Главная » Печное отопление » Возможно ли управлять потерями электроэнергии? Расчет объема производства тепловой энергии и структуры полезного отпуска.

Возможно ли управлять потерями электроэнергии? Расчет объема производства тепловой энергии и структуры полезного отпуска.

Зная, что удельный вес каждого показателя в общем объеме производства, мы можем рассчитать сами показатели:

1) – удельный вес объема полезного отпуска тепловой энергии на 2013 год.

2) тыс. Гкал – расход тепловой энергии на собственные нужды теплоснабжения организации на 2013 год.

3)тыс. Гкал – потери в сетях на 2013 год.

4)тыс. Гкал – объем производства тепловой энергии на 2013 год.

По такому же принципу рассчитываются показатели на плановый период, полученные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1

Объем производства тепловой энергии

№ п.п.	Показатели	Факт 2013 год			План 2015 год
№ п.п.	Показатели		Удельный вес, %	Единица измерения, тыс. Гкал		Удельный вес, %

	Объем отпуска теплоэнергии в сети
	Расход теплоэнергии на собственные нужды теплоснабжения организации
	Потери в сетях
	Объем производства тепловой энергии

Структура полезного отпуска тепловой энергии

№ п.п.	Группа потребителей	Единица измерения, тыс. Гкал	Удельный вес, %	В том числе в горячей воде

	Факт 2013 год
	Население
	Бюджетные организации
	Прочие потребители
	Собственное производство

	План 2015 год
	Население
	Бюджетные организации
	Прочие потребители
	Собственное производство

Объем тепла сети в плановом 2015 году увеличился на 0,60 % -это связано изменениями в структуре полезного отпуска тепловой энергии. В связи с увеличением численности населения в городе и соответственно постройкой новых домов. При этом удельный вес отпускаемой тепловой энергии на нужды прочим потребителям - уменьшился.

Планирование потребностей в материальных ресурсах

Основой успешного производственного процесса является- своевременное и планомерное обеспечение его, материально технической базой. Сбои в поставке материалов могут привести к нежелательным последствиям, вплоть до срывов договорных сроков и начисления штрафных санкций.

Основными задачами планирования материалов являются:

1) непрерывное и своевременное обеспечение производственных подразделений;

2) соблюдение норм расхода материалов;

3) контроль экономии расходования материально-технических ресурсов.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за январь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за февраль 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за март 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за апрель 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за май 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за июнь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за июль 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за август 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за сентябрь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за октябрь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за ноябрь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за декабрь 2016 г.

АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Общие положения к анализу потерь электроэнергии в электрических сетях и основные определения

Классификация потерь должна предусматривать не две составляющие (технические и коммерческие потери), а четыре (технические потери, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, потери, обусловленные погрешностями учета электроэнергии, и коммерческие потери), так как объединение под техническими потерями первых двух и под коммерческими вторых двух смешивает составляющие совершенно различной природы и затрудняет анализ путей снижения потерь.

Отчетные потери электроэнергии – разность между электроэнергией,поступившей в сеть (по показаниям счетчиков поступления электроэнергии) и электроэнергией, отпущенной потребителям (по показаниям счетчиков отпуска электроэнергии).

Технические потери электроэнергии - потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии от мест ее производства до точек продажи потребителям. Технические потери определяют расчетным путем на основании законов электротехники.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций – расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков.

Система учета электроэнергии – комплекс технических средств, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объект. Включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и электросчетчики.

Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения – недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы системы учета электроэнергии на объекте. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями измерения электроэнергии, определяют расчетным путем на основании законов вероятностного сложения погрешностей.

Коммерческие потери – потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Анализ потерь электроэнергии – оценка приемлемости уровня потерь с технической и экономической точек зрения, выявление причин превышения допустимых небалансов электроэнергии на объекте в целом и его частях, выявление территориальных зон, групп элементов и отдельных элементов с повышенными потерями (очагов потерь), определение количественного влияния на отчетные потери и их структурные составляющие параметров, характеризующих режимы передачи электроэнергии.

Мероприятие по снижению потерь электроэнергии (МСП ) – мероприятие, проведение которого экономически оправдано за счет получаемой экономии электроэнергии.

Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии – разработка перечня конкретных мероприятий по снижению потерь электроэнергии с соответствующими каждому мероприятию показателями требуемых затрат, получаемой экономии электроэнергии, срока окупаемости затрат или других показателей экономической эффективности и т.п.

. Резервы снижения потерь электроэнергии - экономия электроэнергии, которая может быть получена при внедрении экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

Анализ потерь электроэнергии

Анализ потерь электроэнергии осуществляется со следующими целями:

Выявление зон и конкретных элементов с повышенными техническими потерями;

Выявление фидеров 6-20 кВ и линий 0,4 кВ с повышенными коммерческими потерями;

Оценка влияния на технические потери основных параметров поступления и отпуска электроэнергии из сети на основе сопоставительных расчетов потерь при различных значениях параметров или по нормативной характеристике потерь;

Определение количественных целей по снижению потерь для различных служб и подразделений энергосистемы.

Выявление зон и конкретных элементов сети с повышенными техническими потерями проводят на основе результатов расчета потерь и их структуры. В первом приближении к очагам нагрузочных потерь относят линии с плотностью тока более 1 А/мм 2 , а к очагам потерь холостого хода - трансформаторы, загруженные в режиме максимальных нагрузок менее чем на 50 % на однотрансформаторных подстанциях и менее чем на 35 % - на двухтрансформаторных подстанциях.

Выявление фидеров 6-20 кВ с повышенными коммерческими потерями осуществляют на основе сопоставления следующих величин:

Отпуска электроэнергии в фидер - W о ;

Верхней границы интервала неопределенности технических потерь электроэнергии в фидере ΔW т . max ;

Полезного отпуска электроэнергии потребителям, питающимся от данного фидера - W п.о ;

Диапазона потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями учета электроэнергии, выраженного в виде нижней (ΔW у.н ) и верхней (ΔW у.в ) границ.

Гарантированное (минимальное) значение коммерческих потерь в фидере определяют по формуле

Факт переноса части отчетных потерь между месяцами определяют, рассчитывая для каждого месяца значения

где W о - отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей (сумма полезного отпуска электроэнергии собственным потребителям и потерь в сети);

W пост –условно-постоянные потери.

Если отчетные потери не содержат коммерческой составляющей и фактов переноса потерь между месяцами, разность
представляет собой нагрузочные потери, пропорциональные значениюW 0 2 . В этом случае значение E должно быть приблизительно одинаковым для всех месяцев. В связи с выводом в ремонт в летний период части линий и оборудования значение Е должно быть даже несколько выше для летних месяцев. Если значение E для зимних месяцев выше, чем для летних. Это говорит о недоплате за электроэнергию в зимние месяцы (отчетные потери выше расчетных) и переплате в летние месяцы (отчетные потери ниже расчетных).

Определение количественных целей снижения составляющих потерь, находящихся в сфере различных служб и подразделений, проводят на основе расчета их гарантированных значений (границ интервалов неопределенности). Для этого используют следующие рассчитанные величины:

Интервал неопределенности технических потерь;

Интервал потерь, обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями учета электроэнергии;

Интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета.

Приведем пример.

Интервал неопределенности технических потерь по данным расчетов составил от 6,6 % до 8,2 %. Интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета, составляет от -0,2 % (переучет) до +0,6 % (недоучет), а обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями от -0,1 % (переучет) до +0,8 % (недоучет). Отчетные потери (за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций) составляют 11,2 %.

Расчет резервов снижения технических потерь показал, что они находятся в диапазоне от 0,7 до 0,9 %.

Анализ результатов расчетов. Гарантированное (минимальное) значение неоплачиваемого потребления (хищения) составляет

ΔW ком. min = ΔW отч – ΔW т. max - ΔW у. max = 11,2 - 8,2 - 0,8 = 2,2 %.

Гарантированное (минимальное) значение технических потерь составляет 6,6 %.

Значение потерь, обусловленных несоответствием системы учета электроэнергии требованиям ПУЭ, составляет 0,8 - 0,6 = 0,2 %.

Потери неопределенной структуры составляют

ΔW неопр = ΔW отч - ΔW т. min - ΔW ком. min = 11,2 - 6,6 - 2,2 = 2,4 %.

