СНИЖЕНИЕ  КОММЕРЧЕСКИХ  ПОТЕРЬ  ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Собровина  Анна  Евгеньевна

аспирант  Омского  государственного  технического  университета,  РФ,  г.  Омск

E-mail: 

В  условиях  изменения  хозяйственного  механизма  электроэнергетической  отрасли  и  общего  кризиса  экономики  в  стране  проблема  снижения  потерь  электроэнергии  в  электрических  сетях  не  только  не  утратила  свою  актуальность,  а  стала  скорее  одной  из  основных  задач  обеспечения  финансовой  стабильности  энергоснабжающих  организаций.  Сегодня  фактический  уровень  потерь  электроэнергии  в  энергосистемах  по  сравнению  с  докризисным  вырос  в  1,5,  а  по  отдельным  электросетевым  предприятиям  —  даже  в  2  и  более  раз.  Причиной  подобного  роста  явилось  очевидно  увеличение  доли  коммерческой  составляющей  [5,  с.  21].

Суммарные  технические  потери  электроэнергии  в  электрических  сетях  АО-энерго  РФ  в  2002  году  составили  67,2  млрд  кВт/ч.  Кроме  того,  потери  в  магистральных  электрических  сетях  ОАО  "ФСК  ЕЭС"  —  9,7  млрд  кВт/ч.  Отчетные  потери  в  2002  году  достигли  103,1  млрд  кВт  ч,  следовательно,  небаланс  или  коммерческие  потери  электроэнергии  составляют  около  27  млрд.  кВт/ч. 

Из  общей  величины  технических  потерь  около  78  %  приходится  на  электрические  сети  110  кВ  и  ниже,  в  том  числе  33,5  %  —  на  сети  0,4—10  кВ.  Если  принять  во  внимание,  что  коммерческие  потери  сосредоточены  в  основном  в  сетях  0,4—10  кВ,  то  общая  доля  потерь  в  них  от  суммарных  по  стране  в  целом  составляет  около  60  %.  Учитывая,  что  по  объективным  причинам  загрузка  электрических  сетей  0,4  кВ  будет  увеличиваться  в  связи  с  опережающим  ростом  бытового  потребления  электроэнергии,  доля  потерь  в  распределительных  сетях  в  ближайшие  годы  также  будет  расти.  Соответственно  должны  будут  увеличиваться  и  усилия  персонала  по  снижению  потерь  в  сетях  именно  этого  класса  напряжения  [2,  с.  90—91].

Известно,  что  при  передаче  электрической  энергии  (ЭЭ)  по  электрическим  сетям  часть  ее,  обусловленная  физическими  процессами,  расходуется,  и  это  принято  называть  потерями  ЭЭ  в  сетях.  На  практике  отчетные  потери  определяются  как  замыкающая  часть  баланса  ЭЭ  по  сетевому  предприятию.  При  этом  относительные  потери  как  показатель  эффективности  передачи  ЭЭ  рассчитываются  в  процентах  по  отношению  к  значению  отпуска  в  сеть.

Однако  полученное  значение  отчетных  потерь,  как  правило,  отражает  не  только  физические  процессы,  происходящие  при  передаче  ЭЭ  по  электрическим  сетям,  но  и  такие  явления,  как  погрешность  системы  учета  ЭЭ,  неодновременность  снятия  показаний  приборов  учета  ЭЭ,  все  виды  недоплат,  хищения  ЭЭ  и  пр.  Все  эти  факторы  характеризуют  объем  коммерческих  потерь.  Суммарное  значение  отчетных  потерь  ЭЭ  в  целом  по  отрасли  соизмеримо  с  выработкой  ЭЭ  всеми  атомными  станциями  страны  [1,  с.  16].

Мировая  статистика  показывает,  что  чем  ниже  уровень  жизни  в  регионе,  тем  выше  потери  электроэнергии.  Например,  в  Индии  фактические  потери  электроэнергии  превышают  26  %.

Фактические  (отчетные)  потери,  как  известно,  определяются  разницей  показаний  счетчиков  поступления  электроэнергии  в  сеть  и  ее  полезного  отпуска  потребителям  [4,  с.  29—30].

Фактические  потери  включают  в  себя  две  составляющие:  коммерческие  потери  и  нормативные  потери.  Последние  связаны  с  особенностями  цикла  производства  и  передачи  и  определяются  на  основании  следующих  показателей:

·     технические  характеристики  линий  электропередачи  и  иных  объектов  электросетевого  хозяйства;

·     нормативные  условно-постоянные  потери,  происходящие  на  линиях  электропередачи,  в  силовых  трансформаторах  и  иных  объектах  электросетевого  хозяйства;

·     нормативные  потери  в  средствах  измерения  электрической  энергии,  имеющих  погрешности.

