Расчет потерь электроэнергии у потребителя и субпотребителя, и потребленных КВт

Потери электроэнергии в электрических сетях

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.

  1. 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.
  1. 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.
Читайте также:
Проекты домов с подвалом: особенности проектирования, чертежи, фото

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

Потери электроэнергии и баланс

Потери имеют место при передаче электроэнергии в каждой цепочке электросети.

Фактические (их иногда называют – отчетные) потери всегда вычисляются как разность электроэнергии, которая поступила в сеть и энергии, переданной из сети потребителям.

Эти потери имеют следующие виды, а именно потери в элементах сети, имеющие физический характер; расходование энергии на обеспечение работоспособности техники, установленной на трансформаторных и иных подстанциях и обеспечивающих передачу электроэнергии; погрешности в работе приборов учета; хищение электроэнергии и т.п.

Таким образом потери можно разделить по следующим группам:

1) технологические потери электроэнергии, которые вытекают из физических процессов в кабеле и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям;

2) расходование электроэнергии на личные нужды подстанций, необходимое для обеспечения работы оборудования подстанций и работников, устанавливаемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах ;

3) инструментальные погрешности

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии;

В силу закона Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства, за вычетом стоимости потерь, учтенных в ценах (тарифах) на электрическую энергию на оптовом рынке.

При этом, размер реальных (фактических) потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, поставленной в электрическую сеть и объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами, присоединенными к этой сети.

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.

Нормативы технологических потерь устанавливаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 года № 861 и методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях.

Постановление Арбитражного суда Московского округа от 30.10.2019 N Ф05-14358/2019 по делу N А40-114979/2017 Требование: О взыскании стоимости фактических потерь электрической энергии, неустойки. Решение: В удовлетворении требования частично отказано, поскольку установлен факт занижения исполнителем объема полезного отпуска и увеличения стоимости фактических потерь.

Читайте также:
Описание материалов для утепления стен изнутри

Постановление Арбитражного суда Московского округа от 24.06.2019 N Ф05-5541/2019 по делу N А41-74669/2017 Требование: О взыскании: 1) Задолженности по оплате фактических потерь; 2) Неустойки. Решение: 1) В удовлетворении требования частично отказано, поскольку исполнитель-1 надлежащим образом исполнял в спорный период обязанность по определению объема потребления электрической энергии в целях определения фактических потерь электрической энергии; 2) Требование удовлетворено частично, поскольку исполнителем-1 несвоевременно произведена оплата оказанных услуг, однако установленный договором механизм оплаты оказанных услуг не предполагает иного порядка получения исполнителем-1 денежных средств, кроме как от котлодержателя, кроме того, размер неустойки снижен на основании ст. 333 ГК РФ.

Постановление Арбитражного суда Северо-Кавказского округа от 15.08.2019 N Ф08-6950/2019 по делу N А32-45413/2017 Требование: О признании недействительным решения налогового органа. Обстоятельства: Налоговый орган начислил: 1) НДС, налог на прибыль за неправомерное отнесение обществом в состав налоговых вычетов и расходов стоимости нагрузочных потерь при приобретении электроэнергии; 2) штраф по п. 1 ст. 126 НК РФ за непредставление документов. Решение: Требование удовлетворено, поскольку: 1) общество как покупатель электрической энергии обязано приобретать ее по ценам, включающим в себя стоимость нагрузочных потерь, которые теряются в процессе ее передачи, а не реализуются в дальнейшем;

Постановление Арбитражного суда Центрального округа от 22.03.2018 N Ф10-787/2018 по делу N А48-7177/2015 Требование: О взыскании задолженности по оплате коммунальных платежей, пени. Обстоятельства: Истец ссылается на наличие у ответчика задолженности по договору управления нежилым зданием. Встречное требование: О признании факта отсутствия задолженности по коммунальным услугам по договору управления, признании факта переплаты за теплоэнергию и техническое обслуживание. Решение: 1) Основное требование удовлетворено, поскольку факт наличия спорной задолженности установлен; 2) В удовлетворении встречного требования отказано, поскольку доказательств переплаты ответчиком не представлено, заявленные требования носят противоречивый характер.

Расчет потерь электроэнергии у потребителя и субпотребителя, и потребленных КВт

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

от 14 мая 2012 года N ___

Об утверждении Инструкции по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

2. Признать утратившими силу:

УТВЕРЖДЕНА
приказом Минэнерго России
от “–” —- 20– г. N—
Зарегистрирована в Минюсте России
от “—” —– 20— г. N—-

Инструкция по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

I. Общие положения

1. Настоящая Инструкция разработана в целях расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях организаций, осуществляющих услуги по передаче электроэнергии, в том числе:

– по электрическим сетям, принадлежащим организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, и по объектам электросетевого хозяйства, входящим в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть (далее – ЕНЭС), принадлежащим иным законным владельцам;

– по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином другом основании территориальным сетевым организациям, в том числе по электрическим сетям сетевых организаций, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности (далее – ТСО),

а так же для иных случаев, в которых требуется определение величины технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, в том числе в целях контроля за их уровнем.

2. В случае если энергопринимающие установки потребителей электроэнергии присоединены к объектам электросетевого хозяйства, которые не имеют собственника, собственник которых неизвестен или от права собственности на которые отказался, ТСО, к электрическим сетям которых присоединены такие объекты, рассчитывают технологические потери электроэнергии в них отдельно от расчета технологических потерь, возникающих в электрических сетях, принадлежащих ТСО.

Факт наличия таких сетевых объектов подтверждается документом компетентного органа администрации соответствующего муниципального образования, содержащим технические характеристики указанных сетевых объектов, являющихся частью электрической сети на территории муниципального образования.

3. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются по уровням напряжения:

на высоком напряжении – 110 кВ и выше (ВН) (раздельно для уровней напряжения 110-150 кВ, 220 кВ, 330 кВ, 400-500 кВ и 750-1150 кВ);

на среднем первом напряжении – 27,5-60 кВ (СНI);

на среднем втором напряжении – 1-20 кВ (СНII);

на низком напряжении – ниже 1 кВ (НН).

4. Нормативы технологических потерь электроэнергии рассчитываются и утверждаются в соответствии с порядком и методами, описанными в настоящей Инструкции.

