭИ, 1982. С. 74-77.

(PDF) ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ В СЕТЯХ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКУЮ БЕЗОПАСНОСТЬ

68

допустимые значения отклонений должны составлять δUyнор= ± 5 % и δUyпред= ± 10 %

номинального напряжения сети.

2. Отсутствие или недостаточное использование средств регулирования напряжения и

компенсации реактивной мощности. Значительное влияние на величину потерь активной

мощности в электрических сетях оказывает степень компенсации реактивных потоков и

связанные с ними колебания уровня напряжения от нормативного. Передача реактивной

мощности по электрическим сетям одного уровня напряжения в сеть другого напряжения

экономически не выгодна.

3. Несовершенство методик расчета, анализа и планирования спроса на электрическую

мощность, а также неудовлетворительное состояние учета потребления электроэнергии и её

потерь.

4. Невысокий уровень качества управления режимами работы электрических сетей.

Ухудшение качества электроснабжения, проявляющееся в отклонениях и колебаниях

напряжения, несимметрии напряжения и.т.д. от допустимых нормативами приводит к

увеличению потерь электроэнергии. Оптимизация режима электрических сетей

непосредственно связана с их экономичностью и надежностью, а также поддержанием

качества электроэнергии.

5. Несимметричная нагрузка на потребительских подстанциях уже превысила допустимые

пределы, вызывая дополнительные потери. Эта проблема заслуживает особого внимания,

поскольку в настоящее время в Таджикистане электропотребление в коммунально-бытовом

секторе резко возросло, из-за резкого сокращения подачи в страну природного газа. Так, в

2011 г. в общем объеме электропотребления (13,6 млрд. кВт*час) доля электропотребления

населением составила 28%. Увеличение потребления электроэнергии населением в осенней–

зимний период в связи с ограниченным доступом к другим видам энергии привели к

нарушению симметрии напряжений и токов не только в сетях напряжением 0,38 кВ, но и в

сетях выше 1кВ. Несимметрия напряжений происходит только в трёхфазной сети под

воздействием неравномерного распределения нагрузок по её фазам.

6. Внедрение биллинговой системы, к сожалению, не дало должного эффекта, поскольку

энергоснабжающая компания за счет увеличения тарифов на электрическую энергию для

потребителей ориентирована на покрытие комплекса технологических и так называемых

«коммерческих» потерь. На наш взгляд для получения объективных оценок фактического

потребления и потерь электрической энергии, необходимо сравнивать показания счетчиков,

установленных на выходе потребительских подстанций, с суммой потребляемой

электроэнергии потребителями. Потери в воздушных и кабельных линиях электропередачи

должны рассчитываться в зависимости от нагрузки, сечения и срока службы питающей линии.

7. «Коммерческие потери» электрической энергии в Таджикистане, по сути, являются

скрытым способом ее хищения и низкой культуры использования, в том числе в теневой

экономике.

8. Постоянное увеличение не линейных потребителей таких как, источники бесперебойного

питания UPS, конвертеры, тиристорные системы, диодные мосты, плавильные печи высокой

частоты, компьютеры и.т.д., является причиной появления высших гармоник, которые в свою

очередь увеличивают потери электроэнергии в сети, 35% электроэнергии преобразуется и

потребляется на постоянном напряжении [4]. Гармоники – это синусоидальные волны

суммирующиеся с фундаментальной (основной) частотой 50 Гц (т.е 1-я гармоника=50 Гц, 5-я

гармоника = 250 Гц). Любая комплексная форма синусоиды может быть разложена на

составляющие частоты, таким образом, комплексная синусоида есть сумма определенного

числа четных или нечетных гармоник с меньшими или большими величинами.

Гармоники – есть продолжительные возмущения или искажения в электрической сети,

имеющие различные источники и проявления, такие как импульсы, перекосы фаз, броски и

провалы, которые могут быть категоризованы как переходные возмущения [2]. В идеальной

ситуации генераторы на электростанции производят ток синусоидальной формы,

Потери электроэнергии в сетях Московской области в 2019 г. вышли на уровень не выше 8%

Снижение потерь в электросетях Московской области на 1% за год в натуральном выражении означает более чем 302 млн кВт*ч.

Москва, 17 фев – ИА Neftegaz.RU. Потери электроэнергии при передаче по сетям МОЭСК и Мособлэнерго снизился с 9% в 2018 г. до уровня не выше 8% от отпуска в сеть по итогам 2019 г.
Об этом Минэнерго Московской области сообщило 14 февраля 2020 г.

Для сравнения: по итогам 2019 г. в целом по России потери в электрических сетях оцениваются на уровне 10,4%. 
Снижение потерь в электросетях Московской области на 1% за год в натуральном выражении означает более чем 302 млн кВт*ч.
Такого объема электроэнергии хватило бы, чтобы обеспечивать электроснабжение Сергиево-Посадского района Подмосковья в течение года.

Электроснабжающими организациями ежегодно проводится комплекс мероприятий для снижения потерь в электросетях.
Применяются как технические, так и организационные решения.
Одна из наиболее эффективных мер по снижению потерь – установка приборов учета с удаленным сбором данных.
Приборы учета с удаленным сбором данных позволяют энергетикам эффективно проводить мероприятия по выявлению и предотвращению хищений электрической энергии и определять очаги потерь, что, в свою очередь, повышает качество электроэнергии и надежность оказываемых услуг по ее передаче.
По итогам 2019 г. установлено около 72 тыс. «умных» счетчиков.
Реализация программы по замене старых счетчиков на новые интеллектуальные приборы учета продолжится и в 2020 г.
Продолжается рейдовая работа по выявлению неучтенного потребления, проведению инструментальных проверок приборов учета потребителей, контрольному снятию показаний.

Потери в электросетях – важный финансовый показатель для электросетевой компании, т.к. компенсация затрат на покупку потерь электроэнергии напрямую влияет на чистую прибыль.
Чтобы избежать дополнительных затрат на покупку электрической энергии для компенсации потерь и повысить финансовую устойчивость компаний, энергетики продолжают активную работу, направленную на минимизацию потерь.

Возложение «сверхнормативных потерь» электрической и тепловой энергии в сетях на управляющую организацию

У сильного всегда бессильный виноват:
Тому в истории мы тьму примеров слышим
Но мы истории не пишем,
А вот о том, как в баснях говорят…

И.В. Крылов

Наверное, все управляющие организации, будь то ТСЖ, ТСН или управляющая компания, неоднократно сталкивались с таким понятием как сверхнормативные потери энергии в сетях. В основном, это касается потерь электрической или тепловой энергии в сетях, ведущих к многоквартирному дому.

Если попробовать найти понятие «потери сетей электроэнергии или тепловой энергии» в Интернете, то мы увидим огромное количество статьей на эту тему, в большинстве своем это будет информация на сайтах ресурсоснабжающих организаций (РСО), которые указывают в этих статьях, что потери электро- и тепло- энергии в сетях часто составляют более 20% от общего количества поставленной энергии.

Никто не собирается спорить, что это не есть хорошо и обязательно нужно предпринимать меры к уменьшению потерь и решать эту проблему. Но, как обычно, РСО-энергетики одним из способов уменьшения своих убытков в виде сверхнормативных потерь энергии в своих сетях выбрали потребителей, а именно в сфере ЖКХ – это управляющие организации многоквартирных домов (МКД). И этому немало способствовало то, обстоятельство, что действующее законодательство содержало много пробелов, которые были устранены буквально в последние несколько лет.

Например, это следует из пункта 52 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных Постановлением Правительства РФ № 861 от 27.12.2004 года (далее по тексту – Правила 861): «Потребители услуг, за исключением производителей электрической энергии, обязаны оплачивать в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери, возникающие при передаче электрической энергии по сети сетевой организацией, с которой соответствующими лицами заключен договор». В указанном пункте также установлено, что потребители услуг оплачивают потери электрической энергии сверх норматива в случае, если будет доказано, что потери возникли по вине этих потребителей услуг.Но на деле вина потребителя услуг никого (читай – РСО) не интересует. Этот абзац в пункте 52 просто не принимается во внимание при заключении договоров.

В законе «О теплоснабжении» № 190-ФЗ от 27.07.2010 г. (далее по тексту – Закон о теплоснабжении) имеется аналогичная норма: пункт 5 статьи 13: «Теплосетевые организации или теплоснабжающие организации компенсируют потери в тепловых сетях путем производства тепловой энергии, теплоносителя источниками тепловой энергии, принадлежащими им на праве собственности или ином законном основании, либо заключают договоры поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя с другими теплоснабжающими организациями и оплачивают их по регулируемым ценам (тарифам) или по ценам, определяемым соглашением сторон договора, в случаях, предусмотренных настоящим Федеральным законом, в порядке, установленном статьей 15 настоящего Федерального закона, с учетом особенностей, установленных для ценовых зон теплоснабжения статьей 23.8 настоящего Федерального закона».

При подписании договора теплоснабжения или электроснабжения одним из документов, которые требует подписать любая ресурсоснабжающая организация, – это акт разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сетей (далее по тексту – акт разграничения).  Часто без подписания этих актов РСО просто не заключает договор с управляющей организацией МКД, объясняя это тем, что данный документ является обязательным при заключении договора. Что, кстати, не соответствует закону, так как установление границы балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сетей не является существенным условием договора и без их установления в акте разграничения границы будут установлены в соответствии с нормами закона, а именно на основании пункта 8 Правил содержания общего имущества, утвержденных Постановлением Правительства РФ № 491 от 13.08.2006 г. (далее по тексту Правила 491): внешней границей сетей электро-, теплосетей,  входящих в состав общего имущества, если иное не установлено законодательством Российской Федерации, является внешняя граница стены многоквартирного дома, а границей эксплуатационной ответственности при наличии коллективного (общедомового) прибора учета соответствующего коммунального ресурса, если иное не установлено соглашением собственников помещений с исполнителем коммунальных услуг или ресурсоснабжающей организацией, является место соединения коллективного (общедомового) прибора учета с соответствующей инженерной сетью, входящей в многоквартирный дом.

Когда происходит смена способа управления МКД или управляющей организации – в этом случае заключать договор в РСО и урегулировать разногласия можно долго и упорно, спорить, обмениваться протоколами разногласий, протоколами согласования разногласий, вести переписку, судиться, в конце концов. Это чревато в дальнейшем только недовольством собственников помещений МКД большими суммами в квитанциях в дальнейшем для собственников помещений, да и то, в основном, новостроек, так как в большинстве своем во многих регионах давно отопление, ГВС и электроэнергию жители оплачивают напрямую в РСО (прямые расчеты за коммунальные услуги).

