ООО "Саратовское предприятие городских электрических сетей". Потери в сетях электроснабженияДиалог 8. Кто платит за технологические потери в сетяхВ многоквартирном жилом доме нет иной возможности обеспечить достоверность и прозрачность в расчетах за потребляемую электрическую энергию, кроме установки общедомового электросчетчика. Эту простую истину понимают все, несмотря на то, что иногда понятие общедомовых приборов учета путают с понятием приборов учета на местах общего пользования. В этой связи сразу отметим, что общедомовой прибор учета электрической энергии используется для определения всего объема электроэнергии, поставляемой в многоквартирный дом. Он может быть только один и устанавливается на вводе в дом. Приборы учета электрической энергии на местах общего пользования устанавливаются для определения электроэнергии, питающей оборудование на отдельных общих участках электрической сети в доме. Таких приборов может быть несколько в каждом подъезде. Например, они могут устанавливаться для контроля за энергопотреблением лифтового оборудования, осветительных установок лестничных клеток и приподъездных участков, насосного оборудования и т.д. Частое непонимание со стороны не только жителей, но и некоторых председателей УК, ТСЖ и ЖСК вызывают два вопроса, которые мы подробно разберем в данном диалоге. Первый вопрос связан со сроками установки общедомовых приборов учета электроэнергии. Федеральный закон № 261 от 04.11.09 «Об энергосбережении» обязал собственников помещений в многоквартирных домах оснастить свои дома коллективными (общедомовыми) приборами учета используемой электроэнергии до 1 июля 2012 года. Если собственники не позаботились об этом, то ровно один год – до 1 июля 2013 года – дан ресурсоснабжающим организациям, поставляющим в дома электроэнергию, установить общедомовые приборы учета. При этом ресурсоснабжающая организация официально уведомляет управляющие комиссии многоквартирных домов о намерении произвести установку прибора. Если в течение пяти дней управляющие комиссии не изъявляют желания произвести установку приборов, то ресурсоснабжающая организация ставит прибор учета сама. Кроме того, что нужно обеспечить допуск указанных организаций к местам установки общедомовых приборов учета, управляющие комиссии многоквартирных домов должны оплатить расходы ресурсоснабжающих организаций на установку этих приборов. Лица, отказывающиеся от оплаты таких расходов в добровольном порядке, должны будут это сделать в судебном порядке, оплатив также и расходы электросетевых организаций в связи с необходимостью принудительного взыскания. Общедомовой прибор учета способствует выявлению и учету потерь во внутридомовых электрических сетях. Потери в сетях возникают в связи с целым рядом причин. Например, из-за погрешностей системы учета электроэнергии, связанных с неисправностями либо ненормированными условиями работы внутридомовых счетчиков, а также ошибками в снятии показаний счетчиков либо умышленными искажениями записей; из-за хищений электроэнергии; по причине изношенности электропроводки и т.д. П. 1 ст. 158 Жилищного кодекса обязал собственников помещений в многоквартирном доме участвовать в расходах на содержание общего имущества соразмерно своей доле в праве общей собственности на это имущество. Законодательство в состав общего имущества включает внутридомовую систему электроснабжения, состоящую из: вводных шкафов, вводно-распределительных устройств, аппаратуры защиты, контроля и управления, коллективных (общедомовых) приборов учета электрической энергии, этажных щитков и шкафов, осветительных установок помещений общего пользования, грузовых, пассажирских и пожарных лифтов и др. Оплата потерь также возложена на жильцов многоквартирного дома, и это логично, поскольку потери в общедомовых электрических сетях являются неотъемлемой частью содержания этих сетей. Второй вопрос связан с местом установки общедомовых приборов учета электроэнергии и с необходимостью в некоторых случаях оплачивать, помимо потерь во внутридомовых сетях, потери на участке сети от дома до границы балансовой принадлежности сетевой компании. Постановлением Правительства от 4 мая № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии…» закреплено, что приборы учета подлежат установке на границах балансовой принадлежности энергопринимающих устройств смежных субъектов розничного рынка, в нашем случае