5. Нормативы технологических потерь электроэнергии утверждаются Минэнерго России:

для ЕНЭС в целом:

в относительном и абсолютном значении в целом по электрической сети;

для ЕНЭС по субъектам Российской Федерации:

в относительном и абсолютном значении в целом по электрической сети

и с разбивкой на диапазоны напряжения 330-1150 кВ и 0,4-220 кВ;

в относительном и абсолютном значении в целом по электрической сети

и с разбивкой по уровням напряжения ВН, СНI, СНII, НН.

6. В зависимости от периода тарифного регулирования (год или долгосрочный) Минэнерго России утверждает нормативы технологических потерь на период регулирования “год” или на первый год долгосрочного периода регулирования.

II. Структура технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

7. Технологические потери электроэнергии (далее – ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в оборудовании электрических сетей, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, расхода электроэнергии на плавку гололеда и потерь, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (приложение 1 к настоящей Инструкции).

Читайте также:
Расчет осадки фундамента методом послойного суммирования

8. Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь, практически не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) – условно-постоянных потерь, и потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки) – нагрузочных (переменных) потерь.

9. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяется в соответствии с показаниями приборов учета. При отсутствии приборов учета используются результаты энергетического обследования. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций приведена в приложении 2 к настоящей Инструкции.

10. Расход электроэнергии на плавку гололеда определяется в соответствии с показаниями приборов учета. В случае отсутствия приборов учета, расход определяется в соответствии приложением 1 к настоящей Инструкции.

11. Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции.

III. Принципы и порядок нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

III.1. Общие принципы

12. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются по фактическим (базовый период) и прогнозным показателям (регулируемый период) баланса электроэнергии с учетом инвестиционных и производственных программ и программ энергосбережения.

13. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянные, нагрузочные и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета.

14. Нагрузочные и условно-постоянные потери электроэнергии в базовом периоде определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции в оборудовании электрических сетей, участвующих в оказании услуг по передаче, с использованием фактических нагрузок базового периода.

15. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборами учета, в базовом периоде определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции. Расчет выполняется по данным средств измерений, участвующих в формировании объема оказанных услуг по передаче электроэнергии базового периода. Класс точности приборов учета, участвующих в расчете данного вида технологических потерь электроэнергии, должен соответствовать классу точности, определенному соответствующими нормативно-правовыми актами; если класс точности используемых приборов учета не соответствует требованиям нормативно-правовых актов, в целях расчета принимается нижняя граница допустимого класса точности.

16. Нагрузочные и условно-постоянные потери электроэнергии в периоде регулирования определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции в оборудовании электрических сетей, планируемом в участии в оказании услуг по передаче, с использованием ожидаемых прогнозных нагрузок периода регулирования.

17. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ТСО определяются:

= ,

потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, за базовый период в относительных единицах, рассчитанные для базового года (Методика расчета приведена в приложении 1 к настоящей Инструкции);

отпуск электроэнергии в сеть периода регулирования.

18. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ЕНЭС определяются:

= .

отпуск электроэнергии из сети периода регулирования.

19. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в целом и по уровням напряжения по абсолютной величине () на регулируемый период определяются:

.

условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период;

нагрузочные потери электроэнергии на регулируемый период.

20. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в относительном значении определяются в процентах по электрической сети в целом и по уровням напряжения и рассчитываются по формулам:

,

где WOC.P – отпуск электроэнергии в сеть ТСО в регулируемом периоде (для ЕНЭС – отпуск электроэнергии из сети),

,

где – отпуск электроэнергии в сеть номинального напряжения Ui ТСО в регулируемом периоде, полученный по результатам формирования объема оказанных услуг на передачу, сформированного в соответствии с действующими Методическими указаниями по формированию тарифов (для ЕНЭС – отпуск электроэнергии из сети).

21. В случае если оборудование электрической сети ЕНЭС расположено на территории нескольких субъектов РФ, технологические потери электроэнергии распределяются между субъектами РФ пропорционально объемам оказанных услуг по передаче электроэнергии потребителям, территориально расположенным на соответствующем субъекте:

,

Как рассчитать потери электроэнергии

Объект: . Офис

Площадь: . 42 м.кв

Необходимо было переоборудовать одну из квартир в нашем доме под офис ТСЖ. По рекомендациям было принято решение обратиться в Энерджи.

Объект: . Квартира

Площадь: . 58 м.кв

Я-мама трех дочек. С переездом в новую квартиру в Москве столкнулись с проблемой, как разместить троих детей в одной комнате и при этом.

Объект: . Дом

Площадь: . 680 м.кв

Моя детская мечта, обзавестись своим большим домом, и вот этот момент наступил! Мы с мужем начали думать над проектом, как все будет, что.

Объект: . Дом

Площадь: . 280 м.кв

С женой решили переехать и заняться строительством нового дома. Понадобилась помощь в проектировании инженерных систем. Долго искали.

Объект: . Квартира

Площадь: . 156 м.кв

Заказывала дизайн-проект проект, для квартиры с инженерными проектами в комплекте. Сама не хотела ничего подобного делать и вообще в этом.

Объект: . Дом

Площадь: . 64 м.кв

Давно с мужем мечтали о загородном доме. Купили участок с домом, но дизайн интерьера в нем нам совсем не нравился, мы решили сделать ремонт.

Читайте также:
Ремонт и доработка светодиодного прожектора

Объект: . Квартира

Площадь: . 68 м.кв

После приобретения квартиры столкнулись с необходимостью ремонта. По совету знакомых мы обратились в ENERGY-SYSTEM. В минимально сжатые.

Объект: . Дом

Площадь: . 98 м.кв

Срочно понадобился проект перепланировки загородного дома. Перебрала кучу компаний, но везде дорого, либо не успевают сделать в назначенный.

Объект: . Квартира

Площадь: . 64 м.кв

Родители на свадьбу подарили нам трехкомнатную квартиру. Но сама квартира была в таком ужасном состоянии, что я даже не знала с чего начать.

Объект: . Стоматология

Площадь: . 54 м.кв

Решила открыть частную стоматологию, о которой мечтала с детства. Взяла в аренду помещение, нужен был дизайн-проект, обратилась в Энерджи.

Как правильно рассчитать потери электроэнергии

О потерях энергии в процессе ее передачи собственники электрифицированных объектов стали задумываться сравнительно недавно. В то же время это достаточно важный параметр, который обязательно следует учитывать владельцам частных домов, сельскохозяйственных и других предприятий.