В соответствии с расчетами персоналу энергосбыта ставится задача снижения хищений в перспективе минимум на 2,2 % (на планируемый период это может быть, например, 0,5 %), персоналу сетей - снижения технических потерь в перспективе минимум на 0,7 %, персоналу метрологических служб - снижения недоучета на 0,2 % (все значения в процентах от отпуска электроэнергии в сеть). Потери неопределенной структуры, равные 2,4 %, не могут быть гарантировано отнесены к какой либо составляющей, однако улучшение в перспективе качества информации, используемой при расчетах технических потерь, позволит сократить их значение, разнеся часть их между техническими и коммерческими потерями.

Использование интервальной оценки потерь электроэнергии для определения гарантированных значений их структурных составляющих иллюстрируется на рис.1.

Обобщенный анализ потерь электроэнергии и их структуры целесообразно проводить на основе формы их учета, соответствующей рис.2 и приведенной в табл.1. Форма включает в себя:

Данные, получаемые по приборам учета электроэнергии;

Данные, получаемые в результате расчетов технических потерь электроэнергии;

Данные, получаемые в результате расчетов потерь, обусловленных погрешностями систем учета электроэнергии;

Расчетные значения эффективности мероприятий по снижению потерь (резервы снижения потерь), определяемые либо непосредственно при расчете потерь по перечисленным программам, либо сопоставительными расчетами по ним.

Показатели, значения которых получают расчетным путем (с помощью программ соответствующих расчетов), отмечены в табл.1 знаком «*», получаемые от приборов учета - знаком "+". Остальные показатели являются результатами операций, проводимых над числами таблицы.

Показатели, получаемые от приборов учета, являются детерминированными. Составляющие потерь, получаемые расчетным путем, физически не могут иметь 100%-й достоверности, поэтому их целесообразно представлять в виде трех значений: среднего значения и двух границ интервала возможных значений.

110 кВ	W п	Поступление энергии в сеть 110 кВ и выше
110 кВ	Δ W 110	Потери в сети 110 кВ и выше
	W О 110	Полезный отпуск на напряжении 110 кВ и выше
35 кВ	W П 35	Поступление в сеть 35 кВ
35 кВ	Δ W 35	Потери в сети 35 кВ
	W О 35	Полезный отпуск на напряжении 35 кВ
10 кВ	W П 10	Поступление в сеть 6-20 кВ
	W О 10 П.Ф	Полезный отпуск в потребительские фидера 6-20 кВ
10 кВ	Δ W 10	Потери в сети 6-20 кВ
	W О 10 ТП	Полезный отпуск в потребительские ТП
0,4 кВ
	W О 0,4 П.Л	Полезный отпуск в потребительские линии
0,4 кВ	Δ W 0,4	Потери в сетях 0,4 кВ
	W О 0,4 С	Полезный отпуск из линий 0,4 кВ, принадлежащих энергоснабжающей организации

Рисунок 1 - Структура поступления, полезного отпуска и потерь электроэнергии по ступеням напряжения

Рисунок 2 - Интервальные оценки структурных составляющих потерь

Для определения верхней и нижней границ суммарного показателя, являющегося суммой или разностью других показателей, выраженных в интервальной форме, вначале определяют размах изменения каждого показателя

D = W max - W min ,

а затем значения границ суммарного показателя по формуле:

где W ср - значение суммы (разности) средних значений показателей;

n,m,k - номера суммируемых показателей.

Таблица 1а - Структура отпуска и потерь электроэнергии

Наименование показателя

Значение

показателя, млн. кВт·ч

1. Отпуск в сеть для собственных потребителей, всего

1.1. в том числе, с шин 6-20 кВ электростанций

2. Отпущено из сетей 35 кВ и выше, всего (п.2.1 + п.2.2 + п.2.3)

в том числе:

2.1. потребителям на напряжении 110 кВ и выше

2.2. потребителям на напряжении 35 кВ

2.3. на шины 6-20 кВ подстанций 35-110/6-20 кВ

3. Отпущено с шин 6-20 кВ электростанций и подстанций 35-110/6-20 кВ (п.1.1 + п. 2.3), всего

в том числе:

3.1. в фидера 6-20 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы (технический учет)