потребителей и сетевых организаций, поставляющих электроэнергию. Определение границы балансовой принадлежности дает Постановление Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. № 861 «Об утверждении правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…» – это линия раздела объектов электроэнергетики между владельцами по признаку собственности или владения на ином предусмотренном федеральными законами основании, определяющая границу эксплуатационной ответственности между сетевой организацией и потребителем услуг по передаче электрической энергии за состояние и обслуживание электроустановок. Таким образом, согласно законодательству, граница балансовой принадлежности проходит точно в том месте, где заканчивается имущественное право электросетевой организации, поставляющей электроэнергию потребителям, и начинается имущественное право потребителей, т.е. на клеммах трансформаторных установок в подстанции. Следовательно, там и следует устанавливать общедомовые приборы учета. Проблема заключается в том, что находятся потребители, которые в самостоятельном порядке устанавливают общедомовой прибор на вводе в дом и стремятся платить по показаниям этого прибора без учета указанных технологических потерь. Эти потребители ссылаются на Постановление Правительства от 13.08.2006 г. № 491 «Об утверждении правил содержания общего имущества в многоквартирном доме…». П. 8 данных правил гласит, что внешней границей сетей электроснабжения, 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. Данный пункт правил, между прочим, использует еще одно понятие – «эксплуатационная ответственность». Если граница балансовой принадлежности делит инженерные сети по признаку собственности или иного законного владения, то граница эксплуатационной ответственности предполагает линию раздела по признаку возложения бремени содержания инженерных коммуникаций. И с этим никто не спорит, ресурсоснабжающая организация готова, если иное не установлено соглашением собственников помещений с исполнителем коммунальных услуг или ресурсоснабжающей организацией, содержать инженерные коммуникации, ремонтировать кабель либо производить его полную замену. Однако мало того, что потребители зачастую путают первых два понятия, сюда добавляется еще и третье – «технологические потери в сетях». Законодательство (п. 144 Постановления Правительства от 4 мая № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии…») обязало оплачивать также потери электрической энергии, возникающие на участке сети от границы балансовой принадлежности объектов электроэнергетики до места установки общедомового прибора учета, в случае, если прибор учета расположен не на границе балансовой принадлежности (см. рис.). Поэтому энергосетевые организации в описанном случае вынуждены устанавливать контрольный прибор учета в подстанциях на границе балансовой принадлежности и корректировать показания общедомового прибора учета на величину таких потерь.
Так что помимо задачи оснащения жилых многоквартирных домов общедомовыми электросчетчиками сегодня стоит задача осознания жителями этих домов – потребителями электричества, – что следует оплачивать также потери в электросетях, и не только внутренние, но и внешние, т.е. на всем участке сети до границы балансовой принадлежности. You have no rights to post comments www.spges.ru ОСОБЕННОСТИ РАСЧЁТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В МЕСТНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ
В настоящее время потери электроэнергии учитываются в виде процентной надбавки, исчисляемой от потребляемой активной энергии для потребителей, имеющих приборы учёта не на границе балансовой принадлежности. Процентные ставки потерь нормируются следующим образом: · сети 6-10 кВ – 3,26%; · трансформаторы – 2,66%; · сети 0,4 кВ – 6,32%. Считать указанные процентные ставки универсальными нельзя, поскольку их применение не обосновывается ответами на ряд следующих вопросов: 1. Каким образом учитывается параметры ЛЭП (их длина, сечение), сопротивление короткого замыкания трансформатора? Перечисленные параметры являются однозначными лишь для определённого потребителя и его схемы электроснабжения. 2. Как вышеприведённые процентные ставки отражают режимы потребления электроэнергии (неравномерность графика нагрузки, степень асимметрии по фазам, коэффициент мощности)? Перечисленные величины имеют широкий диапазон варьирования как для электропотребителей различного характера, так и для определённого электроптребителя в течение суток, месяца, года и т.