На вопрос, как рассчитать потери электроэнергии, есть один простой ответ – обратиться к специалистам. Проведение подобных расчетов считается достаточно трудоемкой и сложной задачей, для выполнения которой требуются профессионалы, знакомые с необходимыми формулами и умеющие такими формулами пользоваться.

Условия расчета потери электроэнергии

Проще всего проводить расчеты потерь в электрической сети, где используется только один тип провода с одним сечением, к примеру, если на объекте применяется только алюминиевые кабели с сечением в 35 мм. На практике системы с одним типом кабеля практически не встречаются, обычно для электроснабжения зданий и сооружений используются различные провода. В этом случае для получения точных результатов, следует отдельно проводить расчеты для отдельных участков и линий электрической системы с различными кабелями.

Потери в электрической сети на трансформаторе и до него обычно не учитываются, так как индивидуальные приборы учета потребляемой энергии устанавливаются в цепь уже после такого оборудования. Тем не менее если вам требуется высчитать потери на силовом трансформаторе все-таки необходимо, сделать это достаточно просто. Расчет потерь электроэнергии в трансформаторе осуществляется на основе технической документации такого устройства, где будут указаны все необходимые вам параметры.

Следует помнить, что любые расчеты проводятся для определения величины максимальных потерь в ходе передачи электричества.

При проведении вычислений стоит учитывать, что мощность сети электроснабжения склада, производственного предприятия или другого объекта достаточна для обеспечения всех подключенных к ней потребителей, то есть, система сможет работать без перенапряжения даже в моменты максимальной нагрузки на каждом подключенном объекте.

Расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ: формулы, схемы

В таких сетях нет оборудования, в котором имели бы место потери холостого хода. Расчет нагрузочных потерь по известной схеме сети в силу указанных ранее особенностей их схем и нагрузок проводят для каждой фазы. На рис. 2.1 приведена в однолинейном исполнении схема участка сети ВЛ 0,4 кВ, питающегося от одного из ТП 10/0,4 кВ небольшого города. Одного взгляда на этот рисунок достаточно, чтобы понять, насколько трудоемкой является работа по внесению в компьютер данных о схемах всех таких линий, находящихся на балансе сетевой организации. Поэтому оценку потерь в линиях 0,4 кВ при большом их числе обычно проводят на основе упрощенных методов.

Одной из проблем расчета потерь в линиях 0,4 кВ, независимо от применяемого метода расчета, является отсутствие данных об энергии, отпущенной в каждую линию. При установке счетчиков на головных участках линий 0,4 кВ не только существенно увеличивается точность расчета технических потерь, но и решается задача выявления очагов коммерческих потерь.

Рассмотрим методы возможного определения этих данных на основе известного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ. Из заданного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ необходимо вычесть рассчитанные потери в фидере; энергию, отпускаемую в ТП, находящиеся на балансе потребителя (линии 0,4 кВ, питающиеся от данного ТП, также находятся на балансе потребителя); энергию, проходящую по фидеру 6–20 кВ транзитом. Остальная энергия уходит на шины 0,4 кВ ТП, принадлежащих энергоснабжающей организации.

Распределение суммарного отпуска по линиям 0,4 кВ производится на основе следующего алгоритма. В группе линий 0,4 кВ, питающихся от конкретного фидера 6–20 кВ, могут быть линии, на которых установлены счетчики (есть данные об энергии, отпущенной в линию), и линии, для которых таких данных нет.

Из суммарного отпуска энергии во все линии 0,4 кВ данного фидера необходимо вычесть энергию линий, на которых она задана, а остаток распределить по линиям с неизвестными значениями

Рис. 2.1. Схема участка сети ВЛ 0,4 кВ 58

энергии пропорционально сечениям их головных участков (другое условие придумать трудно).

Ниже изложены методы расчета потерь как основе полных схем линий 0,4 кВ, так и оценочные методы.

  1. Расчет потерь на основе полных схем линий
  2. Расчет потерь электроэнергии на основе измеренных максимальных потерь напряжения в линии
  3. Расчет потерь на основе обобщенных данных о схемах линий

Расчет потерь на основе полных схем линий

Основной информацией о нагрузке линии является энергия, отпускаемая в линию с шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ. Как и в сетях 6–20 кВ, энергия, потребляемая в некоторых узлах сети 0,4 кВ, может быть известна. Это относится к относительно крупным (для этих сетей) потребителям – коммунально-бытовым и производственным предприятиям (водокачки, бойлерные, магазины, дома культуры, мастерские по ремонту сельскохозяйственной техники и т. п.). Аналогичная информация по бытовым абонентам может быть получена практически только по данным об оплате электроэнергии.

Читайте также:
Ремонт в сталинке (42 фото): отделка стен, пола, потолка и обустройство кухни

Оплата часто осуществляется с опозданием или, наоборот, впрок; она, как правило, не вполне соответствует фактическому потреблению энергии в расчетном периоде. Поэтому необходимо использовать какие-то допущения о распределении по узлам (и фазам) суммарной энергии (разности между отпуском электроэнергии в данную линию и суммой энергии, заданной в узлах с известным потреблением).

Нагрузки в каждом узле задают в виде трех значений (фазы А, В и С), поэтому число задаваемых нагрузок будет в три раза больше числа узлов схемы. Нагрузки узлов с известным потреблением указывают в виде значений энергии по каждой фазе – для трехфазных нагрузок в каждой фазе указывают 1/3 потребления. Для узлов с неизвестным потреблением указывают коэффициенты, пропорционально которым программа будет распределять остаток энергии.

В сетях 6–10 кВ энергия головного участка распределяется пропорционально мощностям ТП; здесь же нет параметра, хоть как-то характеризующего нагрузку каждой фазы каждого узла, поэтому задавать коэффициенты пропорциональности приходится экспертным путем. Для селитебной территории можно для каждой фазы в узле указывать, например, число присоединенных к ней квартир. Можно взять нагрузку какой-либо фазы какого-либо узла за единицу, а остальные указывать по отношению к ней. Можно распределить по 3 ∙ n точкам 100 единиц, понимая под ними процентное распределение нагрузок.

Коэффициенты во всех точках должны иметь одинаковый масштаб. Они определяют пропорциональность распределения энергии, поэтому, если их изменить в одинаковое число раз, это не повлияет на результаты расчета. Если, например, для конкретного узла задано А = 30; В = 12; С = 0, это означает, что однофазные нагрузки 59 присоединены к фазам А и В (потребители на двухфазном ответвлении), причем энергия, потребляемая от фазы А в 2,5 раза больше, чем от фазы В.