3.2. в потребительские (безпотерьные) фидера

4. Отпущено из фидеров 6-20 кВ, находящихся на балансе энергосистемы, всего (п.4.1. +п.4.2)

в том числе:

4.1. через потребительские распределительные трансформаторы 6-20/0,4 кВ)

4.2. на шины 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6-20/0,4 кВ, находящихся на балансе энергосистемы (технический учет), всего (п.4.2.1. + п.4.2.2)

в том числе:

4.2.1. в линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы

4.2.2. непосредственно с шин 0,4 кВ (безпотерьные линии)

5. Полезный отпуск потребителям на напряжении 6-10 кВ и ниже, включая расход на производственные и хозяйственные нужды энергосистемы, всего (п.5.1 + п.5.2)

в том числе:

5.1. на напряжении 6-20 кВ (п.3.2 + п.4.1)

5.2. на напряжении 0,4 кВ

5.2.1. из них населению

6. Потери в сетях, всего (п.1–п.2.1–п.2.2- п.5.1-п.5.2)=(п.6.1+п.6.2+п.6.3)

в том числе:

6.1. в сетях 35 кВ и выше (п.1–п.1.1–п.2)

- (% к п.1-п.1.1)

6.2. в сетях 6-20 кВ (п.3.1–п.4)

6.3. в сетях 0,4 кВ (п.4.2–п.5.2)

- (% к п. 4.2)

Таблица 1б - Анализ потерь электроэнергии

Наименование показателя

значение

показателя

интервала значений

Сети 35 кВ и выше**

7. Расчетные технические потери в сетях 35 кВ и выше, всего

в том числе:

*7.1. нагрузочные

*7.2. холостого хода (включая токи утечки по изоляции высоковольтных кабельных линий)

*7.3. на корону и из-за токов утечки по изоляторам ВЛ

*7.4. в компенсирующих устройствах 35 кВ и выше

*7.5. в измерительных трансформаторах 35кВ и выше и 6-20 кВ, присоединенных до счетчиков технического учета на вводах 6-20 кВ

* 8. Из п. 7 в сетях 35 кВ

9. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд до счетчика технического учета

* 10. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше

* 11. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше

* 12. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше

* 13. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше

14. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше (п.6.1 - п.7(среднее значение) - п.9)

15. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 35 кВ и выше – коммерческие потери (п.14 – п. 12)

16. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 35 кВ и выше – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.12–п.13)

Сети 6-20 кВ

17. Расчетные технические потери в сетях 6-20 кВ, всего

в том числе:

*17.1. нагрузочные

*17.2. холостого хода (включая потери от токов утечки по изоляции кабелей)

*17.3. из-за токов утечки по изоляторам воздушных линий

*17.4. в компенсирующих устройствах

*17.5. в измерительных трансформаторах, присоединенных после счетчиков технического учета

18. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд после счетчика технического учета

* 19. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ

* 20. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ

* 21. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ

* 22. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ

23. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ (п.6.2-п.17(среднее значение)-п.18)

24. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 6-20 кВ – коммерческие потери (п.23 – п.21)

25. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 6-20 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.21 – п. 22)

Сети 0,4 кВ ***

* 26. Расчетные технические потери в сетях 0,4 кВ

* 27. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ

* 28. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ

29. Допустимые коммерческие потери (при ПС = 2,0 по формуле (4.1) равны 5% от п. 5.2.1)

*30. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ

*31. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ

32. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ (п.6.3 - п.26 (среднее значение))

33. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 0,4 кВ – резерв снижения коммерческих потерь (п.32 – п.30)

34. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 0,4 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.30 – п. 31)

Суммарные потери

35. Расчетные технические потери в сетях всех напряжений (п.7 + п.17)

36. Суммарный расход на собственные нужды подстанций (п.10 + п.19)

*37. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений

*38. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений

*39. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений

*40. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений

41. Фактический небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений – сумма коммерческих потерь, инструментальных погрешностей приборов учета и погрешности расчета технических потерь (п.6 - п.27 (среднее значение) - п.28)

42. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях всех напряжений (недопустимые коммерческие потери ) (п.41 – п.39)

43. Суммарные коммерческие потери (п.42 + п.29)

44. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях всех напряжений – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.39 – п.40)

*45. Нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций

46. Резерв снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций (п.36 – п.45)

47. Резервы снижения технических потерь (расчетный эффект от мероприятий), всего

в том числе:

*в сетях 35 кВ и выше

*в сетях 6-20 кВ и ниже

48. Суммарный резерв снижения потерь (п.42 + п.44 + п.46+п.47)

Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между электроэнергией, поступившей в сеть, и электроэнергией, отпущенной потребителям, определяемая по данным системы учета поступления и полезного отпуска электроэнергии.