п. Влияние параметров ЛЭП и трансформатора является очевидным, и их учёт требует принятия организационно-технических мер, направленных на единовременные измерения или расчёт перечисленных параметров согласно существующей схеме электроснабжения предприятия и типа установленного трансформатора. Учёт режима электропотребления требует более детальной теоретической проработки и, очевидно, применения на практике соответствующих технических устройств, регистрирующих в течение отчётного периода равномерность графика нагрузки, степень асимметрии нагрузки по фазам и коэффициент мощности нагрузки. Таким образом, для оценки количественного влияния вышеперечисленных факторов на уровень потерь электроэнергии в ЛЭП и обмотках трансформаторов является необходимым: а) разработать математическое описание потерь, отражающее ранее упомянутые факторы; При условном постоянстве уровня нагрузки (график 1 на рис.7.6) и равномерного распределения её по фазам влияние реактивной составляющей тока на потери в сети учитываются усреднённым значением коэффициента мощности (cosφ). Потери электроэнергии в сети ∆W(кВт∙час) определяются следующим выражением:
(7.15) где Ia– активная составляющая тока в сети питания, А; rл – сумма активного сопротивления провода, потери в котором рассчитываются, и активного сопротивления короткого замыкания трансформатора, Ом; ∆t – учитываемый интервал времени, час. Потери электроэнергии для ступенчатого графика нагрузки (график 2 на рис.7.6) находятся из выражения
где I1 и I2 – полный ток в сети питания соответственно для каждого интервала времени, А. Потери электроэнергии в условиях асимметрии по фазам в течение интервала времени ∆ti, характеризующегося неизменными значениями токов в фазах, рассчитываются по формуле:
- коэффициенты несимметрии соответствующих фаз, учитывающие отклонение тока в фазе от среднего значения тока трехфазной сети.
Среднее значение полного тока в фазе сети может быть найдено из соотношения
(7.18) где IA,a, IB,a, IC,a– активная составляющая тока в соответствующей фазе сети питания. Из (7.18) следует, что среднее значение полного тока в фазе является функцией шести независимых переменных, указанных в правой части этого уравнения. Следовательно, имеется реальная возможность существования практически бесконечного числа этих переменных, обеспечивающих одну и туже величину Icp. При существующей системе учёта потребления электроэнергии в местных распределительных сетях трёхфазные счётчики устанавливаются на стороне низшего напряжения и фиксируют суммарное потребление электроэнергии за некоторый интервал времени. По этим измерениям даже в условиях постоянного уровня потребления электроэнергии можно рассчитать только среднее значение активной составляющей тока в сети Icp,a. Величина этой составляющей тока для сети питания, подключенной к понизительной трансформаторной подстанции находится из соотношения:
(7.19)
где W –количество электроэнергии, потреблённой с шин низшего напряжения подстанции, кВт∙час; U2 – линейное напряжение на шинах низшего напряжения, В; ∆t – учитываемый интервал времени, час; К=U1/U2– коэффициент трансформации трансформатора. Из (7.19) невозможно однозначно перейти к расчёту потерь по (7.17), что свидетельствует об отсутствии расчётных обоснований ранее названных процентных ставок потерь. Эти ставки директивно увязывают потери электроэнергии потребителей, чьи приборы учёта находятся не на границе балансовой принадлежности сети, с количеством израсходованной потребителем электроэнергии. В связи с изложенным установленные процентные ставки потерь можно оправдать лишь среднестатистическими данными, которые в большей или меньшей степени будут соответствовать действительным уровням потерь. Как было показано, при одних и тех же значениях rл и Icp,a уровень потерь будет зависеть от коэффициентов мощности и асимметрии нагрузок по фазам. Оба этих параметра могут существенно варьироваться от потребителя к потребителю, а также у одного и того же потребителя в течение суток и посезонно. Следовательно, при существующем в настоящее время приборном обеспечении измерения потребления электроэнергии реальный уровень потерь может значительно отличаться от величин, регламентированных процентными ставками потерь.