Все заданные «весовые» коэффициенты суммируются программой. Например, при трех узлах с заданными коэффициентами (заданы в виде процентного распределения нагрузок):

1-й узел: А=30; В=12; С=0;

2-й узел: А=20; В=0, С=15;

3-й узел: А=7; В=6, С=10

программа определит сумму всех коэффициентов 30 + 12 + 20 + 15 + + 7 + 6 + 10 = 100, затем определит «цену» в кВт⋅ч одной единицы, разделив распределяемую энергию на 100, и рассчитает все нагрузки в кВт⋅ч, умножив «цену» на коэффициент. Такое распределение нагрузок используется программой РАП-10-ст. Далее расчет проводится методом средних нагрузок.

Расчет потерь электроэнергии на основе измеренных максимальных потерь напряжения в линии

Так как формулы для расчета потерь мощности и потерь напряжения в линии содержат одни и те же параметры, то потери мощности и потери напряжения могут быть выражены друг через друга (см. прил. 3). Расчетная формула для относительных потерь электроэнергии имеет вид:

При наличии ЭП, потребляющих электроэнергию непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него («беспотерьное» потребление), рассчитанное значение ∆W% применяется к электроэнергии, уменьшенной на величину такого потребления.

При расчете потерь в линии с одинаковыми проводами на всех участках коэффициент kэ/н определяют по формуле (прил. 3)

Для воздушных линий x0 ≈ 0,4 Ом/км, а r0 ≈ 28,5/Fг , где Fг – сечение провода головного участка. При этом ξ ≈ F / 71. Учитывая снижение сечения проводов по мере удаления от ТП (особенно на ответвлении, в удаленной точке которого и проводят измерения напряжения), эквивалентное значение ξ снижается. Для практических расчетов примем ξ = Fг /100. При этом формула для коэффициента kэ/н будет иметь вид:

Коэффициент kнн в формуле (2.50) определяют по формуле (П3.18, см. прил. 3). Она довольно сложна для практического применения, так как исходит из необходимости замера токов во всех фазах. Если же характеризовать отличие токов в фазах относительным значением неодинаковости нагрузок фаз δIф = (Iмакс – Iмин) / Iср и принять в качестве характерного значения δIф = 0,5 (что соответствует относительным токам в трех фазах 1,25; 1,0 и 0,75), то коэффициент kнн при одинаковом сечении нулевого и фазного проводов составит 1,13, а при сечении нулевого проводов в два раза меньшем фазного – 1,21. Для линий с различным распределением нагрузок по длине линии целесообразно применять более простую формулу (П3.19).

Недостатком метода расчета потерь мощности по измеренным потерям напряжения в линии является то, что он не учитывает потери энергии в ответвлениях. Потери напряжения до удаленной точки сети не изменяются от того, потребляется ли энергия непосредственно от какого-либо узла магистрали или проходит дальше еще и по ответвлению. Проблемой же практического использования этого метода является необходимость осуществления замеров потерь напряжения в линиях в режиме максимальной нагрузки. Такие замеры не только связаны с большими трудозатратами, но и имеют низкую достоверность. Это обусловлено необходимостью определения времени замеров, соответствующего максимуму нагрузки, и низкой точностью определения потерь напряжения как разности двух близких значений напряжения: каждое из них измерено прибором, конкретная погрешность которого в пределах диапазона, соответствующего классу точности, неизвестна. Другой проблемой является практическая невозможность проверки достоверности этих измерений на стадии экспертизы расчета. Поэтому данный метод можно считать скорее теоретическим, чем практическим, тем более для определения потерь во всех линиях 0,4 кВ, находящихся на балансе сетевой организации.

Читайте также:
Сверхяркие светодиоды - технологическая революция в электрическом освещении

Расчет потерь на основе обобщенных данных о схемах линий

К обобщенным данным относятся: количество линий 0,4 кВ, сечение проводов их головных участков и суммарные длины магистрали, однофазных, двухфазных и трехфазных ответвлений.

Очевидно, что значение потерь зависит не только от суммарной длины участков линий, но и от особенностей их схем и распределения нагрузок по длине линий. Потери в линии, представляющей собой вытянутую магистраль, существенно отличаются от потерь в линии с такой же суммарной длиной участков, но со схемой, похожей на разветвленное дерево. Потери в линии с нагрузкой, сосредоточенной в ее конце, существенно отличаются от потерь в линии с нагрузками, распределенными по ее длине, и тем более с большой нагрузкой, сосредоточенной в ее начале.

Потери электроэнергии в линии 0,4 кВ определяют по формуле (прил. 3)

Из формулы (2.53) видно, что расчетное значение потерь существенно зависит от величины dн. Например, при dн = 0,2 значение потерь снижается до (1–0,2)2 = 0,64 от его значения при dн = 0. На рис. 2.1 к беспотерьным потребителям относятся бойлерная и клуб, получающие питание непосредственно с шин 0,4 кВ ТП. Если не указать их долю в виде dн, то расчет по формуле (2.53) соответствует ситуации равномерного распределения потребляемой ими энергии по всем остальным точкам сети, что при dн = 0,2 приводит к завышению расчетного значения потерь в 1/0,64 = 1,56 раза. В линиях с большой долей потребления энергии вблизи шин 0,4 кВ ТП это увеличение будет еще более существенным. Например, при dн = 0,7 потери окажутся завышенными в 1/0,09 = 11,1 раза и вместо реальных 5 % расчет приведет к 55,5 %. Такой результат вызывает у расчетчика представление об ошибочности метода, хотя причина заключается в ошибочности заданных исходных данных.

Под сечением провода магистрали в формуле (2.53) понимается основное сечение проводов на ее участках. Если, например, с шин трансформатора осуществлен кабельный вывод сечением 120 мм2 и длиной 20 м, а затем идет магистраль длиной 200 м, выполненная проводом сечением 35 мм2 , то следует использовать значение Fм = 35 мм2 .

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают характерные для бытовых потребителей значения kз = 0,3; tgj = 0,6.

Эквивалентную длину линии определяют по формуле

Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной линии.

При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (2.54) подставляют длины линий, определяемые по формуле

Коэффициент k0,4 при расчете потерь электроэнергии в одной линии определяют по формуле

Распределенными нагрузками можно считать потребление энергии бытовыми абонентами (населением). Его можно определить на основе отчетности о полезном отпуске электроэнергии. Долю энергии, потребляемой распределенными нагрузками, определяют по формуле

Долю энергии, потребляемой непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него dн, можно принять равной доле энергии, потребляемой коммунальными, торговыми 63 и культурно-просветительными предприятиями (в сельской местности ТП обычно проектировались рядом с такими потребителями).