Нормативные  потери  являются  неотъемлемой  составляющей  работы  на  электроэнергетическом  рынке  и  учитываются  при  расчете  тарифа  [7].

В  последние  годы  в  связи  с  включением  нормативных  потерь  в  тариф  на  услуги  по  передаче  электрической  энергии  наметилась  опасная  тенденция  подгонки  этих  нормативов  под  фактические  потери.  Такая  практика  приводит  к  росту  тарифов  на  услуги  по  передаче  электроэнергии  и  тарифов  на  электроэнергию  для  ее  потребителей.  Рост  тарифов  на  электроэнергию  создаст  дополнительные  стимулы  для  ее  хищений,  что  приведет  к  дальнейшему  росту  потерь  и  т.  д.  [2,  с.  90—91].

Коммерческие  потери  ΔWком  появляются  в  балансе  ЭЭ  вследствие  субъективных  и  технических  факторов.

Записи  показаний  электросчетчиков,  по  которым  определяется  отпуск  энергии  в  электрическую  сеть,  должны  производиться  строго  на  00  ч  00  мин  каждого  месяца,  а  полезно  отпущенная  энергия  вычисляется  по  сумме  оплаченных  абонентами  счетов  за  этот  же  период  времени.  Известно,  что  это  требование  далеко  не  всегда  строго  выполняется  со  стороны  как  энергоснабжающих  организаций,  так  и  абонентов.  Из-за  этого  возникает  разбаланс  между  ЭЭ,  полученной  абонентами,  и  зафиксированным  значением  ЭЭ,  отпускаемой  энергосистемой.  Эту  первую  составляющую  коммерческих  потерь  назовем  временной  составляющей  ״недоучета״  ΔWв.н.

Вторая  составляющая  коммерческих  потерь  ΔWх.э.  связана  с  хищениями  ЭЭ  как  в  виде  безучетного  потребления,  так  и  в  косвенном  виде  после  ввода  для  населения  ступенчатых  тарифов,  когда  с  ростом  потребленной  ЭЭ  тариф  последующей  ступени  увеличивается  по  сравнению  с  предыдущей.  При  этом  у  потребителя  имеется  возможность  не  оплачивать  потребленную  ЭЭ  ежемесячно,  а  вносить  плату  сразу  за  несколько  месяцев  по  минимальной  ставке,  ״размазывая״  по  всем  оплаченным  месяцам  реальное  потребление  (и  чем  больше  этих  месяцев,  тем  выгоднее  для  потребителя).  Таким  образом,  у  потребителя  есть  стимул,  порожденный  самим  установленным  тарифом,  занижать  реальное  потребление,  например  в  зимние  месяцы,  когда  расход  ЭЭ  увеличивается,  чтобы  не  платить  по  повышенному  тарифу.

Один  из  способов  заставить  такой  тариф  работать  на  энергоснабжающее  предприятие  —  это  отказаться  от  самостоятельного  выписывания  счетов  абонентами,  а  показания  электросчетчиков  снимать  силами  энергосбыта.  Другой  способ  —  это  применение  современных  многотарифных  счетчиков.  Однако  ни  первый,  ни  второй  способы  на  данном  временном  этапе  не  могут  быть  приемлемы  в  широких  масштабах  из-за  больших  материальных  затрат  на  их  реализацию.

Более  приемлемым  было  бы  перенять  опыт  некоторых  западных  стран,  в  частности  США,  Франции,  Великобритании,  где  применяют  нисходящие  ступенчатые  тарифы,  когда  с  ростом  потребленной  ЭЭ  тариф  последующей  ступени  не  увеличивается  по  сравнению  с  предыдущей,  а  уменьшается.  Введение  такого  тарифа  искоренило  бы  стимул  к  занижению  величины  реально  потребленной  ЭЭ  и  более  точно  отвечало  бы  современным  условиям  перехода  народного  хозяйства  к  рыночной  экономике.  Учитывался  бы  также  тот  факт,  что  затраты  на  1  кВт/ч  при  увеличении  производства  энергии  уменьшаются,  а  следовательно,  должна  снижаться  и  тарифная  ставка.

Третья  составляющая  потерь  связана  с  дополнительной  оплатой  ЭЭ  абонентами,  которая  применяется  в  случае  установки  счетчика  на  стороне  вторичного  напряжения,  т.  е.  когда  установленный  электросчетчик  не  учитывает  потери  ЭЭ  в  абонентском  трансформаторе.  И  хотя  по  своей  природе  эти  потери  чисто  технические,  если  их  стоимость  превышает  сумму,  оплачиваемую  абонентом  по  договору,  то  оставшаяся  неоплаченная  часть  потерь  ЭЭ  со  стороны  абонента  увеличивает  отчетные  потери,  которые  можно  отнести  только  на  коммерческую  составляющую.