Похожие статьи:poznayka.org Коммерческие потери электроэнергии и их снижениеЧем больше потерь электроэнергии у сетевых компаний, тем выше цена на электроэнергию, постоянное повышение которой тяжелым бременем ложится на потребителя. Общие сведения Структура фактических потерь электроэнергии состоит из многих составляющих. Ранее их часто укрупнено объединяли в две большие группы: технические и коммерческие потери. К первым относили нагрузочные, условно-постоянные потери и расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. Все остальные потери, в том числе инструментальные погрешности измерений, относили ко второй группе потерь. В такой классификации есть определенные условности. Расход электроэнергии на собственные нужды не является по своей сути «чистыми» техническими потерями, и учитывается электросчетчиками. Так же и метрологические погрешности, в отличие от других составляющих коммерческих потерь, имеют иную природу возникновения. Поэтому «коммерческие потери» изначально трактовались довольно обширно, есть даже такое определение, как «допустимый уровень коммерческих потерь» - значение коммерческих потерь электроэнергии, обусловленное погрешностями системы учета электроэнергии (электросчетчиков, трансформаторов тока и напряжения) при соответствии системы учета требованиям ПУЭ. [1] В настоящее время при классификации потерь электроэнергии более часто употребляется термин «технологические потери электроэнергии», определение которого установлено Приказом Минэнерго РФ от 30.12.08 № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям». Собирательное выражение «коммерческие потери электроэнергии» на сегодняшний день не закреплено в законодательстве, но встречается в отраслевых нормативно-технических документах. В одном из них под коммерческими потерями понимается разность между отчетными и техническими потерями, при этом «техническими потерями электроэнергии» считается весь «технологический расход электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям, определяемый расчетным путем» [2]. Также, в форме федерального статистического наблюдения № 23-Н "Сведения о производстве и распределении электрической энергии", утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 01.10.2012 г. № 509, используется отчетный показатель «коммерческие потери». Его определение в рамках формы 23-Н звучит как «данные о количестве электроэнергии, не оплаченной абонентами», без приведения формулы расчета. В отраслевых же отчетных документах сетевых компаний, например в формах 2-рег, 46 –ЭЭ (передача), указываются только фактические потери, а в макетах 7-энерго подробная структура технологических потерь. Коммерческие потери, а также нетехнические или нетехнологические, в этих формах не указываются. В таблицах для обоснования и экспертизы технологических потерь электроэнергии на регулируемый период [3], заполняемых сетевыми организациями, математическая разность между фактическими и технологическими потерями электроэнергии называется «нетехнические потери электроэнергии», хотя логичнее назвать их «нетехнологические». Чтобы избежать путаницы в применяемой терминологии, в укрупненной структуре фактических потерь электроэнергии более корректно обозначить две группы: 1. Технологические потери. 2. Коммерческие потери. Технологические потери включают в себя технические потери в электрических сетях, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии [3]. Они не являются убытками предприятия в полной мере этого слова, так как стоимость их нормативного объема учитывается в тарифе на передачу электроэнергии. Средства на покрытие финансовых издержек, связанных с приобретением электроэнергии для компенсации технологических потерь в рамках установленного норматива, поступают в сетевую компанию в составе собранной выручки за передачу электроэнергии. Технические потери электроэнергии можно рассчитать по законам электротехники, допустимые погрешности приборов учета – на основании их метрологических характеристик, а расход на собственные нужды подстанций определить по показаниям электросчетчиков. Коммерческие потери невозможно измерить приборами и рассчитать по самостоятельным формулам. Они определяются математически как разность между фактическими и технологическими потерями электроэнергии и не подлежат включению в норматив потерь электроэнергии. Затраты, связанные с их оплатой, не компенсируются тарифным регулированием. Применяемое определение «коммерческие» (англ. «commerce» – «торговля») для этого вида потерь, подчеркивает связь убытка с процессом оборота товара, которым является электроэнергия. Потери электроэнергии, относимые к категории