В качестве расчетного сечения магистрали для совокупности линий принимают средневзвешенное сечение, определяемое с учетом распределения общего объема энергии по линиям с различными сечениями проводов головных участков. Более правильно определять потери для групп линий с одинаковыми сечениями проводов магистрали.

Следует иметь в виду, что формула (2.53) выведена для усредненной модели линии, поэтому определенные по ней расчетные потери в конкретной линии могут отличаться (иногда существенно) от их значения, определенного при представлении линии полной схемой. Областью использования этой формулы является расчет суммарных потерь в большом числе линий. При таком расчете разнонаправленные погрешности определения потерь в отдельных линиях в значительной степени компенсируются в суммарной величине.

П р и м е р. Рассчитать потери электроэнергии за апрель месяц (Д = 30) в ВЛ 0,4 кВ длиной 1 км, выполненной проводом А-95 (r0 = = 0,30 Ом, x0 = 0,4 Ом) с сосредоточенной в ее конце нагрузкой. За месяц в линию отпущено 10 тыс. кВт⋅ч. Остальные параметры, используемые в расчете, имеют следующие значения: tgj = 0,5; kз = 0,3; kнн = 1,05. Так как данная ВЛ является линией с сосредоточенной нагрузкой, то dр = 0.

Р е ш е н и е. Максимальные значения активной и реактивной нагрузок составляют:

Расчетные потери электроэнергии и потери напряжения в максимум нагрузки, определенные по параметрам линии (эталон для сравнения методов), составляют:

Расчет по формуле (2.53) – по обобщенным параметрам линии – приводит к следующему результату:

Расчет по потерям напряжения в линии выполняем в следующей последовательности. В соответствии с формулой (2.51) при ξ = 0,4 / 0,3 = 1,33:

Если с помощью замера напряжений в начале и конце линии получены потери напряжения, точно соответствующие действительным 14,47 % (что маловероятно), то потери энергии по формуле (2.50) составят:

Полученные результаты показывают, что для такой простой линии результаты расчетов по оценочным выражениям совпадают с результатом точного расчета. Погрешности оценки потерь электроэнергии в реальных сетях более сложных конфигураций будут определяться погрешностями допущений, принятых при выводе формул, и погрешностями измерения потерь напряжения.

Расчет потерь электроэнергии у потребителя и субпотребителя, и потребленных КВт

Учет электроэнергии для предприятий

Читайте также:
Приспособления для заточки ножей: способы сделать лезвие острым

Комплексные решения для малого и среднего бизнеса

Передача почасовых отчетов в энергокомпании

Сдача отчетности в форматах 80020 по регламентам энергокомпаний

Снижение стоимости электроэнергии до 35%

Перевод на выгодную ценовую категорию “Под ключ”

Контроль качества электроэнергии

Фиксация отклонений напряжения и подготовка претензий к энергокомпаниям

Оперативный контроль электропотребления объектов в любое время на своем мобильном устройстве

Электросчётчики с модемами

Комплекты оборудования для быстрого внедрения АСКУЭ

Решения на базе Ваших счётчиков

АСКУЭ с модемом или без него

Как наладить учет электроэнергии по арендаторам и субабонентам

Мы часто встречаемся с тем, что от электросети одного предприятия могут быть запитаны другие потребители. В таких случаях могут возникать перекосы по расчетам, когда предприятие начинает платить не только за себя. Проблемы в расчетах возникают из-за несовершенства учета электроэнергии и из-за не понимания того, как правильно осуществлять вычисления.

Рассмотрим две стандартные ситуации. Первый случай – опосредованное подключение, когда транзитный потребитель заключил прямой договор с энергосбытом, и его электропотребление вычитается из вышестоящей по схеме организации. Подобных потребителей мы будем дальше называть субабонентами. Второй случай – энергосбыт не участвует в схемах расчетов с транзитными потребителями, а предприятие с общим счетчиком самостоятельно выставляет счета за компенсацию электропотребления своим потребителям. Таких транзитников мы будем называть субпотребителями.

Когда в расчетах за электроэнергию применяется первая ценовая категория, и в расчетах участвуют только показания приборов учета, то не возникает никаких сложностей с расчетами транзитных потребителей. Но если применяются почасовые тарифы (с третьей по шестую ценовые категории), то в расчетах за электроэнергию, появляются платежи за мощность. И тут возникает множество недоразумений, влияющих на правильность определения стоимости электроэнергии. Именно этому и посвящена настоящая статья, и в первую очередь посмотрим на отношения по расчетам за электроэнергию с субпотребителями.

Расчеты с субпотребителями

Как правило энергетики предприятий, от сетей которых запитаны транзитные потребители не задумываются о правильности расчетов. Начисления субпотребителям происходят по самой примитивной схеме. Сначала определяется средний тариф, когда итоговая сумма счета за электроэнергию по общему счетчику делится на итоговый объем потребления. А затем по всем субпотребителям показания счетчика умножаются на средний тариф. Насколько корректен такой уравнительный подход, рассмотрим на примере.

Предприятие 1 имеет договор энергоснабжения с ПАО “Мосэнергосбыт” и получает электроэнергию по 4 ценовой категории. Предприятие работает в 3 смены поэтому имеет относительно ровный режим работы. Однако, если мы посмотрим на профиль мощности, снятый с общего электросчетчика, то видим ярко выраженные пики в дневное время, когда стоимость электроэнергии значительно возрастает.

Как выяснилось, от сетей этого предприятия запитан субпотребитель “Предприятие 2”, работающий исключительно в дневное время. Вот его график потребления:

Согласно счету на электроэнергию, Предприятие 1 потребило за январь 165 618 кВтч, на сумму 828,1 тыс. руб. без учета НДС. Эта стоимость, так как применяется четвертая ценовая категория, состоит из нескольких составляющих:

  • 305,1 тыс. руб. – плата за энергию (165 618 кВтч),
  • 178,5 тыс. руб. – плата за мощность покупки (243 кВт),
  • 344,5 тыс. руб. – плата за мощность передачи (363 кВт)

Если рассчитать средний тариф, мы получим ровно 5,00 руб. за каждый киловаттчас без учета НДС. Именно по такому тарифу Предприятие 1 ведет расчеты с Предприятием 2, не забыв начислить сверху 10% эксплуатационных затрат (законны или нет такие надбавки, мы поговорим в конце статьи). Зная расход электроэнергии за январь по счетчику Потребителя 2 (61 033кВтч), получаем стоимость электроэнергии по субпотребителю:

61 033 * 5,00 * 1,1 = 335,7 тыс. руб.