Согласно  тарифу,  принятому  еще  в  60-е  годы  ХХ  в.,  не  отмененному  и  не  измененному  до  сих  пор,  максимально  с  абонентов  взимают  за  потери  в  двухобмоточных  трансформаторах  5,1  %.  Однако  на  практике  в  связи  с  резким  уменьшением  потребления  ЭЭ  абонентами  относительные  потери  в  таких  трансформаторах  часто  превышают  указанное  значение  во  много  раз.

Четвертая  составляющая  коммерческих  потерь  относится  к  системе  учета  ЭЭ  и  связана  с  ее  возможными  (полными  или  частичными)  отказами,  а  также  с  ее  погрешностями.  Системы  учета  ЭЭ,  устанавливаемые  на  энергообъектах,  состоят  из  совокупности  преобразователей  и  включают  в  себя  измерительные  трансформаторы  тока  (ТТ),  измерительные  трансформаторы  напряжения  (ТН),  счетчики  ЭЭ  и  возможные  устройства  сбора  и  передачи  данных  учета.  Все  эти  преобразователи  имеют  нормированные  метрологические  характеристики,  которые  должны  подтверждаться  периодическими  поверками  [3.  с.  19]. 

Коммерческие  потери  не  могут  быть  измерены  какими-либо  приборами,  но  могут  быть  вычислены.  Их  величина  зависит  от  большого  количества  факторов,  а  точность  оценки,  в  первую  очередь,  от  точности  учета  отпущенной  в  сеть  и  потребленной  энергии,  а  также  от  точности  расчета  технических  потерь  [8].

В  идеальном  случае  коммерческие  потери  электроэнергии  в  электрической  сети,  определяемые  расчетным  путем,  должны  быть  равны  нулю  [2,  с.  90—91]. 

Оценка  небаланса.  Основной  формой  анализа  потерь  ЭЭ,  является  составление  балансов  ЭЭ  по  каждой  подстанции,  электростанции,  сетевому  участку  (СУ),  энергорайону,  предприятию  электрических  сетей  и  энергосистеме  в  целом.

Чем  более  полная  информация  и  более  точные  методы  расчета  используются  в  оценке  потерь  ЭЭ,  тем  с  большей  достоверностью  могут  быть  осуществлены  анализ  потерь  ЭЭ  и  разделение  технических  и  сверхнормативных  потерь.

Наибольшие  трудности  при  анализе  потерь  ЭЭ  в  распределительных  электрических  сетях  0,4—10  кВ  возникают  из-за  сложной  топологии  энергорайонов  и  слабой  информационной  обеспеченности  таких  расчетов.  Отечественные  распределительные  сети  0,4  кВ  представляют  собой,  как  правило,  радиальные  сети,  связывающие  шины  0,4  кВ  распределительных  трансформаторов  6—20/0,4  кВ  с  вводными  устройствами  зданий.  Оценка  потерь  ЭЭ  осуществляется  по  данным  о  суммарной  длине,  числе  линий  электропередачи  разных  сечений  и  значении  суммарной  электроэнергии,  отпускаемой  в  эти  линии.

Конечной  целью  анализа  потерь  ЭЭ  является  выявление  элементов  с  повышенными  техническими  потерями  («очаги»  потерь  ЭЭ)  и  конкретных  мест  недоучета  ЭЭ.  Такой  анализ  может  быть  выполнен  двумя  способами.

1.  Разделение  отчетных  потерь  на  техническую  и  коммерческую  составляющие.  Такое  разделение  возможно  только  при  проведении  специальных  расчетов,  учитывающих  все  составляющие  технических  потерь  ЭЭ  и  оценки  интервалов  их  возможных  изменений,  учитывающих  погрешности  как  исходной  информации,  так  и  применяемых  методов  расчета.

2.  Максимально  возможная  территориальная  локализация  обеих  составляющих  потерь  ЭЭ.  Чаще  всего  она  осуществляется  расчетными  методами.  При  этом  коммерческие  потери  в  значительной  степени  предопределяются  местами  установки  средств  технического  и  расчетного  учета  ЭЭ  [9,  с.  12—13].

Снижение  потерь  электроэнергии  в  электрических  сетях  —  сложная  комплексная  проблема,  требующая  значительных  капитальных  вложений,  необходимых  для  оптимизации  развития  электрических  сетей,  совершенствования  системы  учета  электроэнергии,  внедрения  новых  информационных  технологий  в  энергосбытовой  деятельности  и  управления  режимами  сетей,  обучения  персонала  и  его  оснащения  средствами  поверки  средств  измерений  электроэнергии  и  т.  п.  [10].