коммерческих, большей частью являются электропотреблением, которое по разным причинам не зафиксировано документально. Поэтому оно не учтено как отдача из сетей, и никому из потребителей не предъявлено к оплате. В соответствии с действующим законодательством, сетевые организации обязаны оплачивать фактические потери электрической энергии, возникшие в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства [4], следовательно, и коммерческие потери в их составе. Коммерческие потери электроэнергии в отличие от технологических являются прямым финансовым убытком сетевых компаний. Являясь, с одной стороны, причиной денежных расходов сетевого предприятия, они в то же время являются и его упущенной выгодой от неоплаченной передачи электроэнергии. Поэтому сетевые организации в большей степени, чем другие участники рынка электроэнергии, заинтересованы в максимально точном учете электроэнергии и правильности расчетов её объемов в точках поставки на границах своей балансовой принадлежности. Можно говорить о некорректности перекладывания на сетевые компании всей финансовой ответственности за коммерческие потери электроэнергии, поскольку причины их возникновения, а также эффективность их выявления и устранения зависят не только от электросетевых компаний. Но факт остается фактом: коммерческие потери электроэнергии являются «головной болью» в первую очередь сетевых организаций. В то же время несовершенство законодательно - правовой базы, отсутствие у сетевых предприятий прямых договорных отношений по энергоснабжению с потребителями, недостаточное финансирование и невозможность значительного увеличения штата сотрудников, контролирующих электропотребление, ограничивает возможности сетевых организации в выявлении и устранении причин возникновения коммерческих потерь электроэнергии. Причины возникновения коммерческих потерь электроэнергии Величина коммерческих потерь электроэнергии зависит от значений других структурных показателей баланса электроэнергии. Чтобы узнать объем коммерческих потерь электроэнергии за определенный период, необходимо сначала составить баланс электроэнергии рассматриваемого участка электрической сети, определить фактические потери и рассчитать все составляющие технологических потерь электроэнергии. Дальнейший анализ потерь электроэнергии помогает локализовать их участки и выявить причины их возникновения для последующего выбора мероприятий по их снижению. Основные причины коммерческих потерь электроэнергии можно объединить в следующие группы: 1. Инструментальные, связанные с погрешностями измерений количества электроэнергии. 2. Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям. 3. Несанкционированное электропотребление. 4. Погрешности расчета технологических потерь электроэнергии. 1. Работа измерительных комплексов электроэнергии сопровождается инструментальной погрешностью, величина которой зависит от фактических технических характеристик приборов учета и реальных условий их эксплуатации. Требования к измерительным приборам, установленные законодательными и нормативно–техническими документами, влияют в конечном итоге на максимально допустимую величину недоучета электроэнергии, которая входит в состав нормативных технологических потерь. Отклонение фактического недоучета электроэнергии от расчетного допустимого значения относится к коммерческим потерям. Основные причины, приводящие к появлению коммерческих «инструментальных» потерь: - перегрузка вторичных цепей измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), - низкий коэффициент мощности (cos φ) измеряемой нагрузки, - влияние на счетчик электроэнергии магнитных и электромагнитных полей различной частоты, - несимметрия и значительное падение напряжения во вторичных измерительных цепях, - отклонения от допустимого температурного режима работы, - недостаточный порог чувствительности счетчиков электроэнергии, - завышенный коэффициент трансформации измерительных ТТ, - систематические погрешности индукционных электросчетчиков. Также на результат измерений влияют следующие факторы, наличие которых во многом определяется существующим в сетевой организации уровнем контроля состояния и правильности работы используемого парка приборов учета: - сверхнормативные сроки службы измерительных комплексов, - неисправность приборов учета, - ошибки при монтаже приборов учета, в т. ч. неправильные схемы их подключения, установка измерительных ТТ с различными коэффициентами трансформации в разные фазы одного присоединения и т.