А теперь давайте проведем расчет Предприятия 2 по такой же схеме, как Мосэнергосбыт считает стоимость электроэнергии по Предприятию 1, т.е. как для потребителя четвертой ценовой категории. Для этого нам необходимо определить не только объем потребления, но и мощности покупки и передачи.

Расчеты, выполненные в системе яЭнергетик.рф, показали, что итоговая стоимость составила 401 тыс.руб. без учета НДС, в том числе:

  • 116,7 тыс. руб. – плата за энергию (61 033 кВтч),
  • 75,6 тыс. руб. – плата за мощность покупки (103 кВт),
  • 208,7 тыс. руб. – плата за мощность передачи (220 кВт)

Таким образом, мы видим, что даже с учетом десятипроцентной надбавки к тарифу Предприятие 1 ежемесячно теряет около 65 тысяч рублей из-за неправильной системы расчетов за электроэнергию.

Что не так с расчетами, и откуда взялась такая разница? Как уже было сказано, Предприятие 1 работает в три смены, режим работы – ровный. Таким образом, организация в равной степени потребляет электроэнергию как в часы дорогой, так и в часы дешевой электроэнергии.

Предприятие 2 работает только в дневное время, когда стоимость электроэнергии максимальная. Такой режим потребления негативно сказывается на общей стоимости, увеличивая средний тариф за счет высоких платежей за мощность, потому как мощность рассчитывается только в пиковые часы. В результате, стоимость объема потребления по субпотребителю составляет 38% от итоговых платежей за энергию. А стоимость мощности по нему же составляет 54% от итоговых платежей за мощность покупки и передачи. Если вести расчет по среднему тарифу, то пропорция по мощности не учитывается, а в расчет берется только пропорция по энергии. Как результат – заниженные платежи за электроэнергию по субпотребителю.

Читайте также:
Пропитка для пола в бане: чем покрыть деревянный пол в парилке и предбаннике, чем обработать и пропитать, фото и видео

Чтобы избежать таких проблем, есть только одно решение – выполнять точные расчеты стоимости электроэнергии по субпотребителям и арендаторам с учетом их режима работы, т.е. с подсчетом стоимости мощности. Да, такие расчеты проводить сложнее, но если вы используете систему яЭнергетик, то все вычисления будут выполняться автоматически, и Вы сможете наладить очень точные расчеты со своими субпотребителями.

Обратная ситуация может случиться и с субпотребителем, который потребляет электроэнергию круглосуточно, но запитан от предприятия, работающего в одну смену. В этом случае, при расчетах по среднему тарифу, субпотребитель начнет переплачивать за чужую мощность. Можно указать вышестоящей по схеме организации на этот недочет. Но станут ли там выставлять счета так, как это выгодно вам? Сомневаемся, потому как в законах нет четких разъяснений на этот счет, а применение методики распределения стоимости по среднему тарифу пропорционально объемам потребления не запрещено и может показаться проверяющим органам вполне вразумительным. Но можно легко решить эту проблему с учетом интересов всех сторон. Для этого требуется перейти на прямые расчеты с гарантирующим поставщиком. Т.е сменить статус «субпотребителя», на «субабонента».

Расчеты с субабонентами

Схема, когда каждое предприятие платит само за себя – наиболее правильная. Для этого, все потребители, запитанные опосредованно от сетей других потребителей, должны иметь прямые договорные отношения с гарантирующим поставщиком. Но и тут бывают огрехи, приводящие к сбоям в расчетах и ошибкам на существенные суммы.

Из раздела по расчетам с субпотребителями данной статьи уже стало ясно, что важно обеспечить правильный расчет мощности, но всегда ли это возможно? Да, если везде стоят интервальные счетчики, обеспечивающие почасовой учет электроэнергии. А если стоят обычные счетчики, которые ведут учет электроэнергии только в целом за месяц? Здесь неминуемо возникнут ситуации, когда кто-то начинает переплачивать за другого.

Самое верное решение – обеспечить почасовой учет по всем субабонентам, установив интервальные приборы учета. Но даже в этом случае могут возникать переплаты из-за низкого качества расчетов. Мы часто сталкиваемся с ошибками гарантирующих поставщиков, неверно вычитающих объемы или мощности по субабонентам. Найти ошибки в показаниях и определить, верно ли сминусована энергия – не сложно, а вот посчитать объем вычитаемой мощности по субабонентам (особенно когда их много) гораздо сложнее.

Чтобы облегчить учет электроэнергии и проверять точность выставления счетов на электроэнергию, вы можете воспользоваться системой яЭнергетик. Сюда можно внести все приборы учета, участвующие в расчетах – как головные, так и транзитные. Если счетчики могут опрашиваться удаленно, то система автоматически соберет все нужные показания, а в противном случае, в систему можно загрузить почасовые отчеты как в целом по предприятию, так и по каждому субабоненту в отдельности.

Программа яЭнергетик выполняет расчеты по всем субабонентам по каждому часу. За их вычетом, вы получите сухой остаток как по объему, так и по мощности. Умножив эти значения на действующие тарифы, система покажет вам точную сумму, которое ваше предприятие должно заплатить за электричество. Если что-то не сошлось со счетами энергосбыта, тогда они ошиблись. Для доказательства правильности расчетов, система позволяет выпустить на печать расшифровку с вычислениями объемов и мощности по всем приборам учета.

О надбавках к тарифу

И в заключении немного о законности, точнее о незаконности того, что некоторые предприятия выставляют своим субпотребителям надбавки к тарифам, мотивируя это потерями или эксплуатационными издержками.

Откроем Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электроэнергии, утвержденным Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004г. г. №861 и посмотрим пункт 6:

“Собственники и иные законные владельцы объектов электросетевого хозяйства, через которые опосредованно присоединено к электрическим сетям сетевой организации энергопринимающее устройство потребителя, не вправе препятствовать перетоку через их объекты электрической энергии для такого потребителя и требовать за это оплату.”

Далее говорится, когда это возможно:

“Указанные собственники и иные законные владельцы объектов электросетевого хозяйства, через которые опосредованно присоединено к электрическим сетям сетевой организации энергопринимающее устройство потребителя, вправе оказывать услуги по передаче электрической энергии с использованием принадлежащих им объектов электросетевого хозяйства после установления для них тарифа на услуги по передаче электрической энергии.”