Главное, выполнить свои обязательства, возложенные на управляющую организацию в силу закона: направить заявление о заключении договора в РСО и предоставить необходимые документы и информацию, чтобы не привлекли к ответственности за отсутствие договора с РСО. МКД уже все равно подключен к сетям энергоснабжения и теплоснабжения и отключить собственников МКД от сетей РСО не имеет права, да и делать этого не будет, так как за такие действия вполне реально и под уголовную ответственность попасть руководителю, который даст такую команду.

Как показала практика, таких опрометчивых поступков должностные лица РСО почти не совершают. Хотя имелся в моей практике один такой случай, когда после проведенного конкурса управляющая организация в течение трех месяцев писала письма в РСО о включении дома в договор энергоснабжения, а в результате дом просто был отключен от коммунального ресурса. Правда, ситуация мигом разрешилась, практически в течение нескольких часов, когда жители атаковали все имеющиеся надзорные органы и администрацию города, средства массовой информации звонками. На срочном совещании с участием представителя администрации города, РСО, застройщиком и управляющей организации была попытка свалить вину на управляющую организацию, которая якобы не заключила договор с РСО. Однако вина ее была опровергнута кучей писем в адрес РСО о заключении договора и направлении документов, которые незамедлительно были предъявлены с отметками о поступлении в РСО. В заключение виновным назначили Застройщика, который в силу своей неопытности и экономии своего бюджета не имел в своем штате квалифицированного юриста, и не расторг договор с РСО по окончании строительства. А в РСО даже и «не знали, что отключают многоквартирный дом», у них он был учтен как строительная площадка и долги по коммерческой цене начислялись Застройщику. Опустим еще тот момент, что и сами собственники все время с момента заселения неоднократно посещали РСО с вопросом: почему же им счета не приходят за коммунальную услугу?

Ну, это все лирика, вернемся к нашим баранам, то бишь, к сверхнормативным потерям в сетях.

Сложнее приходится в случае, если МКД является новостройкой. Так как договариваясь с Застройщиком о заключении договора управления после ввода дома в эксплуатацию, многим управляющим организациям приходится подписывать пресловутые акты разграничения на неудобных условиях и в нереальных границах. Иначе попросту Застройщик заключит договор управления с более сговорчивой компанией. Вот отсюда и берутся в большинстве своем «незаконные» границы эксплуатационной ответственности сетей. Сами подписали – сами и платите сверхнормативные потери теперь долгие годы.

Многие руководители управляющих организаций предпочитают не связываться с РСО и «не портить отношения», ввязываясь в судебные разборки по поводу незаконных начислений сверхнормативных потерь в сетях тепло- и электроснабжения, опасаясь, например, не пройти подготовку сетей жилых домов к зиме и не подписать акты готовности сетей жилого фонда к эксплуатации в зимних условиях, и предпочитают договариваться с РСО.  Иногда имеет место и воздействие административного ресурса, так развитого в нашей стране «телефонного права», когда руководителям «грозят пальчиком» за неповиновение.

А во многих регионах проходит новогодняя акция: РСО списывают сверхнормативные начисления потерь в сетях, благосклонно «дарят подарки управляющим организациям». И волки целы, и овцы сыты, как говорится, зато нет судебных процессов и, соответственно, судебной практики.Благодаря такой пассивной позиции большинства (особенно частенько этим славятся руководители старой, так называемой «советской закалки») судебная практика до недавнего времени была не особо многочисленной по данному вопросу.

Но все-таки, благодаря смелым и продвинутым (а это не только молодые руководители, но и многоопытные и длительно работающие в ЖКХ), а главное, предпочитающих досконально изучать нормативно-правовую базу и идущим в своих действиях до конца руководителям, не желающим вешать на свою управляющую организацию незаконные начисления сверхнормативных потерь в сетях возникла и увеличилась судебная практика, которая позволила скинуть с управляющих организаций дополнительных начисления за непоставленные и неиспользованные коммунальные ресурсы, которые в большинстве своем начисляются расчетным способом и составляют кругленькую сумму в выставленных счетах от РСО.

В последнюю пару-тройку лет возникло несколько судебных решений высших судов РФ, признающих произвольное установление границ балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности незаконным, а также возложение бремени содержания дополнительных (бесхозяйных) сетей (и сверхнормативных потерь в этих сетях), не включенных в состав общего имущества МКД.

Одним из первых решений, которое почему-то редко использовалось и мало где применялось и где имелись выводы касательно сверхнормативных потерь в сетях, было Решение ВАС РФ от 28.10.2013 № ВАС-10864/13 «О признании пункта 55. 1 Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утв. Приказом Федеральной службы по тарифам от 06.08.2004 № 20-э/2, не соответствующим нормативным правовым актам, имеющим большую юридическую силу».

Это решение касалось вопроса потерь электроэнергии в бесхозяйных сетях, которые часто РСО пытаются включить и включают в границы ответственности управляющих организаций. ВАС РФ указанные нормы признаны незаконными и сделаны следующие выводы: «Нормативные потери в электросетях являются неизбежными издержками процесса передачи электроэнергии, в силу чего они оплачиваются конечными потребителями этих услуг сетевым организациям в тарифе на услуги по передаче электроэнергии.

Согласно пункту 3 Правил № 861 недискриминационный доступ к услугам по передаче электрической энергии предусматривает обеспечение равных условий предоставления указанных услуг их потребителям независимо от организационно-правовой формы и правовых отношений с лицом, оказывающим эти услуги.

Из пункта 81 Основ ценообразования следует, что для конечных потребителей устанавливаются единые котловые тарифы на услуги по передаче электроэнергии. При этом не предусматривается какой-либо дифференциации тарифов в зависимости от протяженности сетей до конкретного потребителя или лица, к территориальным сетям которого подключен потребитель. Расходы на оплату нормативных технологических потерь учитываются в тарифах на услуги по передаче электроэнергии и тем самым распределяются равномерно между всеми потребителями электроэнергии.

В свою очередь сетевые организации оплачивают поставщикам электроэнергии фактические потери в электросетях, в которые включаются и нормативные. В то же время величина сверхнормативных потерь зависит от хозяйственной деятельности самих сетевых организаций и иных владельцев электросетей.

Соблюдением указанных правил достигается баланс экономических интересов поставщиков электроэнергии, сетевых организаций и потребителей (пункт 1 статьи Закона об электроэнергетике). Ни Законом об электроэнергетике, ни постановлениями Правительства Российской Федерации потребитель электроэнергии не обязан оплачивать потери бесхозяйных сетях. К тому же потребитель (в отличие от профессиональных сетевых организаций и иных владельцев сетей) лишен возможности эффективно контролировать объекты электросетевого хозяйства и влиять на величину фактических потерь, тем более, если к бесхозяйной сети присоединены несколько потребителей. По существу, пунктом 55.1 Методических указаний неправомерно установлена правовая норма, в соответствии с которой одно лицо, преследуя свой экономический интерес, эксплуатирует электросеть и получает от этого выгоду, в то время как издержки по эксплуатации этой же сети несет другое лицо.

Применение пункта 55.1 Методических указаний означает, что потребители, энергопринимающие устройства которых опосредованно присоединены через бесхозяйные сети, оплачивают нормативные потери электроэнергии в составе котлового тарифа наравне с прочими потребителями, а кроме того дополнительно оплачивают потери в бесхозяйных сетях. Тем самым стоимость услуг по передаче электроэнергии для этих потребителей увеличивается и они ставятся в дискриминационное положение по отношению к остальным.

Возложение на потребителей электроэнергии обязанности по оплате сверхнормативных потерь, возникших в бесхозяйных сетях (что не исключается пунктом 55.1 Методических указаний), влечет для последних дополнительное бремя по оплате электроэнергии, которую они не получают. Такое правовое регулирование противоречит как нормам законодательства об электроэнергетике (пункты 28, 28 Основных положений), так и нормам гражданского законодательства (пункт 1 статьи 539, пункт 1 статьи 544 Гражданского кодекса Российской Федерации), обязывающим абонента (потребителя, покупателя) оплатить принятое им количество энергии.

В связи с этим суд считает, что пункт 55.1 Методических указаний нарушает права конечных потребителей и противоречит указанным нормам Закона об электроэнергетике (в том числе принципу недискриминационных условий для осуществления предпринимательской деятельности в сфере электроэнергетики), Правилам № 861 и Основным положениям.

Утверждение ФСТ России о том, что оспариваемая норма должна применяться в случае, когда стоимость услуг по передаче электроэнергии по бесхозяйным сетям не была включена в тариф, несостоятельно. Инициатором установления цены (тарифа) является лицо, осуществляющее регулируемую деятельность, которое должно подтвердить как факт осуществления этой деятельности, так и размер затрат, необходимых для ее осуществления. При этом допускается владение объектами, используемыми для осуществления регулируемой деятельности, не только на праве собственности, но и на иных законных основаниях (пункт 12, подпункты 8, 13 пункта 17 Правил государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов)в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178). В силу своей профессиональной деятельности именно сетевые организации владеют информацией о наличии бесхозяйных сетей, имеют организационные и технические возможности для их выявления, определения технических характеристик и размера затрат на их содержание.

Таким образом, сетевые организации не лишены возможности обратиться в орган государственного регулирования цен для реализации права, предоставленного пунктом 4 статьи 28 Закона об электроэнергетике. Бездействие сетевой организации не должно являться основанием для возложения обязанности по оплате потерь на потребителя электроэнергии. К тому же сетевые организации и, как следствие, органы государственного регулирования цен могут произвольно выбирать бесхозяйные сети, включая в тариф расходы на эксплуатацию одних бесхозяйных электросетей, и невключая другие, что в сочетании с пунктом 55.1 Методических указаний ведет к дискриминации потребителей услуг.

Доводы ФСТ России о том, что судьба бесхозяйных сетей изначально должна определяться в порядке, предусмотренном статьей 225 Гражданского кодекса Российской Федерации, отклоняются, поскольку этот аргумент не подтверждает правомерность возложения обязанности по оплате потерь на потребителей электроэнергии. К тому же даже при соблюдении этого порядка законные основания для понуждения сетевых организаций принимать бесхозяйные сети в эксплуатацию отсутствуют.