п. До сих пор в эксплуатации имеются устаревшие, выработавшие свой ресурс индукционные электросчетчики класса точности 2,5. Причем такие приборы учета встречаются не только у потребителей – граждан, но и у потребителей - юридических лиц. Согласно действовавшему до 2007г. ГОСТ 6570-96 «Счетчики активной и реактивной энергии индукционные», срок эксплуатации счетчиков электроэнергии с классом точности 2,5 был ограничен первым межповерочным интервалом, а с 01.07.97 выпуск счетчиков класса 2,5 прекращен. Индукционные счетчики класса точности 2,5 исключены из Государственного реестра средств измерений, они не производятся и не принимаются на поверку. Срок поверки для однофазного индукционного счетчика составляет 16 лет, а трехфазного – 4 года. Поэтому, по срокам межповерочного интервала, трехфазные индукционные электросчетчики класса точности 2,5 не должны применяться для коммерческого учета электроэнергии уже несколько лет. Действующий в настоящее время ГОСТ Р 52321-2005 (МЭК 62053-11:2003) распространяется на электромеханические (индукционные) счетчики ватт-часов классов точности 0,5; 1 и 2. Для индукционных электросчетчиков класса 2,5 в настоящее время нет действующих нормативных документов, устанавливающих метрологические требования. Можно сделать вывод о том, что применение в настоящее время однофазных индукционных электросчетчиков с классом точности 2,5 в качестве средств измерения не соответствует положениям Федерального закона от 26.06.2008 № 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений". 2. Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям обусловлены следующими факторами: - Искажения данных о фактических показаниях счетчиков электроэнергии на любом этапе операционного процесса. Сюда относятся ошибки при визуальном снятии показаний счетчиков, неточная передача данных, неправильный ввод информации в электронные базы данных и т.п. - Несоответствие информации о применяемых приборах учета, расчетных коэффициентах, их фактическим данным. Ошибки могут возникать уже на этапе заключения договора, а также при неточном внесении информации в электронные базы данных, их несвоевременной актуализации и т.п. Сюда же следует отнести случаи замены приборов учета без одновременного составления актов и фиксации показаний снятого и установленного счетчика, коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов. - Неурегулированные договорные условия в области электроснабжения и оказания услуг по передаче электроэнергии в отношении состава точек поставки, приборов учета и применяемых алгоритмов расчета потерь в электрооборудовании при их установке не на границе балансовой принадлежности. Подобные ситуации могут приводить не только к ошибкам в расчетах, особенно при смене владельца объекта, реструктуризации организаций - потребителей электроэнергии и т.п., но и к фактическому «бездоговорному» электроснабжению объектов в отсутствие официального внесения конкретных точек поставки в договоры энергоснабжения или оказания услуг по передаче электроэнергии. - Неодновременность снятия показаний приборов учета электроэнергии, как у потребителей, так и по точкам поступления электроэнергии в сеть (отдачи из сети). - Несоответствие календарных периодов выявления и включения неучтенной электроэнергии в объемы её передачи. - Установка приборов учета не на границе балансовой принадлежности сетей, неточности и погрешности применяемых алгоритмов расчета потерь электрической энергии в элементах сети от границы балансовой принадлежности до точки измерения, либо отсутствие таких алгоритмов для «дорасчета» потерь электроэнергии. - Определение количества переданной электроэнергии расчетными методами в отсутствие приборов учета или его неисправности. - «Безучетное» электроснабжение, с определением количества потребленной электроэнергии по установленной мощности электроприемников, а также с применением других нормативно-расчетных методик. Такие случаи нарушают положения Федерального закона № 261 - ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации " от 23.11.2009, в части оснащения приборами учета электрической энергии и их ввода в эксплуатацию. - Недостаточная оснащенность приборами учета электрической энергии границ балансовой принадлежности электрических сетей, в т.ч. с многоквартирными жилыми домами. - Наличие бесхозяйных сетей, отсутствие работы по установлению их балансодержателей. - Применение замещающей (расчетной) информации за время недоучета электроэнергии при неисправности прибора учета. 