Насколько легко получить статус электросетевой компании и оказывать услуги по передаче электроэнергии на законных основаниях? Начиная с февраля 2015 года появились ограничивающие критерии. Здесь мы не станем перечислять все критерии, кому интересно смотрите ПП РФ от 28.02.2015г. № 184.

Также зачастую возникает вопрос, может ли один потребитель перепродавать электроэнергию другому потребителю? Ответ закопан в ПП РФ от 04.05.2012г. №442. В пункте 2 дано понятие потребителя и покупателя электроэнергии. В пункте 3 перечислены субъекты розничного рынка электроэнергии. А в п.4 говорится, что покупателем и продавцом электроэнергии одновременно могут выступать только гарантирующие поставщики и сбытовые организации. При этом статьей 29.3 федерального закона от 26.03.2003г. № 35-ФЗ “Об электроэнергетики” предусмотрено лицензирование организаций, осуществляющих энергосбытовую деятельность. А федеральный закон от 29.12.2017 N 451-ФЗ вводит запрет с 01.07.2020г. на осуществление энергосбытовой деятельности без лицензии.

Читайте также:
Преимущества теплиц из поликарбоната

Опираясь на вышесказанное, потребитель не может применять никаких наценок при расчетах за электроэнергию с другими потребителями, запитанными от его сетей. В счетах может значиться только “компенсация затрат на электроэнергию” по тем же самым тарифам. Тогда как предприятию, владеющему электросетью, можно получить возмещение потерь и эксплуатационных затрат? Как вариант – сдать свои сети в аренду организации, обладающей статусом электросетевой организации. Но при этом нужно принимать во внимание пункт 7 ПП РФ от 27.12.2004г. г. №861, который гласит:

“Не признается услугой по передаче электрической энергии деятельность потребителя (производителя) электрической энергии, использующего электрическую энергию при предоставлении ему жилых и нежилых помещений в аренду, в наем и (или) эксплуатацию.”

Copyright — © яЭнергетик, 2020г. При любом использовании опубликованных материалов и содержимого данной статьи требуется указывать источник “яЭнергетик.рф”

Расчет потери электроэнергии в электрических сетях

Актуальным вопросом в современной электроэнергетике являются потери электроэнергии, которые тесно переплетаются с финансовой составляющей. Это своего рода резерв получения дополнительной выгоды, повышение рентабельности производственного процесса. Попытаемся разобраться со всеми гранями этого вопроса и дать четкое представление о тонкостях потерь электроэнергии в сетях.

Что такое потери электрической энергии?

Под потерями электроэнергии в широком смысле следует понимать разницу между поступлениями в сети и фактическим потреблением (полезным отпуском). Расчет потерь предполагает определение двух величин, что выполняется через учет электрической энергии. Одни стоят непосредственно на подстанции, другие у потребителей.

Потери могут рассчитываться в относительных и абсолютных величинах. В первом случае исчисление выполняется в процентах, во втором – в киловатт-часах. Структура разделена на две основных категории по причине возникновения. Общие потери именуются фактическими и являются основой эффективности работы подразделения.

Где выполняется расчет?

Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях выполняется по следующим направлениям:

  1. Для предприятий, генерирующих энергию и отдающих в сеть. Уровень зависит от технологии производства, правильности определения собственных нужд, наличия технических и коммерческих учетов. Потери генерации ложатся на коммерческие организации (включаются в стоимость) или добавляются в нормативы и фактические величины на районы или предприятия электрических сетей.
  2. Для высоковольтной сети. Передача на дальние расстояния сопровождается высоким уровнем потерь электроэнергии в линиях и силовом оборудовании подстанций 220/110/35/10 кВ. Рассчитывается путем определения норматива, а в более совершенных системах через приборы электронного учета и автоматизированных систем.
  3. Распределительные сети, где происходит разделение потерь на коммерческие и технические. Именно в этой области сложно прогнозировать уровень величины из-за фактора сложности обвязки абонентов современными системами учета. Потери при передаче электроэнергии рассчитываются по принципу поступило за минусом платы за потребленную электрическую энергию. Определение технической и коммерческой части выполняется через норматив.

Технические потери: физические причины появления и где возникают

Сущность технических потерь заключается в несовершенстве технологии и проводников, используемых в современной электроэнергетике. В процессе генерации, передачи и трансформации электроэнергии возникают физические явления, которые и создают условия утечки тока, нагрев проводников или прочие моменты. Технические потери могут возникать в следующих элементах:

  1. Трансформаторы. Каждый силовой трансформатор обладает двумя или тремя обмотками, посередине которого расположен сердечник. В процессе трансформации электроэнергии с большего на меньшего в этом элементе происходит нагрев, что и предполагает появление потерь.
  2. Линии электропередач. При транспортировке энергии на расстояния происходит утечка тока на корону для ВЛ, нагрев проводников. На расчет потерь в линии влияют следующие технические параметры: длина, сечение, удельная плотность проводника (медь или алюминий), коэффициенты потерь электроэнергии, в частности, коэффициент распределенности нагрузки, коэффициент формы графика.
  3. Дополнительное оборудование. К этой категории необходимо отнести технические элементы, которые участвуют в генерации, транспортировке, учете и потреблении электроэнергии. Величины для этой категории в основном постоянные или учитываются через счетчики.

Для каждого вида элементов электрической сети, для которой рассчитываются технические потери, имеется разделение на потери холостого хода и нагрузочные потери. Первые считаются постоянной величиной, вторые зависят от уровня пропуска и определяются для анализируемого периода, зачастую за месяц.

Коммерческие потери: основное направление повышения эффективности в электроэнергетике

Коммерческие потери электроэнергии считаются сложно прогнозируемой величиной, так как зависят от потребителей, от их желания обмануть предприятие или государство. Основой указанных проблем являются:

  1. Сезонная составляющая. В представленное понятие вкладывается недоплата физических лиц по реально отпущенной электрической энергии. К примеру, в Республике Беларусь существует 2 причины появления «сезонки» – это наличие льгот по тарифам и оплата не на 1, а на 25 число.
  2. Несовершенство приборов учетов и их неправильная работа. Современные технические средства для определения потребленной энергии значительно упростили задачу абонентской службе. Но электроника или неправильно налаженная система учета может подвести, что и становится причиной рост коммерческих потерь.
  3. Воровство, занижение показаний счетчиков коммерческими организациями. Это отдельная тема для разговора, которая предполагает различные ухищрения физических и юридических лиц по сокращению расходов на электрическую энергию. Все это сказывается на росте потерь.