Сетевые организации обязаны передать электроэнергию до конечного потребителя, следовательно, имеют экономический интерес в пользовании бесхозяйными сетями и в определении их судьбы (в том числе посредством инициативного обращения в органы местного самоуправления при наличии такой необходимости). Законодательство не только не запрещает использование кем-либо бесхозяйного имущества, но и гарантирует впоследствии приобретение права собственности на это имущество (статья 234 Гражданского кодекса Российской Федерации). Кроме того, неопределенность с собственником объектов электросетевого хозяйства сама по себе не может являться основанием для признания его бесхозяйным.

Ссылка ФСТ России на законы, регулирующие вопросы энергоснабжения иными ресурсами, не является аргументом, подтверждающим законность оспариваемой правовой нормы. Ни нормы Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ “О теплоснабжении” (пункт 4 статьи 8, пункт 5 статьи 13, пункты 4, 11 статьи 15), ни нормы Федерального закона от 07.12.2011 № 416-ФЗ “О водоснабжении иводоотведении” (пункты 5, 6 статьи 8, пункт 6 статьи 12) не обязывают потребителя энергоресурсов оплачивать потери в бесхозяйных сетях.

Из пункта 15 статьи 161 Жилищного кодекса следует, что по общему правилу организация, осуществляющая поставки коммунальных ресурсов, необходимых для предоставления коммунальных услуг, отвечает за поставки указанных ресурсов надлежащего качества до границ общего имущества в многоквартирном доме играниц внешних сетей инженерно-технического обеспечения данного дома.

В соответствии с пунктом 1 статьи 157 Жилищного кодекса размер платы закоммунальные услуги рассчитывается исходя из объема потребляемых коммунальных услуг, определяемого по показаниям приборов учета, а при их отсутствии исходя из утверждаемых в установленном порядке нормативов потребления коммунальных услуг.

Право отношения по определению объема коммунальных услуг, подлежащего оплате в жилых домах, также регулируются Правилами, обязательными при заключении управляющей организацией или товариществом собственников жилья либо жилищным кооперативом или иным специализированным потребительским кооперативом договоров с ресурсоснабжающими организациями, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 14.02.2012 № 124 (пункты18 “а” и 21), Правилами предоставления коммунальных услуг собственникам ипользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 06.05.2011 № 354 (пункты13 и 80).

Системное толкование указанных правовых норм позволяет сделать вывод о том,что исполнители и потребители коммунальных услуг по электроснабжению необязаны оплачивать потери электроэнергии в бесхозяйных сетях. Таким образом, оспариваемый пункт Методических указаний противоречит нормам жилищного законодательства».

Определение Верховного Суда РФ от 21.12.2015 по делу № 305-ЭС15-11564, А41-22117/2014:

«При исследовании акта разграничения балансовой принадлежности судам следовало установить, имеются ли основания для перенесения границы балансовой принадлежности по сетям теплоснабжения от внешней границы стены многоквартирного дома к месту установки соответствующего прибора учета, в том числе имелось ли предусмотренное подпунктом “а” пункта 1 Правил № 491 волеизъявление управомоченных собственников помещений в МКД на определение состава общего имущества МКД, и может ли спорный участок тепловых сетей быть отнесен к иным объектам, предназначенным для обслуживания одного МКД в соответствии с подпунктом “ж” пункта 2 Правил № 491. При неустановлении указанных обстоятельств законные основания для возложения на ответчика бремени оплаты стоимости тепловых потерь в спорном участке тепловых сетей отсутствуют».

Определение Верховного Суда РФ от 26.12.2016 № 308-ЭС16-7314 по делу № А53-8395/2015:

«Ни управляющая компания, ни ресурсоснабжающая организация не вправе по собственному усмотрению устанавливать состав общедомового имущества. Вынесение точки поставки за пределы внешней стены без волеизъявления собственников означает незаконное возложение бремени содержания имущества на лиц, которым это имущество не принадлежит, а также обязанности оплатить потери тепловой энергии в этих сетях».

   «…При исследовании актов разграничения балансовой принадлежности (с учетом заявленных обществом возражений) судам следовало установить, имеются ли предусмотренные законодательством Российской Федерации основания для установления границы балансовой принадлежности по сетям теплоснабжения за пределами внешней границы стены многоквартирного дома, 6 в том числе имелось ли предусмотренное подпунктом “а” пункта 1 Правил № 491 волеизъявление управомоченных собственников помещений в многоквартирном доме на определение состава общего имущества многоквартирного дома, и может ли спорный участок тепловых сетей быть отнесен к иным объектам, предназначенным для обслуживания одного многоквартирного дома в соответствии с подпунктом “ж” пункта 2 Правил № 491. Без установления обстоятельств, связанных с нахождением теплопровода в составе общедомового имущества собственников помещений в многоквартирном доме, законных оснований для возложения на ответчика бремени оплаты стоимости тепловых потерь в спорном участке тепловых сетей не имеется».

Как говорится в небезызвестной басне уважаемого Ивана Крылова «Волк и ягнёнок», мораль которой приведена в начале моей статьи: «У сильного всегда бессильный виноват». Именно этой пословицы всегда в нашей стране придерживаются РСО в своей работе. К сожалению, обратных примеров я не видела… Вполне возможно, мне просто не повезло в этом… Но я рада, что в большинстве своем, здравый смысл в судебной правоприменительной практике начинает преобладать, а внутреннее убеждение судей все чаще и чаще становится на сторону интересов закона, а не только некоторых сторон процесса.

Хотя многое, конечно зависит и от квалификации сторон процесса. Недоработка одной стороны часто запросто становится победой противоположной стороны. Ведь написанные законы нужно и применять правильно, и искать все пути и все зацепки в деле, позволяющие выиграть спор. Пусть это в редких случаях невозможно, но чаще всего – вполне реально.

Долги за коммунальные услуги – довольная острая проблема в России.  Является ли наличие задолженности за коммунальные услуги нарушением лицензионных требований?  Ответ на этот вопрос можно прочитать здесь.

С уважением, Ильмира Носик

Обсудить статью и задать вопросы можно здесь. 

Потери на линиях распределения и передачи

Потери при передаче и распределении (T&D) – это суммы, которые не оплачиваются пользователями.

Потери T&D = (Потребляемая энергия в фидер (кВтч) – Энергия, выставленная потребителю (кВтч)) / Потребляемая энергия, кВтч x100.

Распределительный сектор считается самым слабым звеном во всем энергетическом секторе. Потери при передаче составляют примерно 17%, а потери при распределении составляют примерно 50%. Есть два типа потерь при передаче и распределении:

1.Технические потери
2. Нетехнические потери (коммерческие убытки)

Технические потери

Технические потери связаны с рассеиванием энергии в проводниках, оборудовании, используемом в линии передачи, трансформаторе, линии передачи и распределительной линии и магнитные потери в трансформаторах. Технические потери обычно составляют 22,5% и напрямую зависят от характеристик сети и режима работы. Основная часть потерь в энергосистеме приходится на первичные и вторичные распределительные линии.Линии передачи и субпередачи составляют лишь около 30% от общих потерь. Следовательно, первичные и вторичные распределительные системы должны быть должным образом спланированы, чтобы обеспечить соблюдение установленных лимитов. Неожиданное увеличение нагрузки отразилось в увеличении технических потерь выше нормального уровня. Потери связаны с распределением электроэнергии и не могут быть устранены.

Есть два типа технических потерь.

а. Постоянные / фиксированные технические убытки

Постоянные убытки не меняются в зависимости от тока.Эти потери проявляются в виде тепла и шума, пока трансформатор находится под напряжением. От 1/4 до 1/3 технических потерь в распределительных сетях – это фиксированные потери. На фиксированные потери в сети можно влиять следующими способами:

• Потери на короне
• Потери тока утечки
• Диэлектрические потери
• Потери холостого хода
• Потери, вызванные постоянной нагрузкой на измерительные элементы
• Потери, вызванные постоянная нагрузка элементов управления

(b) Переменные технические потери

Переменные потери зависят от количества распределяемой электроэнергии и, точнее, пропорциональны квадрату тока.Следовательно, увеличение тока на 1% приводит к увеличению потерь более чем на 1%. От 2/3 до 3/4 технических (или физических) потерь в распределительных сетях являются переменными потерями. При увеличении площади поперечного сечения линий и кабелей для данной нагрузки потери будут падать. Это приводит к прямому компромиссу между стоимостью потерь и стоимостью капитальных затрат. Было высказано предположение, что оптимальный средний коэффициент использования распределительной сети, учитывающий стоимость потерь при ее проектировании, может составлять всего 30%.

• потери джоулей в линиях на каждом уровне напряжения
• потери импеданса
• потери, вызванные сопротивлением контактов.

Основные причины технических потерь

Длинные распределительные линии

• На практике линии 11 кВ и 415 В в сельской местности протягиваются на большие расстояния для питания нагрузок, разбросанных по большим территориям. Таким образом, первичные и вторичные распределительные линии в сельской местности в основном проложены радиально, как правило, на большие расстояния.Это приводит к высокому сопротивлению линии и, следовательно, к высоким потерям I2R в линии.
• Случайный рост субпередач и распределительных систем в новые области.
• Крупномасштабная электрификация сельской местности через длинные линии 11 кВ и линии LT.

Несоответствующий размер проводов распределительных линий

Размер проводов следует выбирать на основе мощности стандартного проводника в кВА x км для требуемого регулирования напряжения, но сельские нагрузки обычно рассредоточены и обычно питаются по радиальным фидерам.Размер проводника этих фидеров должен быть подходящим.

Установка распределительных трансформаторов вдали от центров нагрузки

Распределительные трансформаторы не расположены в центре нагрузки вторичной распределительной системы. В большинстве случаев распределительные трансформаторы расположены не по центру по отношению к потребителям. Следовательно, самые дальние потребители получают крайне низкое напряжение, даже если во вторичной обмотке трансформатора поддерживается хороший уровень напряжения. Это снова приводит к более высоким потерям в линии.Причина увеличения потерь в линии из-за падения напряжения на стороне потребителей. Следовательно, чтобы уменьшить падение напряжения в линии до самых дальних потребителей, распределительный трансформатор должен быть расположен в центре нагрузки, чтобы удерживать падение напряжения в допустимых пределах.

