Технические потери в эл.сетях.

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций. Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в области развития, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей, совершенствования методов и средств их эксплуатации и управления, повышения точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т. п.

В настоящее время почти повсеместно наблюдается рост абсолютных и относительных потерь электроэнергии при одновременном уменьшении отпуска в сеть. Так, с 1994 по 1998 гг. абсолютные потери электроэнергии в сетях АО-энерго России увеличились с 67,7 до 78,6 млрд. кВт·ч, а относительные - с 8,74 до 10,81%. В электрических сетях России в целом относительные потери выросли с 10,09 до 12,22%.

По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5 %. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям. Становится все более очевидным, что резкое обострение проблемы снижения потерь электроэнергии в электрических сетях требует активного поиска новых путей ее решения, новых подходов к выбору соответствующих мероприятий, а главное, к организации работы по снижению потерь.

В связи с резким сокращением инвестиций в развитие и техническое перевооружение электрических сетей, в совершенствование систем управления их режимами, учета электроэнергии, возник ряд негативных тенденций, отрицательно влияющих на уровень потерь в сетях, таких как: устаревшее оборудование, физический и моральный износ средств учета электроэнергии, несоответствие установленного оборудования передаваемой мощности.
Из вышеотмеченного следует, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности энерго-снабжающих организаций.

Некоторые определения:
Абсолютные потери электроэнергии – разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям.
Технические потери электроэнергии – потери обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии, определяются расчетным путем.
Технические потери делятся на условно-постоянные и переменные (зависящие от нагрузки).
Коммерческие потери электроэнергии – потери, определяемые как разность абсолютных и технических потерь.

Технические потери.

Технические потери электроэнергии DWT, равные сумме переменных (нагрузочных) DWНП и условно-постоянных (практически не зависящих от нагрузки) DWУП составляющих, обусловлены физическими процессами передачи электроэнергии по электрическим сетям и выражаются в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах электрической сети, а также в расходе части электроэнергии на технологическое функционирование электрической сети:

DW_Т = DW_НП+DW_УП . (2)

Все структурные составляющие технических потерь электроэнергии, за исключением расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, определяются расчетным путем.

Переменные (нагрузочные) технические потери электроэнергии, определяемые расчетным путем, зависят от протекающего электрического тока по элементам электрической сети:

в меди силовых трансформаторов и автотрансформаторов, в том числе трансформаторов собственных нужд;
в линиях электропередачи;
в токоограничивающих реакторах;
в обмотках синхронных компенсаторов.

Условно-постоянные технические потери электроэнергии, определяемые расчетным путем, практически не зависят от протекающего тока в сети. Их составляют потери электроэнергии:

в стали силовых трансформаторов и автотрансформаторов, в том числе трансформаторов собственных нужд;
в шунтирующих реакторах;
в воздушных линиях на корону;
в изоляции кабельных линий;
в компенсирующих устройствах: батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах, синхронных компенсаторах;
в ограничителях перенапряжения, вентильных разрядниках, устройствах ВЧ-связи;
в измерительных трансформаторах тока и напряжения, счетчиках электроэнергии;
потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий;
расход электроэнергии на плавку гололеда.

К условно-постоянным техническим потерям электроэнергии относится также расход электроэнергии на собственные нужды подстанций DW_CH, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и выполнения должностных обязанностей персонала, обслуживающего эти подстанции. Он определяется по показаниям счетчиков собственных нужд подстанций 35-500 кВ и укрупненным нормативам для подстанций 10(6) кВ и РП 10(6) кВ.

Коммерческие потери.

В энергосистемах, в которых специалисты ЗАО ПФ компании «СКАФ» выполняли работы по энергетическому обследованию и экспертизе тарифов, величина коммерческого расхода (потерь) электроэнергии от общих потерь составляет от 20 до 56%. Например, в электрических сетях ОАО «Челябэнерго» из 2,5 млрд кВт•ч потерь электроэнергии около 1,4 млрд кВт•ч (56%) приходится на коммерческие потери.

Применительно к муниципальным распределительным электрическим сетям 10(6)–0,38 кВ укрупненные нормативы ФЭК вообще не могут быть использованы, т.к. расхождение в величинах потерь по сравнению со схемно-техническим методом расчетов составляет 2–8 раз (завышение потерь в сетях 10–6 кВ и существенное занижение в сетях 0,38 кВ).

Кроме того, в распределительных сетях 10–6–0,38 кВ необходимо учитывать:

потери в нулевом проводе при несимметричной загрузке фаз 0,38/0,22 кВ;
потери от токов нулевой последовательности в трансформаторах 10(6) кВ;
собственные нужды ПС 10(6) кВ и РП 10(6) кВ;
потери в ответвлениях абонентских сетей ЖКХ, обслуживаемых ЭСО, но им не принадлежащих по балансу;
потери в контактных соединениях электрических сетей, особенно на напряжении 0,38 кВ;
показатели нормативного качества электроэнергии у потребителей и др.

Таб. 1. Финансовый результат ОАО «МРСК Урала» за 3 месяцев 2012 и 2013 гг., тыс. руб.

Показатель	3 мес 2013 г.	3 мес 2012 г.	Изм, %
Выручка от реализации, всего	14 076 897	14 103 016	-0,19
Себестоимость продукции, всего	13 770 559	12 942 404	6,40
Прибыль от продаж	306 338	1 160 611	-73,61
Рентабельность по прибыли от продаж	2,20%	8,20%	-73,17
EBITDA^[1]	1 411 361	1 090 079	29,47
EBITDA margin	10,00%	7,70%	29,87
Прибыль до налогообложения	335 133	184 782	рост в 1,8 раза
Чистая прибыль	103 611	127 515	-18,75
Рентабельность по чистой прибыли	0,70%	0,90%	-22,22

Рентабельность продаж показывает, какую долю, чистая прибыль занимает в общем объеме продаж. Соответственно, формула для расчета рентабельности продаж имеет следующий вид:

Рентабельность продаж = чистая прибыль / объем продаж (выручка)Показатель вложений МРСК Урала на 2013 год - 300 миллионов рублей. Это означает, что МРСК Урала берет кредиты, которые вкладывает в АСКУЭ.

document49773.phtml