Технические потери электроэнергии - потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

Расход электроэнергии на СН подстанций - расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах СН подстанций.

Система учета электроэнергии на объекте - совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объекте и включающих в себя измерительные ТТ, ТН, электросчетчики, автоматизированные системы учета, соединительные провода и кабели.

Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями приборов ее учета — недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы приборов учета электроэнергии на объекте (отрицательная систематическая составляющая погрешности системы учета).

Технологические потери - сумма технических потерь, расхода электроэнергии на СН подстанций и потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии.

Коммерческие потери - потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии и другими причинами в сфере организации контроля потребления энергии.

Укрупненная структура фактических потерь электроэнергии - представление фактических потерь в виде четырех составляющих: технических потерь, расхода электроэнергии на СН подстанций, потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии на объекте, и коммерческих потерь.

Территориально-схемная структура фактических потерь электроэнергии - представление укрупненных составляющих отдельно по различным объектам сети (районам, питающим центрам, фидерам и т. п.).

Групповая структура технических потерь электроэнергии - представление технических потерь в виде составляющих, объединенных общим признаком: одинаковым номинальным напряжением, типом оборудования, характером изменения во времени (переменные, условно-постоянные), обусловленности (нагрузочные, холостого хода, зависящие от климатических условий), административным делением и т. п.

Поэлементная структура технических потерь электроэнергии - представление технических потерь в виде составляющих, относящихся к каждому элементу электрической сети.

Допустимая фактическая погрешность системы учета электроэнергии - диапазон возможных значений погрешности системы учета электроэнергии, соответствующий фактическим характеристикам и режимам работы измерительных устройств, входящих в систему учета.

Нормативная погрешность системы учета электроэнергии - диапазон возможных значений погрешности системы учета электроэнергии, соответствующий нормативным (установленным ПУЭ и другими документами) характеристикам и режимам работы измерительных устройств, входящих в систему учета.

Фактический небаланс электроэнергии на объекте (ФНЭ) - разность между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой трех составляющих: электроэнергии, отпущенной с объекта, расхода электроэнергии на СН подстанций и технических потерь в оборудовании объекта.

Примечание. Под объектом понимается любой комплекс электротехнических устройств, поступление электроэнергии на который и отпуск электроэнергии с которого фиксируются с помощью приборов учета (подстанция, сетевая организация и т. п.).

Технически допустимый небаланс электроэнергии (ТДН) - диапазон возможной разности между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой указанных выше трех составляющих, определяемый допустимой погрешностью установленной на объекте системы учета электроэнергии.

Нормативный допустимый небаланс электроэнергии (НДН) - диапазон возможной разности между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой указанных выше трех составляющих, определяемый нормативной погрешностью системы учета электроэнергии, соответствующей фактическим потокам электроэнергии через точки учета, и допустимым уровнем коммерческих потерь.

Анализ потерь электроэнергии - оценка приемлемости уровня потерь с экономической точки зрения, выявление причин превышения допустимых небалансов электроэнергии на объекте в целом и его частях, выявление территориальных зон, групп элементов и отдельных элементов с повышенными потерями (очагов потерь), определение количественного влияния на отчетные потери и их структурные составляющие параметров, характеризующих режимы передачи электроэнергии.

Мероприятие по снижению потерь электроэнергии (МСП) - мероприятие, проведение которого экономически оправдано за счет получаемого снижения потерь электроэнергии (в обосновании МСП приведены требуемые затраты, получаемая экономия электроэнергии, срок окупаемости затрат или другие показатели экономической эффективности).

Мероприятие с сопутствующим снижением потерь электроэнергии — мероприятие, проводимое для улучшения других показателей работы объекта (например, надежности) и приводящее к одновременному снижению потерь электроэнергии, затраты на которое не окупаются только за счет снижения потерь. Некоторые мероприятия могут приводить к сопутствующему увеличению потерь.