Низкий коэффициент мощности первичной и вторичной распределительной системы

В большинстве распределительных цепей LT обычно коэффициент мощности находится в диапазоне от 0,65 до 0,75. Низкий коэффициент мощности способствует высоким потерям при распределении.Для данной нагрузки, если коэффициент мощности низкий, потребляемый большой ток и потери, пропорциональные квадрату тока, будут больше. Таким образом, потери в линии из-за плохого коэффициента мощности могут быть уменьшены за счет улучшения коэффициента мощности. Это можно сделать, применив шунтирующие конденсаторы. Шунтирующие конденсаторы могут быть подключены либо во вторичной обмотке (сторона 11 кВ) силовых трансформаторов 33/11 кВ, либо в различных точках распределительной линии. Оптимальная мощность конденсаторных батарей для системы распределения составляет 2/3 от средней потребности в кВАр этой системы распределения.Точка обзора находится на 2/3 длины главного распределителя от трансформатора. Более подходящим способом улучшения этого коэффициента мощности распределительной системы и тем самым уменьшения потерь в линии является подключение конденсаторов к клеммам потребителей, имеющих индуктивную нагрузку. При подключении конденсаторов к отдельным нагрузкам потери в линии снижаются с 4 до 9% в зависимости от степени улучшения коэффициента мощности.

Плохое качество изготовления

Плохое качество изготовления играет важную роль в увеличении потерь при распределении.Суставы – источник потери мощности. Поэтому количество стыков должно быть минимальным. Для обеспечения надежных соединений следует использовать правильные методы соединения. Соединения с втулкой-штоком трансформатора, плавким предохранителем, изолятором, переключателем низкого напряжения и т. Д. Должны периодически проверяться и поддерживаться надлежащее давление во избежание искрения и нагрева контактов. Замена вышедших из строя проводов и услуг также должна производиться своевременно, чтобы избежать любой причины утечки и потери питания.

Фазовый ток фидера и балансировка нагрузки

Одним из самых простых способов снижения потерь в распределительной системе является балансировка тока в трехфазных цепях.Балансировка фаз фидера также имеет тенденцию балансировать падение напряжения между фазами, уменьшая разбаланс напряжения трехфазным потребителям. Величина силы тока на подстанции не гарантирует, что нагрузка сбалансирована по всей длине фидера. Дисбаланс фазы подачи может меняться в течение дня и в зависимости от сезона. Фидеры обычно считаются «сбалансированными», когда значения фазного тока находятся в пределах 10. Точно так же балансировка нагрузки между распределительными фидерами также снижает потери при аналогичном сопротивлении проводника.Это может потребовать установки дополнительных переключателей между фидерами, чтобы обеспечить соответствующее переключение нагрузки.

Влияние коэффициента нагрузки на потери

Потребляемая мощность изменяется в течение дня и в зависимости от сезона. Бытовые потребители обычно потребляют наибольшее количество электроэнергии в вечерние часы. Пиковая нагрузка на коммерческие клиенты обычно приходится на ранний полдень. Поскольку текущий уровень (следовательно, нагрузка) является основным фактором потерь мощности в распределительной сети, поддержание более высокого уровня энергопотребления в течение дня снизит пиковые потери мощности и общие потери энергии.Изменение нагрузки называется коэффициентом нагрузки, и он варьируется от 0 до 1.

Коэффициент нагрузки = Средняя нагрузка за указанный период времени / пиковая нагрузка за этот период времени.

Например, за 30 дней месяца (720 часов) пиковая нагрузка фидера составляет 10 МВт. Если фидером была подана общая энергия 5000 МВтч, коэффициент нагрузки для этого месяца будет (5000 МВтч) / (10 МВт x 720) = 0,69.

Меньшие потери мощности и энергии снижаются за счет увеличения коэффициента нагрузки, который выравнивает колебания нагрузки фидера по фидеру.Коэффициент загрузки был увеличен за счет предложения клиентам тарифов «время использования». Компании используют власть ценообразования, чтобы побудить потребителей переключить энергоемкие виды деятельности в непиковые периоды (например, электрическая вода и отопление помещений, кондиционирование воздуха, орошение и откачка фильтров в бассейне).

Имея финансовые стимулы, некоторые потребители электроэнергии также позволяют коммунальным предприятиям отключать большие электрические нагрузки удаленно через радиочастоту или линию электропередачи в периоды пиковой нагрузки.Коммунальные предприятия могут попытаться спроектировать более высокие коэффициенты нагрузки, пропустив одни и те же фидеры через жилые и коммерческие районы

Расчет и выбор трансформатора

Распределительные трансформаторы используют обмотки из медных проводников для индукции магнитного поля в сердечнике из кремнистой стали с ориентированной зеренной структурой . Следовательно, трансформаторы имеют как потери нагрузки, так и потери в сердечнике без нагрузки. Потери в меди трансформатора меняются в зависимости от нагрузки на основании уравнения резистивных потерь мощности (Ploss = I2R).Для некоторых коммунальных предприятий экономичная загрузка трансформатора означает загрузку распределительных трансформаторов на полную или немного превышающую мощность на короткое время, чтобы минимизировать капитальные затраты и при этом сохранить длительный срок службы трансформатора. Однако, поскольку пиковая генерация обычно является наиболее дорогостоящей, при исследованиях общей стоимости владения (TCO) следует учитывать стоимость пиковых потерь в трансформаторе. Увеличение мощности распределительного трансформатора во время пика на один размер часто приводит к снижению общей пиковой мощности, особенно если он перегружен.Потери возбуждения холостого хода трансформатора (потери в железе) возникают из-за изменения магнитного поля в сердечнике трансформатора всякий раз, когда он находится под напряжением. Потери в сердечнике незначительно зависят от напряжения, но по существу считаются постоянными. Фиксированные потери в железе зависят от конструкции сердечника трансформатора и молекулярной структуры листовой стали. Усовершенствованное производство стальных сердечников и введение аморфных металлов (таких как металлическое стекло) снизили потери в сердечнике.

Балансировка трехфазных нагрузок

Периодическая балансировка трехфазных нагрузок в сети может значительно снизить потери.Это может быть сделано относительно легко в воздушных сетях и, следовательно, дает значительные возможности для экономически эффективного снижения потерь при наличии соответствующих стимулов.

Отключение трансформаторов

Одним из способов уменьшения фиксированных потерь является отключение трансформаторов в периоды низкой нагрузки. Если на подстанции в периоды пиковой нагрузки требуются два трансформатора определенного размера, в периоды низкой нагрузки может потребоваться только один, так что другой трансформатор может быть отключен для снижения фиксированных потерь.

Это приведет к некоторому компенсирующему увеличению переменных потерь и может повлиять на надежность и качество электроснабжения, а также на рабочее состояние самого трансформатора. Однако эти компромиссы не будут изучаться и оптимизироваться, если не будет принята во внимание стоимость потерь.

Другие причины технических потерь

• Неравномерное распределение нагрузки между тремя фазами в системе НН, вызывающее высокие токи нейтрали.
• Утечка и потеря мощности
• Перегрузка линий.
• Ненормальные условия эксплуатации силовых и распределительных трансформаторов.
• Низкое напряжение на клеммах потребителей, вызывающее повышенное потребление тока индуктивными нагрузками.
• Низкое качество оборудования, используемого в сельскохозяйственных насосах в сельской местности, более холодных кондиционерах и промышленных нагрузках в городских районах.

Нетехнические / коммерческие потери

Нетехнические потери составляют 16,6% и связаны с показаниями счетчиков, неисправными счетчиками и ошибками в показаниях счетчиков, выставлением счетов потребителю энергии, отсутствием администрирования, финансовыми ограничениями и оценкой безлимитная подача энергии, а также кражи энергии.

Основные причины нетехнических потерь

Кража энергии

Кража энергии – это энергия, доставляемая потребителям, которая не измеряется счетчиком энергии для потребителя. Заказчик закаляет счетчик механическими рывками, размещением мощных магнитов или нарушением вращения диска посторонними предметами, останавливая счетчики дистанционным управлением.

Неточности измерения

Потери из-за неточностей измерения определяются как разница между количеством энергии, фактически переданной через счетчики, и количеством, зарегистрированным счетчиками.Все счетчики энергии имеют определенный уровень погрешности, который требует установления стандартов. Компания Measurement Canada, ранее называвшаяся Industry Canada, отвечает за регулирование точности счетчиков электроэнергии. Законодательные требования5 заключаются в том, что счетчики должны иметь диапазон точности от + 2,5% до – 3,5%. Счетчики старых технологий обычно начинали свою жизнь с незначительными ошибками, но по мере старения их механизмов они замедлялись, что приводило к заниженной записи. Таким образом, современные электронные счетчики не занижают учетные данные с возрастом. Следовательно, с появлением электронных счетчиков должно было происходить постепенное сокращение ошибок счетчиков.Увеличение скорости замены механических счетчиков должно ускорить этот процесс.

Неизмеренные потери для очень небольшой нагрузки

Неизмеренные потери – это ситуации, когда потребление энергии оценивается, а не измеряется с помощью счетчика энергии. Это случается, когда нагрузки очень малы и установка счетчиков энергии экономически нецелесообразна. Примеры этого – уличные фонари и усилители кабельного телевидения.

Неизмеренная поставка

Неизмеренная поставка сельскохозяйственных насосов является одной из основных причин коммерческих потерь.В большинстве штатов сельскохозяйственный тариф основан на единице мощности двигателей (л.с.). Такие силовые нагрузки допускаются при декларировании малых нагрузок. После разъединения подключений потребители увеличивают подключенные нагрузки без получения необходимых разрешений на увеличение нагрузки от электросети. Кроме того, оценка энергии, потребляемой в безучетной поставке, имеет большое значение для оценки потерь T&D из-за присущих ошибок в оценке. Большинство коммунальных предприятий намеренно переоценивают неограниченное сельскохозяйственное потребление, чтобы получить более высокие субсидии от правительства штата, а также спрогнозировать сокращение потерь.Другими словами, чем выше оценки неизмеренного потребления, тем меньше потери T&D и наоборот. Более того, правильная оценка неизмеренного потребления в сельскохозяйственном секторе в значительной степени зависит от структуры посевов, уровня грунтовых вод, сезонных колебаний, часов работы и т. Д. измерить электрическую энергию. Неисправный измеритель энергии следует немедленно заменить.Причины неисправного счетчика – сгорание счетчиков, перегоревшая клеммная коробка счетчика из-за большой нагрузки, неправильное соотношение КТ и сокращение записи, Неправильная проверка и калибровка счетчиков.

Проблемы с выставлением счетов

• Неправильное и несвоевременное обслуживание счета должно быть основной частью нетехнических потерь.
• Обычные жалобы относительно выставления счетов – это неполучение счета, несвоевременное получение счета, получение неправильного счета, неправильные показания счетчика, неправильный тариф, неправильные вычисления.