3. Несанкционированное электропотребление. К данной категории следует отнести так называемые «хищения» электроэнергии, к которым относят несанкционированное присоединение к электрическим сетям, подключение электроприемников помимо электросчетчика, а также любые вмешательства в работу приборов учета и иные действия с целью занижений показаний счетчика электроэнергии. Сюда же следует отнести и несвоевременное сообщение в энергоснабжающую организацию о неисправностях приборов учета. Несанкционированное электропотребление электроэнергии часто составляют основную долю коммерческих потерь, особенно в сети 0,4кВ. Всевозможными способами хищений электроэнергии занимаются в большинстве своем бытовые потребители, особенно в частном жилом секторе, но имеются случаи хищения электроэнергии промышленными и торговыми предприятиями, преимущественно небольшими. Объемы хищений электроэнергии возрастают в периоды пониженной температуры воздуха, что свидетельствует о том, что основная часть не учитываемой электроэнергии в этот период расходуется на отопление. 4. Погрешности расчетов технологических потерь электроэнергии: Поскольку коммерческие потери - расчетная величина, получаемая математически, то погрешности определения технологического расхода электроэнергии имеют прямое влияние на значение коммерческих потерь. Погрешности расчетов технологических потерь обусловлены применяемой методикой расчетов, полнотой и достоверностью информации. Точность расчетов нагрузочных потерь электроэнергии, проводимых методов оперативных расчетов или расчетных суток, несомненно выше, чем при расчетах по методу средних нагрузок или обобщенным параметрам сети. К тому же, реальные технические параметры элементов электрической сети зачастую имеют отклонения от справочных и паспортных значений, применяемых в расчетах, что связано с продолжительностью их эксплуатации и фактическим техническим состоянием электрооборудования. Информация о параметрах электрических режимов работы сети, расходах электроэнергии на собственные нужды, также не обладает идеальной достоверностью, а содержит некоторую долю погрешности. Все это определяет суммарную погрешность расчетов технологических потерь. Чем выше их точность, тем более точным будет и расчет коммерческих потерь электроэнергии. Пути снижения коммерческих потерь Мероприятия, направленные на снижение коммерческих потерь электроэнергии определяются причинами их возникновения. Многие мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии, достаточно подробно освещены в научно-технической литературе [5], [6]. Основной перечень мероприятий, направленных на совершенствование приборов учета электроэнергии приведен в отраслевой инструкции [1]. Мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии можно условно разделить на две группы: 1. Организационные, повышающие точность расчетов показателей баланса электроэнергии, в т.ч. полезного отпуска потребителям. 2. Технические, в основном связанные с обслуживанием и совершенствованием систем учета электроэнергии. К основным организационным мероприятиям следует отнести следующие: - Проверка наличия актов разграничения балансовой принадлежности по точкам поставки внешнего и внутреннего сечения учета электроэнергии, своевременная фиксация всех точек поставки электроэнергии, проверка на соответствие с договорными условиями. - Формирование и своевременная актуализация баз данных о потребителях электроэнергии и группах учета, с привязкой их к конкретным элементам схемы электрической сети. - Сверка фактических технических характеристик приборов учета и применяемых в расчетах. - Проверка наличия и правильности алгоритмов «дорасчета» потерь при установке приборов учета не на границе балансовой принадлежности. - Своевременная сверка показаний приборов учета, максимальная автоматизация операционной деятельности по расчетам объемов электроэнергии для исключения влияния «человеческого фактора». - Исключение практики «безучетного» электроснабжения. - Выполнение расчетов технологических потерь электроэнергии, повышение точности их расчетов. - Контроль фактических небалансов электроэнергии на ПС, своевременное принятие мер по устранению сверхдопустимых отклонений. - Расчеты «пофидерных» балансов электроэнергии в сети, балансов по ТП 10(6)/0,4 кВ, в линиях 0,4 кВ, для выявления «очагов» коммерческих потерь электроэнергии. - Выявление хищений электроэнергии. - Обеспечение персонала, выполняющего проверки приборов учета и выявление хищений электроэнергии, необходимым инструментом и инвентарем. Обучение методам выявления хищений электроэнергии, повышение мотивации дополнительным материальным вознаграждением с учетом эффективности работы. К основным техническим мероприятиям, направленным на снижение коммерческих потерь электроэнергии, следует отнести следующие: - Инвентаризация измерительных комплексов электроэнергии, маркирование их знаками визуального контроля, пломбирование электросчетчиков, измерительных трансформаторов, установка и пломбирование защитных кожухов клеммных зажимов измерительных цепей. - Своевременная инструментальная проверка приборов учета, их поверка и калибровка. - Замена счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов на приборы учета с повышенными классами точности. - Устранение недогрузки и перегрузки трансформаторов тока и напряжения, недопустимого уровня потерь напряжения в измерительных цепях ТН. - Установка приборов учета на границах балансовой принадлежности, в т.