Резервы снижения потерь электроэнергии - снижение потерь, которое может быть получено при внедрении экономически обоснованных МСП.

Нормирование потерь электроэнергии - установление приемлемого (нормального) по техническим и экономическим критериям уровня потерь электроэнергии (норматива потерь), включаемого в тарифы на электроэнергию.

Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии (НХТП) - зависимость нормального уровня потерь электроэнергии от объемов ее поступления в сеть и отпуска из сети по точкам учета, отражаемым в балансе электроэнергии.

Якшина Н., Инженер отдела транспорта электроэнергии ОАО «Белгородэнерго»

К 2003 году в энергосистеме России сложилась ситуация, при которой уровень отчетных потерь электроэнергии значительно превышал технологические и практически сводил на нет прибыль энергокомпаний. В свете этих событий было принято решение объявить проблему управления потерями приоритетным направлением в работе Региональных сетевых компаний. Тому, как управлять потерями электроэнергии, что было и будет сделано в этом направлении в Белгородской области, и посвящена данная статья.

Электроэнергия - очень специфический товар. В большинстве случаев конечный потребитель оплачивает получение электроэнергии по факту ее потребления. В то же время для выработки определенной электроэнергии генератором на электростанции необходимы определенные топливные и сырьевые ресурсы. Неправильное планирование объемов этих ресурсов может привести к сбоям в электроснабжении и даже к аварийным ситуациям. Поэтому для энергосистемы очень важно запланировать прием электроэнергии. Какие же здесь могут быть подводные камни? Почему эта проблема и, как ее основное следствие, проблема управления потерями признаны приоритетными направлениями в работе энергосистемы Белгородской области и страны в целом?

Электроэнергия, полученная сетями Региональной сетевой компанией (РСК) и зафиксированная приборами учета на границах балансовой принадлежности, складывается из таких составляющих:

1. Полезный отпуск - электроэнергия, полученная и оплаченная потребителями.

2. Производственные нужды энергосистемы.

3. Транзит - электроэнергия, протекающая по сетям РСК в сети смежных АО-Энерго и в сети потребителей.

4. Потери электроэнергии.

По двум первым позициям вопросов в расчете и планировании практически не возникает. Что касается транзита, прогнозировать его сложно, но существенного влияния на планирование распределения электроэнергии он не оказывает.

Вот и остается большое темное пятно на светлом небосклоне - потери. Для того чтобы разобраться, что означает этот загадочный термин, как добиться снижения потерь и на какую именно их составляющую мы можем влиять как потребители и как работники энергосистемы, давайте углубимся в структуру потерь.

В первую очередь, потери электроэнергии -это определение, известное нам еще из учебников физики. Электроэнергия - единственный вид продукции, для перемещения которого на расстояние не используются другие ресурсы. Она расходует часть самой себя. В этом контексте можно говорить о потерях как о технологическом расходе электроэнергии на транспорт. Да, технические потери неизбежны, но это вовсе не означает, что мы не можем на них влиять. Изначально проектирование электрических сетей направлено на оптимальный расход электроэнергии. Но мир не стоит на месте, развивается промышленность, сельскохозяйственный сектор, меняются потребности населения, строятся новые энергопотребляющие объекты. Поэтому оптимальная структура сетей и оптимальные режимы работы всегда будут актуальным вопросом.

Для оптимизации расхода электроэнергии на транспорт прежде всего необходимо точно вычислить его значение. Надо сказать, что расчет потерь - крайне трудоемкая задача, требующая огромных информационных и человеческих ресурсов. К счастью, в наш просвещенный век мы можем привлечь себе в помощь информационные технологии. В настоящее время расчет технических потерь в ОАО «Белгородэнерго» производится в комплексе программ РАП-Стандарт, специально разработанном институтом Сележ-электро. Ежемесячно специалисты во всех городах и районах трудятся не только над точным расчетом технических потерь, но и над анализом их структуры. На основе этого анализа разрабатываются предложения и составляется план мероприятий по снижению потерь.