Снижение технических потерь

Преобразование линии низкого напряжения в линию высокого напряжения

Многие распределительные узлы низкого напряжения (430 В) в городе окружены фидерами более высокого напряжения.При этом более низком напряжении больше тока в проводнике протекает при той же передаваемой мощности, что приводит к более высоким потерям I2R. Преобразование старых фидеров НН (430 В) на более высокое напряжение требует больших вложений и часто не оправдано с экономической точки зрения, но если части первичных фидеров НН (430 В) находятся в относительно хорошем состоянии, необходимо установить несколько понижающих силовых трансформаторов на периферии 430. вольта уменьшит потери в меди за счет подачи тока нагрузки в большее количество точек (т. е. уменьшая общий ток проводника и расстояние, проходимое током для обслуживания нагрузки).

Крупный коммерческий / промышленный потребитель получает прямую линию от фидера

Спроектируйте систему распределительной сети таким образом, чтобы, если это возможно, крупный потребитель получал прямую линию электропередачи от фидера.

Внедрение службы распределения высокого напряжения (HVDS) для сельскохозяйственных клиентов

Прямое обслуживание высокого напряжения (HVDS), линия 11 кВ, непосредственно переданная группе из 2–3 сельскохозяйственных клиентов для сельскохозяйственного насосного агрегата и использованного небольшого распределительного трансформатора (15 кВА) для данных 2–3 потребителей через самые маленькие (почти несущественные) линии распределения LT.В HVDS меньше потерь при распределении из-за минимальной длины распределительной линии, высокого качества электропитания без падения напряжения, меньшего выгорания двигателя из-за меньших колебаний напряжения и хорошего качества мощности, чтобы избежать перегрузки трансформатора.

Adopting Arial Bundle Conductor (ABC)

Там, где нельзя полностью избежать LT-линий, используйте Arial Bundle Conductor, чтобы свести к минимуму неисправности в линиях и избежать прямого кражи из линии (взлома линии).

Уменьшить количество трансформаторов

• Уменьшить количество шагов преобразования.
• На трансформаторы приходится почти половина сетевых потерь.
• Высокоэффективные распределительные трансформаторы могут значительно снизить потери в распределительных сетях.

Использовать питатель на его средней мощности

Из-за перегрузки распределительного фидера потери при распределении увеличиваются. Чем выше нагрузка на линию электропередачи, тем выше ее переменные потери. Было высказано предположение, что оптимальная средняя степень использования кабелей распределительной сети должна составлять всего 30%, если принять во внимание стоимость потерь.

Замена старого проводника или кабелей

При использовании более высокой площади поперечного сечения проводника / кабелей потери будут ниже, но при этом будут высоки временные затраты. Таким образом, прогнозируя будущую нагрузку, необходимо поддерживать оптимальный баланс между инвестиционными затратами и потерями в сети.

Программа модернизации / модернизации фидера

• Реконструкция линии передачи и распределения согласно нагрузке.
• Выявление самых слабых мест в системе распределения и их усиление или улучшение.
• Уменьшение длины линий LT за счет перемещения распределительных подстанций или установки дополнительных новых распределительных трансформаторов.
• Установка распределительных трансформаторов меньшей мощности в помещениях каждого потребителя вместо формирования кластеров и замена распределительных трансформаторов на трансформаторы с меньшими потерями холостого хода, такие как трансформаторы с аморфным сердечником.
• Установка шунтирующих конденсаторов для повышения коэффициента мощности.
• Установка однофазных трансформаторов для питания бытовых и небытовых нагрузок в сельской местности.
• Поставка малогабаритных распределительных трансформаторов 25 кВА с распределительной коробкой на корпусе, с возможностью установки счетчиков, MCCB и конденсатора.
• Прокладка прямой изолированной линии обслуживания к каждому сельскохозяйственному потребителю от распределительных трансформаторов.
• Благодаря программе модернизации фидера потери T&D могут быть уменьшены с 60-70% до 15-20%.
Программа, ориентированная на промышленность / город
• Отделение сельских фидеров от промышленных
• Мгновенное освобождение новых промышленных или HT-соединений
• Выявление и замена медленных и медленных счетчиков счетчиками электронного типа.
• При использовании одного потребителя в промышленности и сельском хозяйстве необходимо ввести одну схему трансформатора со счетчиком.
• Замена старой коммуникационной линии на бронированный кабель.
• Благодаря программе модернизации фидера, потери T&D могут быть уменьшены с 60-70% до 15-20%.
Строгое следуйте программе профилактического обслуживания
• Требуется принять программу профилактического обслуживания линии для снижения потерь из-за неисправных деталей / деталей трубопроводов утечки.
• Требуется к колготкам соединений, проводов для уменьшения тока утечки.

Снижение нетехнических потерь

Составление карты / данных линии распределения

• Составление карты всей первичной и вторичной распределительной системы со всеми параметрами, такими как размер проводника, длина линии и т. Д.
• Сбор данных о существующих нагрузки, условия эксплуатации, прогноз ожидаемых нагрузок и т. д.
• Подготовка долгосрочных планов для поэтапного усиления и улучшения систем распределения вместе с системой передачи.

Внедрение схем энергоаудита

Все крупные предприятия и коммунальные предприятия должны обязательно проводить энергоаудит своей системы. Кроме того, коммунальные предприятия также должны предпринять действия с указанием временных рамок для начала исследований для реалистичной оценки общих потерь T&D в виде технических и нетехнических потерь для выявления областей с высокими потерями, чтобы инициировать восстановительные меры для их уменьшения.

Реалистичная оценка потери T&D полезности в значительной степени зависит от выбранного размера выборки, который, в свою очередь, влияет на желаемый уровень достоверности и допустимый предел вариации результатов.В связи с этим очень важно установить предел размера выборки для реалистичной быстрой оценки потерь.

Предотвращение кражи электроэнергии с помощью проверки кражи электроэнергии Приводы

• Кража электроэнергии – серьезная проблема, с которой сталкиваются все электроэнергетические компании. Правительство штата должно установить строгие правила в отношении кражи энергии. В Индийский Закон об электроэнергетике были внесены поправки, в соответствии с которыми кража энергии и ее подстрекательство квалифицируются как правонарушение с сдерживающим наказанием в виде тюремного заключения сроком до трех лет.Влияние кражи не ограничивается потерей дохода, оно также влияет на качество электроэнергии, что приводит к снижению напряжения и его провалам.
• Требуется для установки надлежащего уплотнения на клеммной коробке счетчика, на клемме CT / PT для предотвращения кражи мощности. Определите зону кражи мощности и необходимую для ускорения работы приводов проверки кражи мощности.
• Монтаж распределительных сетей среднего напряжения (MVD) в местах, подверженных кражам, с прямым подключением каждого потребителя к низковольтной клемме питающего трансформатора.
• Все существующие неизмеряемые службы должны быть немедленно остановлены.
Замена неисправного / неработающего счетчика энергии
• Для сокращения неизмеренной электроэнергии необходимо заменить неисправный или неработающий счетчик в распределительном агентстве.
• Требуется периодически проверять счетчик для проверки точности счетчика. Замена старых ошибочных электромеханических счетчиков на точный электростатический счетчик (Micro-прижимная база) для точного измерения потребления энергии.
• Использование коробок для счетчиков и их надлежащая пломбировка, чтобы гарантировать, что счетчики должным образом опломбированы и не могут быть взломаны.
Пункт приема платежей
• Увеличьте количество ячеек для оплаты счетов, увеличив количество пунктов приема платежей во всех зонах для сбора платежей.
• Система электронных платежей дает покупателю больше облегчения при оплате счетов, и снабженческое агентство будет получать платежи от клиента регулярно и быстро.
• Эффективно отключите соединение клиента-неплательщика, который не оплачивает счет, вместо того, чтобы дать ему возможность оплатить счет.

Уменьшить дебетовые площади Подразделения

• Взыскание старых долгов в отдельных случаях посредством юридических, коммуникационных и судебных действий.
• Обеспечение действий полиции при необходимости отключить соединение потребителя-неплательщика.
Эффект сторожевого пса для пользователей
• Пользователи должны знать, что агентство по распространению может контролировать потребление в удобное для него время. Это позволяет компании быстро обнаруживать любые отклонения от нормы потребления из-за взлома или обхода счетчика и позволяет компании принимать меры по исправлению положения.
• Результат – потребительская дисциплина. Было показано, что это чрезвычайно эффективно для всех категорий крупных и средних потребителей, которые в прошлом хищали электроэнергию.Они прекращают воровать, как только узнают, что у утилиты есть средства для его обнаружения и записи.
• Эти меры могут значительно увеличить доходы коммунальных предприятий с высокими нетехническими потерями.

Запрограммировано сокращение потерь

• Увеличение количества часов снабжения сельским хозяйством и бытовыми потребителями в сельской местности привело к более высокому уровню потерь.

---

Если вы хотите поделиться мыслями или отзывами, пожалуйста, оставьте комментарий ниже.

Western Power Distribution – Что вызывает убытки?

Необработанные значения потерь и нормы потерь должны рассчитываться за длительные периоды (не менее 3 лет), чтобы гарантировать стабильность и надежность, поскольку потери за данный год могут быть незначительными из-за изменчивости и неопределенности, таких как опасность сбора данных, климатические условия. Чтобы увидеть эффект от снижения потерь, WPD необходимо уметь определять базовый уровень текущих потерь.

Потери в распределительной сети можно в широком смысле определить как разницу между электроэнергией, поступающей в распределительную сеть, от базовой генерации или встроенных генераторов либо вышестоящих / того же уровня / нижестоящих сетей, и электрической энергией, выходящей из распределительной сети, для целей потребления и должным образом. учтены в процентах за определенный период.

Потери в распределительных сетях обычно делятся на три категории: –

• Технические потери;
• Нетехнические потери;
• Прочие факторы.

Технические потери

Технические потери делятся на две области: фиксированные и переменные: –

Фиксированные убытки

Общая сумма технических потерь состоит из фиксированного компонента (функции самой сети, независимо от нагрузки в сети) и переменной составляющей, зависящей от уровня нагрузки в сети.На переменные потери также могут влиять коэффициент мощности, дисбаланс сети и влияние гармоник.

Некоторая электрическая энергия рассеивается сетевыми компонентами и оборудованием, такими как трансформаторы или проводники, в результате подключения к сети и подачи напряжения. Даже если потребителям не поступает электричество, в системе возникают потери только из-за того, что она находится под напряжением. Эти потери принимают форму тепла и шума и называются «фиксированными потерями» или «потерями холостого хода», потому что они не зависят от того, сколько электроэнергии поставляет сеть.