ч. пунктов учета электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности, проходящей по линиям электропередач. - Совершенствование расчетного и технического учета электроэнергии, замена устаревших измерительных приборов, а также приборов учета с техническими параметрами, не соответствующими законодательным и нормативно – техническим требованиям. - Установка приборов учета за пределами частных владений. - Замена «голых» алюминиевых проводов ВЛ – 0,4 кВ на СИП, замена вводов в здания, выполненных голым проводом, на коаксиальные кабели. - Внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), как для промышленных, так и для бытовых потребителей. Последнее из перечисленных мероприятий является наиболее эффективным в снижении коммерческих потерь электроэнергии, поскольку является комплексным решением основных ключевых задач, обеспечивая достоверное и дистанционное получение информации от каждой точки измерения, осуществляя постоянный контроль исправности приборов учета. Кроме того, максимально усложняется осуществление несанкционированного электропотребления, и упрощается выявление «очагов» потерь в кратчайшие сроки с минимальными трудозатратами. Ограничивающим фактором широкой автоматизации учета электроэнергии является дороговизна систем АИИС КУЭ. Реализацию данного мероприятия возможно осуществлять поэтапно, определяя приоритетные узлы электрической сети для автоматизации учета на основании предварительного энергетического обследования с оценкой экономической эффективности внедрения проекта. Для решения вопросов по снижению коммерческих потерь электроэнергии также необходимо совершенствовать нормативно-правовую базу в области энергоснабжения и учета электроэнергии. В частности, применение нормативов потребления коммунальных услуг по электроснабжению должно побуждать абонентов к скорейшей установке приборов учета (устранения их неисправностей), а не к подсчету выгоды от их отсутствия. Процедура допуска представителей сетевых компаний для проверки состояния приборов учета и снятия их показаний у потребителей, в первую очередь у физических лиц, должна быть максимально проста, а ответственность за несанкционированное электропотребление усилена. Заключение Коммерческие потери электроэнергии являются серьезным финансовым убытком сетевых предприятий, отвлекают их денежные средства от решения других насущных задач в области электроснабжения. Снижение коммерческих потерь электроэнергии является комплексной задачей, которая в своем решении требует разработки конкретных мероприятий на основе предварительного энергообследования и определения фактической структуры потерь электроэнергии и их причин. АНО «Агентство по энергосбережению УР» выполняет все работы, связанные с энергетическим обследованием предприятий, мониторингом электропотребления, расчетом и нормированием технологических потерь электроэнергии, определением структуры потерь электроэнергии и разработкой мероприятий по их снижению. ЛИТЕРАТУРА: 1. РД 34.09.254 «Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. И 34-70-028-86», М., СПО Союзтехэнерго, 1987 2. РД 153-34.0-09.166-00 «Типовая программа проведения энергетических обследований подразделений электрических сетей АО-энерго», СПО ОРГРЭС, 2000 3. Приказ Министерства энергетики РФ от 30.12.2008 г. № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям» 4. Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг (утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 г. № 861) 5. Воротницкий В.Э, Калинкина М.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях (Учебно-методическое пособие) – М.: ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПКгосслужбы, 2003 6. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А., Паринов И.А., Туркина О.В. Методы и средства расчета, анализа и снижения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям М.: ДиалогЭлектро, 2006 автор Мохов С.Л. energosber18.ru |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
(7.16)
(7.17)
где Iср– среднее значение полного тока в фазе, А;
Рис.7.6. График равномерной (1) и неравномерной (2) нагрузок сети.