Итак, существенную составляющую отчетных потерь электроэнергии мы выделили. Кстати сказать, правильно рассчитанные и утвержденные технические потери закладываются в тариф на электроэнергию и, в принципе, поте-

рями, в известном смысле этого слова, для энергопредприятия не являются. Но, тем не менее, снижение технической составляющей потерь необходимо как для соответствия энергосистемы принятым нормам, так и для улучшения надежности и других эксплуатационных характеристик оборудования.

Еще одна составляющая потерь - так называемый недоучет. Дело в том, что приборы учета имеют собственную погрешность - как случайную, так и систематическую. И если случайная погрешность работает для нас и в «плюс», и в «минус», то систематическая - это самый настоящий недоучет. Индукционные счетчики, которые наиболее распространены для расчетов с бытовыми потребителями, с увеличением времени эксплуатации начинают работать в «плюс» своему владельцу и в «минус» энергокомпании. Суммарная систематическая погрешность приборов учета по классам напряжения составляет чуть более одного процента от общего отпуска в сеть. А по результатам года этот процент составляет значительную для энергосистемы сумму.

И, наконец, самая сложная и трудно устранимая часть потерь - потери коммерческие. Они не подчиняются законам физики и математики. На них оказывает влияние социальный фактор. Коммерческие потери - это, прежде всего, хищение электроэнергии потребителями. Причем происходят они как по собственному умыслу потребителя, так и от недостатка контроля потребления со стороны энергокомпании без вмешательства потребителей. Все мы являемся бытовыми потребителями и знакомы с такими ситуациями, как самопроизвольная остановка или сбои в работе счетчика. А потребитель либо по незнанию, либо по нежеланию не сообщает об этом работникам ЖКХ или энергосистемы. Безусловно, самым верным путем решения этой проблемы является усиление контроля над потреблением электроэнергии.

В этом направлении сейчас ведется огромная работа, создаются новые структурные подразделения, выделяются дополнительные технические и материальные средства. Но и этих мер недостаточно, и здесь все мы, как работники энергосистемы, просто обязаны прийти на помощь. Нас много, и мы, безусловно, имеем вес в формировании культуры и общественного сознания в нашем регионе. В наших силах сделать так, чтобы для начала в кругу близких нам людей, а потом и далее воровать электроэнергию было стыдно, не говоря о том, что самим подавать дурной пример. К тому же мы как никто другой должны понимать, что конечная цель снижения потерь в сетях - сдерживание темпов роста тарифов на электроэнергию для потребителей. Мы живем в цивилизованном обществе, где каждый должен отвечать за свои дела и потребности. В этом залог процветания не только энергосистемы, но и общества в целом.

Но вернемся от частного к общему. В начале статьи я уже упоминала о том, что управление потерями признано приоритетным направлением в работе энергосистемы. Абсолютные фактические потери электроэнергии в электрических сетях России за период 1994 - 2003 гг. увеличились на 37,1% от отпуска в сеть. К тому же наблюдается устойчивая тенденция к дальнейшему росту абсолютных и относительных потерь, если не принимать эффективных мер по их снижению. Приказом № 338 ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.2005 г. была утверждена комплексная программа по снижению потерь в электрических сетях, стратегической целью которой является снижение к 2010 году суммарных потерь в электрических сетях всех напряжений ЕЭС России до уровня 11%, а к 2015 году - до 10% (рисунок 1). И в тех сетевых компаниях, где фактические потери выше нормативных, нужно снизить потери до нормативных значений, учтенных в тарифах на услуги по передаче.

В соответствии с многолетней программой снижения потерь нами был рассчитан абсолютный годовой норматив снижения потерь для сетей ОАО «Белгородэнерго», который составил 47 млн. кВт ч на 2006 год. Это значит, что для того чтобы добиться целевого уровня, нашей энергосистеме необходимо уже в 2006 году снизить потери на 47 млн кВт ч. По итогам 2006 года норматив будет пересчитан в большую или меньшую сторону, в зависимости от выполнения. И так далее до 2010 года.