Известно, что в трансформаторах существуют два типа потерь: –

• «Потери в стали» – это потери, возникающие из-за изменения магнитной полярности стали в сердечниках трансформатора в каждом цикле переменного тока. Это заставляет материал пульсировать (который издает гудящий шум) и нагреваться.
• «Потери в меди» – это потери, возникающие из-за циркуляции наведенных токов в проводящих частях, не являющихся медными обмотками, таких как железный корпус или стальной сердечник трансформатора.

Помимо неэффективности трансформатора, еще одним источником постоянных потерь является электрическая изоляция сетевого оборудования. Дефекты электрической изоляции приводят к протеканию через них очень малых токов в трансформаторах, воздушных линиях, подземных кабелях и другом сетевом оборудовании. Эти типы фиксированных потерь называются «диэлектрическими потерями» или «потерями на ток утечки». Потери на коронный разряд, частный случай этого типа потерь, возникают в воздушных линиях высокого и сверхвысокого напряжения.Они меняются в зависимости от уровня напряжения, физического диаметра провода и погодных условий, таких как дождь и туман.

Хотя фиксированные потери не меняются с током, они зависят от приложенного напряжения. Однако, поскольку приложенное напряжение относительно стабильно, пока сетевое оборудование находится под напряжением, они по существу фиксированы. Следовательно, фиксированные потери являются функцией самой сети и зависят, главным образом, от количества компонентов, находящихся под напряжением. Как правило, фиксированные потери составляют примерно от четверти до трети общих технических потерь в распределительных сетях.Существует ряд меньших эффектов, которые также могут способствовать техническим потерям в сети:

Переменные потери

Переменная составляющая потерь создается тепловым эффектом электричества, проходящего через кабели и обмотки. Все проводники, будь то катушки в трансформаторах, алюминиевые или медные провода в воздушных линиях или подземных кабелях и даже в распределительных устройствах, предохранителях или измерительном оборудовании, имеют внутреннее электрическое сопротивление, которое вызывает их нагрев при прохождении электрического тока.В результате переменные потери изменяются по мере увеличения и уменьшения потоков мощности (пропорционально квадрату тока), сети передачи испытывают более низкий уровень потерь, поскольку при более высоких напряжениях требуется меньший ток для передачи того же количества электроэнергии. Дополнительные факторы, такие как эффект дисбаланса сети, коэффициент мощности и качество электроэнергии, также могут влиять на переменные потери, поскольку они влияют на величину токов, протекающих по проводникам.

Кроме того, переменные потери также зависят от длины и поперечного сечения сетевой линии, поскольку они изменяются пропорционально сопротивлению проводника.Сопротивление проводника уменьшается с увеличением площади его поперечного сечения. Следовательно, влияние потерь уменьшается при использовании кабелей большего диаметра. Аналогичный принцип применим и к переменным потерям в трансформаторах, где площадь поперечного сечения обмоток и используемые в них материалы влияют на переменные потери.

Как правило, переменные потери составляют примерно от двух третей до трех четвертей общих технических потерь энергосистемы. Они либо стремятся снизить потоки мощности в системе, либо снизить сопротивление транспортных путей.Снижение уровня использования сетевых активов может способствовать снижению как тока, так и сопротивления. Любые более высокие капитальные вложения, необходимые для сокращения потерь, должны показывать положительный анализ затрат и выгод за весь срок службы.

Нетехнические потери

Нетехнические потери вызваны действиями, не связанными с энергосистемой. Они относятся к потерям энергии, которые не связаны напрямую с транспортировкой электроэнергии и происходят независимо от физических, технических характеристик сети (технические потери).Случаи нетехнических потерь не могут быть устранены путем модернизации оборудования или изменения конструкции сети. Вместо этого требуются расследования, аудиты и сотрудничество с другими органами. Этот вид потерь связан с забором электроэнергии с потерей доходов как для оператора сети, так и для поставщика.

Существует два основных типа нетехнических потерь: –

Кража при транспортировке

Существует несколько способов незаконного изъятия электроэнергии из сети.Воровство и мошенничество обычно составляют большую часть нетехнических потерь сети. Это важные проблемы для DNO, и для их решения требуются согласованные усилия со стороны целого ряда заинтересованных сторон. Трудно оценить точный размер потерь этого типа, поскольку большая их часть, вероятно, останется незамеченной.

При незаконном подключении к сети; у собственности нет установленного счетчика или зарегистрированного поставщика, это называется кражей при передаче.

Неизмеренная поставка

Не все поставки в распределительных сетях измеряются. Существует множество элементов электрического оборудования, для которых невозможно измерить потребление энергии с помощью обычных счетчиков, что непрактично и не рентабельно. В этих обстоятельствах существуют законные неограниченные поставки, спрос на энергию которых оценивается, а не точно измеряется. Все неизмеренные соединения могут рассматриваться как любой другой тип нагрузки при условии, что они зарегистрированы, должным образом оценены и учтены.Более того, связанные с потребителями неизмеренные подключения (например, уличное освещение) или часть собственного потребления DNO (например, вспомогательные услуги подстанций) могут быть надлежащим образом заключены с поставщиком энергии и оплачиваться по обычным тарифам, как и любое другое обычное потребление. Следовательно, неизмеренное потребление, связанное с потребителями или DNO, может быть исключено из нетехнических или технических потерь, соответственно, при условии, что оно заключено в надлежащий контракт. Только разница между реальным и расчетным неизмеренным потреблением является частью нетехнических потерь.

В случае оборудования, такого как уличное освещение, светофоры и дорожные знаки, нецелесообразно измерять каждую единицу. Вместо этого счета оцениваются с использованием номинальной мощности оборудования, приблизительного времени использования и количества устройств. Нередко такие оценки являются неточными или инвентарный перечень оборудования устарел. Чтобы сократить эти потери, DNO должны работать вместе с клиентами с неизмеренными поставками, чтобы повысить точность инвентаризации и выставить более точные счета.

Другие факторы

Другие факторы, влияющие на потери в сети: –

• Разбаланс фаз;
• Гармоники;
• Коэффициент мощности.

Дисбаланс фаз

Сеть, в которой нагрузка не равномерно распределена по всем трем фазам, будет иметь более высокие токи по крайней мере в одной фазе, что означает, что она не оптимизирована для потерь. Также будут протекать токи в нейтральных проводниках, если они есть. Из-за квадратичной зависимости потерь от тока этот дисбаланс нагрузки по трем фазам приведет к увеличению потерь.

Дисбаланс обнаружен во всех частях низковольтной сети из-за потребителей, которые используют одну или две фазы с разной потребляемой нагрузкой. В высоковольтной сети дисбаланс возникает из-за неравномерного распределения однофазных трансформаторов или двухпроводных ответвлений и различных нагрузок на каждую фазу для трехфазных потребителей. Наиболее очевидный способ уменьшить фазовый дисбаланс – это тщательно сбалансировать агрегированную нагрузку на каждой фазе, но, поскольку потребление потребителями не всегда предсказуемо и меняется в разное время суток, это может быть сложно.

Сельскую низковольтную воздушную сеть можно относительно просто перебалансировать по фазам, переместив служебное соединение на другую фазу воздушной магистрали. Это сложнее в городской подземной сети низкого напряжения, так как для этого необходимо вырыть существующие рабочие стыки и сделать новые стыки для перемещения поставок потребителей на разные фазы.

Вмешательства по изменению подключений помогут сбалансировать клиентов и нагрузку в сети на основе максимальных требований этих клиентов.Балансировка профилей нагрузки во времени очень сложна, поэтому в определенное время дня всегда будет наблюдаться некоторый дисбаланс. В будущем нагрузки будут меняться, поэтому при любых действиях, предпринимаемых для балансировки сети, необходимо учитывать, какие изменения могут произойти в будущем.

Гармоники

Гармонические эффекты по существу искажают профиль переменного тока. Они могут возникать в обмотках трансформатора, потому что переменный ток намагничивания не является идеально синусоидальным. Однако обычно это происходит на тройных гармониках (3-я, 6-я, 9-я и т. Д.).), поэтому в обычной трехфазной системе все они находятся в фазе и не вызывают никаких реальных гармонических напряжений. Однако, если другое оборудование, подключенное к сети, генерирует гармоники, они не будут подавляться в нейтральном проводе. Это может затем вызвать дополнительные потери I²R, поскольку в реальном выражении формула потерь принимает вид I²R + √H, где H = гармоники в сети, это увеличивает общую нагрузку на сеть, что, в свою очередь, увеличивает потери.

Коэффициент мощности

Есть два способа определить мощность в системе.Реальная мощность – это способность системы выполнять работу. Реактивная мощность – это произведение напряжения и протекающего тока. Коэффициент мощности – это отношение реальной мощности к реактивной. Если коэффициент мощности меньше единицы, ток должен увеличиваться, чтобы обеспечить необходимое количество реальной мощности, что приводит к потерям. Исторически это было проблемой для установок, используемых промышленными и коммерческими потребителями, где было замечено большинство нагрузок двигателей или силовых электронных устройств.Развитие бытовой силовой электроники и тепловых насосов означает, что в сетях эта проблема будет чаще проявляться в сетях низкого напряжения.

С 2010 года WPD включали в себя плату за чрезмерную реактивную мощность для высоковольтного и низковольтного оборудования, измеряемую за полчаса, через использование системных сборов, когда у потребителей коэффициент мощности отстает от 0,95, это необходимо для обеспечения сохранения реактивной мощности на минимальный, как и при любой нагрузке, DNO должен учитывать реактивную мощность для расчета параметров схемы, даже если эта реактивная мощность не используется эффективно.

Почему мы не уделяем больше внимания снижению потерь в энергосистеме?

Основываясь на данных EIA об общих розничных продажах электроэнергии в США в 2016 году и средней розничной цене на электроэнергию за тот же период, годовая стоимость общих потерь системы в США составляет поразительные 19 миллиардов долларов. Эта цифра основана на последнем расчете общего среднего коэффициента потерь в США в размере 4,7% в 2015 году EIA. Есть много способов подсчитать системные потери, поэтому ваши цифры могут отличаться от приведенных выше, но в любом случае можно посмотреть на цифры ОГРОМНЫ! Достаточно ли мы делаем для снижения системных потерь?