Главным  направлением  снижения  коммерческих  потерь  является  совершенствование  учета  электроэнергии,  которое  в  современных  условиях  позволяет  получить  прямой  и  достаточно  быстрый  эффект.  В  частности,  по  оценкам  специалистов,  только  замена  старых,  преимущественно  «малоамперных»  однофазных  счетчиков  класса  2,5  на  новые  класса  2,0  повышает  собираемость  средств  за  переданную  потребителям  электроэнергию  на  10—20  %  за  счет  снижения  порога  чувствительности  и  увеличения  достоверности  расчетов.  В  денежном  выражении  по  России  в  целом  это  составляет  порядка  103  млрд.  руб.  в  год.  Нижняя  граница  интервала  соответствует  существующим  тарифам  на  электроэнергию,  верхняя  —  возможному  их  увеличению. 

Выводы:

Потери  электроэнергии  в  электрических  сетях  —  важнейший  показатель  эффективности  и  рентабельности  их  работы.  Снижение  потерь  электроэнергии  в  условиях  кризиса  —  один  из  путей  и  реальных  источников  поступления  денежных  средств,  направляемых  на  развитие  электрических  сетей,  на  повышение  надежности  и  качества  электроснабжения  потребителей,  на  оплату  топлива  на  электростанциях.  Главный  путь  выявления  и  локализации  коммерческих  потерь  —  расчет  и  анализ  допустимых  и  фактических  небалансов  электроэнергии  в  электрических  сетях  энергосистемы  с  учетом  технических  потерь  в  сетях,  определением  и  локализацией  этих  небалансов  на  электрических  станциях,  подстанциях,  в  предприятиях,  районах  электрических  сетей,  на  отдельных  распределительных  линиях  [6].

Экономию  от  снижения  потерь  можно  было  бы  направить  на  техническое  переоснащение  сетей;  увеличение  зарплаты  персонала;  совершенствование  организации  передачи  и  распределения  электроэнергии;  повышение  надежности  и  качества  электроснабжения  потребителей;  уменьшение  тарифов  на  электроэнергию  [10].

Список  литературы:

1. Броерская  Н.А.  Об  учете  и  нормировании  потерь  электроэнергии  в  электрических  сетях  в  условиях  реструктуризации  отрасли  //  Энергетик.  —  2007.  —  №  9.  —  С.  16.
2. Воротницкий  В.Э.,  Калинкина  М.А.,  Комкова  Е.В.,  Пятигор  В.И.  Снижение  потерь  электроэнергии  в  электрических  сетях.  Динамика,  структура,  методы  анализа  и  мероприятия  //  Энергосбережение.  —  2005.  —  №  2.  —  С.  90—91.
3. Галыгина  О.С.,  Заугольников  В.Ф.  О  некоторых  аспектах  учета  и  потерь  электроэнергии  в  предприятиях  электросетей  //  Энергетик.  —  2004.  —  №  5.  —  С.  19.
4. Железко  Ю.С.,  Артемьев  А.В.,  Савченко  О.В.  Расчет  технологических  потерь  электроэнергии  в  электрических  сетях  //  Энергетик.  —  2003.  —  №  2.  —  С.  29—30.
5. Заслонов  С.В.,  Калинкина  М.А.  Расчет  технических  потерь  мощности  и  электроэнергии  в  распределительных  сетях  0,38—10  кВ  //  Энергетик.  —  2002.  —  №  7.  —  С.  21.
6. Коммерческие  потери  электроэнергии  [Электронный  ресурс].  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://www.  е-m.ru/er/2007-05/23213/  (дата  обращения:  10.08.2014).
7. Коммерческие  потери  электроэнергии  [Электронный  ресурс].  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://www.  alfar.  ru/smart/3/757  (дата  обращения:  10.08.2014).
8. Коммерческие  потери  электроэнергии  в  электрических  сетях  [Электронный  ресурс].  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://www.news.elteh.ru/arh/2002/16/09.php  (дата  обращения:  10.08.2014).
9. Курбацкий  В.Г.,  Томин  Н.В.  Анализ  потерь  энергии  в  электрических  сетях  на  базе  современных  алгоритмов  искусственного  интеллекта  //  Электричество.  —  2007.  —  №  4.  —  С.  12—13.
10. Методология  энергетических  обследований  электрических  сетей  [Электронный  ресурс].  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://www.  энергосайт.  рф  /  load  /  metodiki/metodologija  _  ehnergeticheskikh  _  obsledovanij_  ehlektricheskikh_setej/13-1-0-391  (дата  обращения:  10.08.2014).