Для достижения таких результатов был разработан план мероприятий по снижению потерь на 2006 год. План включает в себя организационные мероприятия (отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок, оптимизация рабочих напряжений и т. д.), технические мероприятия (обновление оборудования), но основной упор сделан на мероприятия по совершенствованию систем учета электроэнергии. Колоссальным шагом в области автоматизации учета стало внедрение АСКУЭ (автоматической системы коммерческого учета электроэнергии). Уже с августа 2006 года на всех подстанциях напряжением 35 и 110 кВ работает система АСКУЭ. Надо сказать, что до этого времени АСКУЭ действовала только на подстанциях 330 кВ и выше, то есть на объектах МЭС, на границах балансовой принадлежности ОАО «Белгородэнерго». Теперь мы будем иметь возможность максимально точно контролировать распределение электроэнергии внутри нашей энергосистемы.

Еще одно эффективнейшее мероприятие -обновление парка приборов учета у бытовых потребителей. Вообще-то мы ставим себе цель полностью обновить парк приборов в ближайшие 5-8 лет. Но на данный момент это мероприятие внедряется в тех местах, где наиболее вероятна возможность несанкционированного потребления. В этом году акцент сделан на жителей частного сектора. Здесь замена приборов производится с выносом на фасад зданий и заменой вводов в здания на изолированный провод. Это значит, во-первых, что контролер в любое время может снять показания приборов, не заходя в дом, и, во-вторых, потребитель не сможет запитать свой дом в обход счетчика путем наброса (провод-то изолированный). Более того, в 2006 году запланировано внедрение пилотного проекта АСКУЭ-быт.

Помимо затратных мероприятий не менее эффективны и мероприятия организационного характера. По-прежнему более чем актуальным остается проведение проверок и рейдов по выявлению нарушений потребления электроэнергии, пересмотр договоров с физическими и юридическими лицами, то есть контроль и управление потерями.

Мной уже было сказано, что коммерческие потери - самая сложная и трудноуправляемая часть отчетных потерь. На данный момент мы можем проследить и выявить очаги всех составляющих потерь, кроме коммерческой, а без нее не может быть и речи о полном контроле над потерями электроэнергии. В связи с этим и было принято решение о внедрении пофидер-ного баланса электроэнергии. Его суть состоит в том, чтобы «привязать» каждого потребителя, будь то физическое или юридическое лицо, к конкретной структурной единице электрических сетей (ВЛ-6/10 кВ, ТП, ВЛ-0,4 кВ). Мало того, необходимо автоматизировать процесс расчета баланса в каждом фидере 6 - 10 кВ. То есть вычислить разницу между тем, сколько энергии поступило в фидер с подстанции, и сколько отпущено и оплачено потребителями, и выявить, где именно и почему потерялась часть энергии. Это огромная по своему значению и по трудоемкости задача. Посудите сами, для ее осуществления требуются данные районов электрических сетей о структуре сетей, о потребителях и их лицевых счетах, необходимо все это связать и систематизировать, а также постоянно прослеживать и обновлять информацию, не говоря уже о составлении балансов и проведении анализа. Да, это сложно, но выполнимо. Внедрение этого проекта уже на завершающем этапе. Конечно, потребуется время, для того чтобы организовать и скоординировать работу, но мы смеем надеяться, что в 2006 году пофи-дерный баланс будет внедрен полностью. А это позволит направленно работать в области снижения коммерческих потерь и добиваться максимальных результатов.

В последнее время в связи с активизацией вопроса управления потерями меняется и структура компании (добавляются новые структурные единицы и должности), ужесточаются требования к персоналу, добавляются новые задачи. Это необходимая цена успеха. Конечно, еще много нужно работать над организацией труда, над регламентированием взаимоотношений между структурными единицами энергокомпании и сторонними организациями, но все в наших руках.

В текущем году на направление снижения потерь выделены значительные средства и силы. Так что смеем надеяться, что через год мы увидим еще более благоприятные результаты выполнения плана потерь. Но произойдет это только при том условии, что в нашей с вами работе не будет места скепсису и разобщенности и мы будем четко понимать, что стремимся к улучшению качества нашей же жизни не только как работников процветающей компании, но и как простых потребителей электроэнергии.

| скачать бесплатно Возможно ли управлять потерями электроэнергии? , Якшина Н.,

Возможно ли управлять потерями электроэнергии? Расчет объема производства тепловой энергии и структуры полезного отпуска.

Объем производства тепловой энергии

Структура полезного отпуска тепловой энергии

Планирование потребностей в материальных ресурсах