Любой, кто работал над проектированием систем или оборудования передачи и распределения, хорошо осведомлен о потерях, которые складываются, когда мы перемещаем энергию из точки выработки в использование и преобразуем ее в полезные уровни напряжения для потребителей.Потери мощности зависят от конфигурации и характеристик сети, а также от режима работы. Основная часть потерь в энергосистеме приходится на первичные и вторичные распределительные системы. Некоторые потери в сети фиксированы, а другие зависят от текущего потока. Переменные потери пропорциональны квадрату тока, поэтому увеличение тока приводит к большему увеличению потерь. Сумма фиксированных и переменных потерь называется техническими потерями. К потерям нетехнического характера относятся потери, связанные с измерениями, бухгалтерским учетом или хищениями.Здесь мы сосредоточимся на технических потерях.

Технические потери можно уменьшить многими способами, включая, помимо прочего, увеличение размера кабеля, уменьшение длины кабеля, добавление параллельного фидера, правильное расположение распределительных трансформаторов, поддержание надлежащего коэффициента мощности, например, путем добавления конденсаторов, минимизации сращивания кабелей и обеспечения все соединения высокого качества, замена изношенных кабелей, балансировка тока фазы фидера и нагрузки, с использованием таких программ, как нормы времени использования и программы сокращения, для оптимизации коэффициентов нагрузки и модернизации трансформаторов и вспомогательного оборудования подстанции.

Анализ системных потерь – важная функция в коммунальном хозяйстве. Как указано выше, существует множество факторов, влияющих на потери, поэтому существует множество переменных, которые необходимо проанализировать, чтобы получить данные о потерях для отдельной системы. Исторически определение системных потерь в коммунальной системе было трудоемким и дорогостоящим. Следовательно, коммунальные предприятия, возможно, ждали в течение длительных периодов времени, таких как регистрация следующего общего прецедента, чтобы обновить свои оценки убытков. Однако точная информация о потерях в системе необходима для обеспечения точных закупок и определения стоимости различных улучшений системы.Потери в сети являются важным фактором при оценке обновлений системы и принятии решений о программах, которые изменяют общий спрос, таких как альтернативы спроса и распределения энергии, а также программы энергосбережения. Коммунальные предприятия также нуждаются в хорошо задокументированных данных о потерях, чтобы рассматривать дела о возмещении затрат в рамках регистрации тарифов.

Растущее распространение технологий интеллектуальных сетей увеличивает важность регулярной оценки потерь в системе и упрощает ее выполнение. Ранее статические и предсказуемые уровни и модели энергопотребления уступили место более быстрым изменениям как в энергопотреблении, так и в качестве мощности, которые могут повлиять на потери в системе.К счастью, одна технология интеллектуальной сети, усовершенствованная инфраструктура счетчиков, может помочь в анализе системных потерь. Ameren Services недавно поделилась своим опытом использования данных AMI и мощной платформы управления данными для расчета системных потерь в каждой части энергосистемы Ameren Illinois почти в реальном времени. Согласно этой статье, этот инструмент позволит Ameren проводить исследования потерь в системе практически по запросу, а также выполнять другие очень ценные функции, такие как согласование расчетов на региональном сетевом рынке электроэнергии.

Другие технологии интеллектуальных сетей также могут помочь снизить системные потери. В конечном итоге Ameren намеревается использовать свой пакет данных и аналитики AMI для определения оптимального местоположения DER, что может помочь снизить потери несколькими способами. Технологии управления распределением и автоматизации, системы управления спросом и накопления энергии – это лишь некоторые из растущего списка технологий интеллектуальных сетей, которые могут помочь снизить потери мощности за счет выравнивания, снижения или повышения качества и, следовательно, эффективности потоков энергии.

Мы пока не можем изменить физику, но у энергетических компаний есть больше инструментов, чем когда-либо, для снижения системных потерь с использованием технологий интеллектуальных сетей, передовых операционных систем и сторонних поставщиков, таких как DER. Даже этот первый большой шаг – определение того, где можно экономически снизить потери, – гораздо более управляемый. Более чем несколько поставщиков электроэнергии борются с потерями в системе вместе с другими улучшениями в области модернизации. Расскажите нам, что ваша организация делает для снижения системных потерь.

Необходимо контролировать рост потерь при передаче электроэнергии

3D Линии электропередач на восходе солнца

Надежное электроснабжение является ключом к любой серьезной экономике, стремящейся к развитию.Он широко считается одним из основных факторов экономического процветания любого общества. Он был признан важным ингредиентом, стимулирующим любую экономическую деятельность, и действительно является столпом создания богатства. В частности, в развивающихся странах предоставление более широкого доступа к надежной энергии было предложено некоторыми как жизненно важное значение для содействия росту их экономики и улучшению жизни бедных слоев населения.

Однако по многим причинам надежное электроснабжение стало проблемой для многих обществ.

В Гане высокие потери при передаче и распределении между точкой поставки и точкой потребления – возникающие из-за неэффективности эксплуатации, а также плохого сбора доходов с потребителей – способствовали возникновению факторов, затрудняющих обеспечение стабильной и надежной подачи электроэнергии. . Убытки носят как технический, так и коммерческий характер, что в значительной степени усугубляет проблемы с денежными потоками в энергетическом секторе.

Потери при передаче измеряют мощность, потерянную при передаче электроэнергии высокого напряжения от генераторов к распределителям электроэнергии среднего напряжения (торговая экономика).Проще говоря, это означает, что потери при передаче рассчитываются как процент от валового производства электроэнергии за весь рассматриваемый период.

Это факт, что удельный вес электроэнергии, произведенной энергокомпанией, не совпадает с единицами, распределенными конечным потребителям. Однозначно, какой-то процент юнитов будет потерян в сети. Электроэнергия, генерируемая электростанциями, проходит через большие и сложные сети, такие как трансформаторы, воздушные линии, кабели и другое оборудование, до тех пор, пока она не станет доступной для конечных пользователей.

Однако уровень потерь при передаче становится поводом для беспокойства, когда превышает допустимый предел потерь, и, конечно же, повторяется. В основном, потеря энергии – это деньги, потерянные для электроэнергетических компаний; тем самым ослабляя их финансовое положение. Неликвидность создает проблему для своевременной закупки необходимого количества топлива для электростанций; выполнение сервисных услуг для обеспечения наличия необходимых мощностей завода; и поддержание / расширение инфраструктуры передачи и распределения.

Отраслевые данные показывают, что потери при передаче электроэнергии достигают неблагоприятного уровня, и это необходимо проверить, чтобы сэкономить деньги страны.

Требуется срочное внимание, потому что было доказано, что эта проблема передачи данных вносит свой вклад в ключевые факторы, которые тормозят прогресс для электроэнергетического сектора и экономики в целом. Как указывалось ранее, показатели экономического роста во многих случаях зависят от способности постоянно получать стабильное и эффективное электроснабжение.

Сегодня потери при передаче в системе Ганской сетевой компании (GRIDCo) продолжают расти до максимумов 2013 года и, возможно, даже выше – намного превышающих допустимую маржу потерь. Обзор «Планов поставок электроэнергии», подготовленный Комиссией по энергетике Ганы (EC), и данные Ghana Grid Company (GRIDCo) показывают, что с 2008 года уровень потерь при передаче от общей генерируемой электроэнергии продолжает расти, в основном из-за неэффективности энергоснабжения. система передачи.

Потери в любой системе передачи в основном связаны с технической неэффективностью.Было установлено, что технические потери в электроэнергетическом секторе Ганы возникают главным образом из-за продолжающегося использования устаревшего и неисправного оборудования, в том числе распределительного устройства, трансформаторов, линий электропередачи и многого другого. Поучительно отметить, что до настоящего времени часть оборудования и частей, используемых для передачи электроэнергии в Гане, датируется 1960-ми годами, что является четким рецептом потерь при передаче электроэнергии в этом секторе.

Обзор государственных документов выявил, что: «Поскольку анклав Абоадзе (Запад) является крупнейшим анклавом генерирующих мощностей с установленной мощностью приблизительно 1540 МВт, потери в системе передачи всегда выше эталонных, поскольку максимальная выработка электроэнергии передается на все пределы Brong- Район Ахафо из западного анклава ».

Помимо более длинных линий электропередачи, увеличение потерь при передаче вызвано старыми линиями электропередачи 161 кВ на Западе и ограничениями на сильно загруженном коридоре 161 кВ Вольта – Ахимота, который поставляет электроэнергию в столицу и ее окрестности. Перегрузка автотрансформаторов 330/161 кВ в Теме, перегрузка линии электропередачи 161 кВ Анвомасо – Кумаси, соединяющей инфраструктуру 330/161 кВ, недоступность 40 МВА STATCOM в Тамале и т. Д. Также были определены как способствующие факторы.

Контрольный показатель потерь мощности при передаче в Гане в процентах от валового производства электроэнергии, разрешенный Комиссией по регулированию коммунальных предприятий (PURC), составляет 3,5 процента в гигаватт-часах (ГВтч).

3,5 процента объясняют, что все потери, зарегистрированные в производственном году, выходящем за пределы эталонного показателя 3,5 процента, ухудшают объем электроэнергии, производимой для передачи, и, таким образом, становятся расходами для государственного агентства по передаче электроэнергии, GRIDCo. Эти расходы причитаются производственным агентствам в Гане, в том числе Управлению реки Вольта (VRA) и другим независимым производителям электроэнергии (IPP).

Лучшие показатели страны по управлению потерями в сети были зарегистрированы более десяти лет назад, когда зарегистрированные потери при передаче составляли 3,5 процента как в 2007, так и в 2008 году. Эти результаты полностью соответствуют эталонным показателям потерь при передаче в стране, и не обошлось государственному агентству по передаче электроэнергии ГРИДКо.

Однако с 2009 года процент потерь при передаче в электроэнергетическом секторе Ганы превысил допустимые 3,5 процента.Например, в 2009 году страна потеряла приблизительно 343 ГВт-ч переданной электроэнергии, что составляет 3,8 процента от общего объема переданной 8 958 ГВт-ч.

В 2010, 2011 и 2012 годах в Гане были зарегистрированы потери при передаче в размере 380 ГВт, 531 ГВт и 522 ГВт, соответственно, что составляет 3,7 процента, 4,7 процента и 4,3 процента от общего годового объема передаваемой электроэнергии.

Тенденция растет, поскольку единственный год, когда потери при передаче приблизились к эталонному показателю PURC, был 2015. Кроме того, в стране зафиксировано 4 убытка.4 процента в среднем. После снижения до 4,1 процента в 2017 году с 4,4 процента в 2016 году, потери при передаче электроэнергии в стране снова резко увеличились, составив 4,7 процента в 2019 году.

В абсолютных цифрах объем потерь энергии при передаче увеличился. постепенный рост за последнее десятилетие. Например, в 2019 году объем потерь электроэнергии был зарегистрирован на уровне 844 ГВтч, что на 16,2 процента больше, чем в 2018 году, и на 30,5 процента больше, чем в 2017 году.

Единственным годом снижения потерь был 2015 год, когда общий объем электроэнергии, доступной для валовой передачи, составлял всего 11 692 ГВтч по сравнению с 13 071 ГВтч в 2014 году и 12 927 ГВтч в 2013 году – i.е. На 1379 ГВтч (примерно на 12%) меньше, чем в 2014 году, и на 1235 ГВтч (примерно на 11%) в 2013 году.

В совокупности за последнее десятилетие количество энергии, потерянной при передаче, превышает 5700 ГВтч из примерно 133 156 ГВтч. передано в течение периода. 5700 ГВт-ч электроэнергии, потерянной за 10-летний период, эквивалентно одной трети всей мощности, переданной для потребления в 2019 году.

Важно отметить, что растущая задолженность компании перед Электроэнергетической компанией Ганы (ECG) ) и Северная распределительная компания (NEDCo) ограничивают способность GRIDCo обеспечивать себя современным оборудованием и инфраструктурой, необходимыми для повышения эффективности производства.

Хотя технически невозможно полностью избавить передающую сеть от потерь, предоставление необходимых инвестиций в сектор будет иметь большое значение для повышения эффективности системы и обеспечения соотношения цены и качества (VFM). Основное внимание должно быть уделено достижению либо целевого показателя в 3,5 процента, установленного PURC, либо чего-либо ниже.

>>> Автор – аналитик-исследователь Института энергетической безопасности (IES). Он имеет степень бакалавра политических наук Университета Ганы.

A100

% PDF-1.4 % 2 0 obj > / OCGs [51 0 R] >> / Pages 3 0 R / Type / Catalog / ViewerPreferences 48 0 R >> эндобдж 49 0 объект > / Шрифт >>> / Поля 55 0 R >> эндобдж 50 0 объект > поток application / pdf

Администратор

A100

2015-11-26T20: 35: 43 + 08: 00pdfFactory Pro www.pdffactory.com2015-11-27T13: 54: 32 + 01: 002015-11-27T13: 54: 32 + 01: 00pdfFactory Pro 3.50 (Windows 7 китайский ( Упрощенно)) uuid: b80e611e-6356-4eaa-934e-489146387f4euuid: 46fd2650-6bee-4efd-859e-809ad889a641 конечный поток эндобдж 3 0 obj > эндобдж 48 0 объект > эндобдж 5 0 obj > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 12 0 объект > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 17 0 объект > / ExtGState> / Font> / ProcSet [/ PDF / Text / ImageC / ImageI] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 24 0 объект > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 27 0 объект > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 29 0 объект > / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XObject >>> / Type / Page >> эндобдж 86 0 объект > поток HWrH} Wio \ JUl ‘^ # g_fFI ټ! ZAdȵ = ߎ n-q {m; tv7wRj} Tdo’Nx \ u ܶ fl.; Q} ? Ag ߗ w7} 9vɾ \ ̤o = ; þ # U3Uk [ˢDKtqe! 9ѼC41EK & wkP3] a ߢ (GT + nOvWlůLz {Lr $ pI; ң3O ܌ · – GmZkk $ EB = t + {Ƀ) evΑ J = PlE) | o9m.HuÚJ} Q = ~ r- + s ghCiLȕ` | M “! rE0 _5, xj! L! d ׃ v + 56 * MR \` .A ‘, # S jCAAK $ + i03cU2. # 0Hi]: jE ~ 2Ar # -: F M3R? O&A b @ vK lnJ [$% \ hÊ ~ 걅 Mˉ

Потери в строке: упускаются из виду и часто неправильно понимаются

Статья Constellation 2 мин чтения

Знаете ли вы, как определяются ваши затраты на электроэнергию?

Понимание того, что указано в вашем коммерческом счете за электроэнергию, является важной частью образованного потребителя, но это не то, чему учат большинство из нас.

Стоимость энергии состоит из трех основных компонентов :

• Генерация (производство энергии электростанциями)
• Передача (массовая передача энергии на большие расстояния при высоком напряжении по взаимосвязанным линиям, которые образуют сеть или энергосеть)
• Распределение (линии, опоры и трансформаторы, принадлежащие коммунальным компаниям или независимым организациям, которые распределяют энергию на более короткие расстояния, от региональных операторов передачи до домов и предприятий)

Как потребитель, ваш бизнес платит за провода высокого напряжения (передача) и местные провода (распределение).Естественно, передача электроэнергии между электростанциями, подстанциями и потребителями невозможна без потерь энергии.

Управление энергетической информации оценивает около 5% ежегодно теряется в масштабах страны при передаче и распределении, большая часть которых приходится на распределение. ¹

Источник: Созвездие

Количество, которое теряется при передаче и распределении электроэнергии по электрической сети, называется потерей линии . Поскольку поставщик коммунальных услуг должен закупить достаточно энергии для покрытия вашего предполагаемого потребления (включая сумму потерь в линии), эти потери разделяются и передаются потребителям.

Способ, которым ваш поставщик энергии включает линейные потери в свои цены и контракты, может варьироваться, поэтому важно спросить о том, как определить наименьшее влияние на ваш счет за электроэнергию.

Потери в линии на фиксированных, индексных и гибких планах электропитания Стандартные решения

Constellation с фиксированной ценой включают потери в линии в ставку контракта и не оплачиваются отдельно.По стандартным контрактам с фиксированной ценой поставщики обычно не перекладывают линейные потери на клиентов.

Когда дело доходит до наших решений с индексными ценами, линейные потери компонентов энергии (т. Е. Мощности) учитываются. Наши гибкие индексные решения позволяют клиенту покупать электроэнергию, используя смешанную стратегию фиксированного и индексного ценообразования. Потери строк пропускаются по индексной ставке, тогда как потери строк, связанные со скоростью транзакций розничной торговли (RTT), пропускаются с фиксированной скоростью RTT.

Узнайте больше о наших гибких индексных решениях сегодня.

Список литературы

1. https://www.eia.gov/tools/faqs/faq.php?id=105&t=3

▷ Потери мощности в распределительных линиях: как их уменьшить?

На потери при передаче и распределении электроэнергии приходится большая часть потерь мощности во всей системе.

Наибольшие суммы этих потерь происходят в первичных и вторичных распределительных линиях, и их можно классифицировать как технические или нетехнические потери.

С учетом сказанного, позвольте A.N объяснить нам все о потерях мощности и рассказать, как их уменьшить. Если вы хотите, чтобы вас опубликовали в этом блоге, отправьте нам письмо.

Технические потери электроэнергии

Технические потери возникают, когда энергия рассеивается оборудованием и проводниками в распределительных линиях. Потери зависят от характеристик сети и режима работы. Есть две категории технических потерь мощности; фиксированные технические потери и переменные технические потери.

Фиксированные технические потери

На фиксированные потери в распределительных линиях приходится от четверти до трети общих технических потерь. Обычно они проявляются в виде тепла и шума и возникают всякий раз, когда трансформатор находится под напряжением.
Фиксированные потери зависят не от протекающего тока нагрузки, а от

.

• Потери тока утечки
• Потери холостого хода
• Корона потери
• Диэлектрические потери

Переменные технические потери

Переменные потери пропорциональны квадрату тока нагрузки и составляют от 2/3 до технических потерь в системе распределения.
Переменные потери возникают из-за импеданса линии, контактного сопротивления и джоулевых тепловых потерь.

Причины технических потерь

• Неэффективное оборудование, такое как трансформаторы, насосы, электрические машины и промышленные нагрузки.
• Несоответствующий размер проводника в распределительных линиях
• Длинные распределительные линии
• Неуравновешенность нагрузки между фазами
• Низкий коэффициент мощности.
• Перегрузка строк
• Трансформаторы установлены далеко от центров нагрузки
• Произвольный монтаж распределительных систем для удовлетворения требований новых территорий
• Плохая работа

Рис. 1: Распределительная линия, которая не обслуживается должным образом | изображение: manojbpl.blogspot.com

Коммерческие (нетехнические) потери мощности

Нетехнические потери, также называемые коммерческими потерями, связаны с неизученными поставками, неправильным выставлением счетов, несвоевременным выставлением счетов, неправильным тарифом, неисправными счетчиками и хищениями энергии.

Неизмеренные поставки – это те, которые могут быть не учтены, когда оценочные суммы используются для расчета количества электроэнергии, за которую выставляется счет. Кроме того, некоторые потребители могут вмешиваться в счетчики, чтобы они показывали меньшую мощность, чем фактически используется.

Кража энергии может произойти, когда потребители вмешиваются в счетчики или вступают в сговор с персоналом коммунального предприятия для выполнения незаконных подключений.

Как снизить потери мощности в распределительных линиях

Потери при распределении электроэнергии невозможно устранить, но их можно свести к минимуму путем надлежащего планирования систем распределения, чтобы гарантировать, что мощность останется в установленных пределах. Некоторые из способов уменьшить потери включают:

• Использование надлежащей техники соединения и минимальное количество соединений.
• Регулярный осмотр соединений, изоляторов, плавких предохранителей, выключателей низкого напряжения, трансформаторов, втулки-стержня трансформатора и другого распределительного оборудования.
• Правильный выбор сечения проводника, а также трансформатора с точки зрения эффективности, размера и расположения. В частности, важно расположить распределительные трансформаторы в центре нагрузки и, по возможности, свести их количество к минимуму.
• Питание крупных потребителей напрямую из кормушек
• Поддерживайте сетевые компоненты и заменяйте изношенные, изношенные или неисправные.
• Правильное управление нагрузкой и балансировка нагрузки
• Использование точных и защищенных от взлома электронных счетчиков.
• Повышение коэффициента мощности за счет добавления шунтирующих конденсаторов.

Рис. 2: Коррекция коэффициента мощности с использованием конденсаторного бака на подстанции | изображение: manojbpl.blogspot.com

Сводка

Потери мощности в электрической распределительной сети могут быть минимизированы за счет правильного планирования и проектирования линий, использования эффективного оборудования как на уровне распределения, так и на уровне потребителей.