Фактические потери: общий показатель

Для расчета фактических потерь необходимо сложить коммерческую и техническую составляющую. Однако реальный расчет этого показателя осуществляется по-другому, формула потерь электроэнергии следующая:

Величина потерь = (Поступления в сеть – Полезный отпуск – Перетоки в другие энергосистемы – Собственные нужды) / (Поступления в сеть – Беспотерьные – Перетоки – Собственные нужды) * 100%

Читайте также:
Напольное покрытие для офиса: все про выбор оптимального материала

Зная каждый элемент, определяют фактические потери в процентном отношении. Для вычисления требуемого параметра в абсолютных величинах необходимо выполнить расчеты только числителя.

Какие потребители считаются беспотерьными и что такое перетоки?

В представленной выше формуле используется понятие “беспотерьные”, которое определяется по коммерческим приборам учета на подстанциях высокого напряжения. Предприятие или организация самостоятельно несут расходы на потери электроэнергии, которые учитываются прибором учета в точке подключения к сетям.

Что касается перетоков, то они также относятся к беспотерьным, хотя высказывание не совсем корректное. В общем понимании это электрическая энергия, которая из одной энергосистемы отправляется в другую. Учет осуществляется также с использованием приборов.

Собственные нужды и потери электрической энергии

Собственные нужды необходимо отнести к особой категории и разделу фактических потерь. Для работы электросетей требуются затраты на поддержание функционирования подстанций, расчетно-кассовых центров, административных и функциональных зданий РЭСов. Все эти величины фиксируются и отражаются в представленном параметре.

Методики расчета технических потерь на предприятиях электроэнергетики

Потери электроэнергии в электрических сетях осуществляется по двум основным методикам:

  1. Расчет и составление норматива потерь, что реализовывается через специальное программное обеспечение, куда закладывается информация по топологии схемы. Согласно последней определяются нормативные величины.
  2. Составление небалансов для каждого элемента электрических сетей. В основе этого метода лежит ежедневное, еженедельное и ежемесячное составление балансов в высоковольтной и распределительных сетях.

Каждый вариант обладает особенностями и эффективностью. Необходимо понимать, что выбор варианта зависит и от финансовой стороны вопроса.

Расчет норматива потерь

Расчет потерь электроэнергии в сетях во многих странах СНГ и Европы осуществляется с применением данной методологии. Как отмечалось выше, процесс предполагает использование специализированного софта, в котором имеются нормативные величины и топология схемы электрических сетей.

Для получения информации о технических потерях от сотрудника организации потребуется внести характеристики пропуска по фидеру активной и реактивной энергии, определить максимальные значения по активной и реактивной мощности.

Необходимо отметить, что погрешность таких моделей может доходить до 25 % только при расчете потерь электроэнергии в линии. К представленному методу следует относиться в качестве математической, примерной величине. В этом и выражается несовершенство методологии просчета технических потерь в электрических сетях.

Используемое программное обеспечение для расчета

На текущий момент существует огромное количество программного софта, который выполняет расчет норматива технических потерь. Выбор того или иного продукта зависит от стоимости обслуживания, региональности и других важных моментов. В Республике Беларусь основной программой считается DWRES.

Софт разрабатывался группой ученых и программистов Белорусского Национального Технического Университета под руководством профессора Фурсанова Н.И. Инструмент для расчета норматива потерь специфичен, обладает рядом системных достоинств и недостатков.

Для рынка России особой популярностью пользуется ПО «РПТ 3», который разрабатывался специалистами ОАО «НТЦ Электроэнергетики». Софт весьма неплохой, выполняет поставленные задачи, но также обладает рядом отрицательных сторон. Тем не менее расчет нормативных величин осуществляется в полной мере.

Составление небаланса в высоковольтных и распределительных сетях

Потери электроэнергии технического плана можно выявить через другой метод. О нем уже говорилось выше – предполагается, что все высоковольтные или распределительные сети обвязаны приборами учета. Они помогают определить величину максимально точно. Кроме этого, подобная методика обеспечивает реальную борьбу с неплательщиками, воровством и неправильное использование энергооборудования.

Следует отметить, что подобный подход, несмотря на эффективность, неприменим в современных условиях. Для этого необходимы серьезные мероприятия с большими затратами на реализацию обвязки всех потребителей электронными учетами с передачей данных (АСКУЭ).

Как сократить технические потери: способы и решения

Снизить потери в линиях, трансформаторных подстанциях помогают следующие направления:

  1. Правильно выбранный режим работы оборудования, загрузка мощностей влияет на нагрузочные потери. Именно поэтому диспетчер обязан выбирать и вести наиболее приемлемый режим работы. К представленному направлению важно отнести выбор точек нормального разрыва, расчеты загруженности трансформаторов и так далее.
  2. Замена оборудование на новое, которое обладает низкими показателями холостого хода или лучше справляются с нагрузочными потерями. Для линий электропередач предполагается замена проводов на большее сечение, использование изолированных проводников.
  3. Сокращение времени обслуживания оборудования, что ведет к снижению расхода энергии на собственные нужды.

Сокращение коммерческой составляющей потерь: современные возможности

Потери электроэнергии по коммерческой части предполагают использование следующих методов:

  1. Установка приборов учетов и систем с меньшей погрешностью. На текущий момент оптимальными считаются варианты с классом точности 0,5 S.
  2. Использование автоматизированных систем передачи информации, АСКУЭ, которые призваны убрать сезонные колебания. Контроль за показаниями является условием борьбы с воровством и занижением данных.
  3. Осуществление рейдов по проблемным адресам, которые определяются через систему балансов распределительной сети. Последнее актуально при обвязке абонентов современными учетами.
  4. Применение новых технологий по определению недоучета систем с трансформаторами тока. Специализированные приборы распознают коэффициент смещения тангенса вектора распределения электрической энергии.

Потери электроэнергии в электрических сетях – важный показатель, который обладает существенным потенциалом для коммерческих организаций энергетического бизнеса. Сокращение фактических потерь приводит к росту получаемой прибыли, а это влияет на рентабельность. В заключение необходимо отметить, что оптимальный уровень потерь должен составлять 3-5 % в зависимости от района.

Рейтинг
( Пока оценок нет )
Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: