Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций (стр. 2 )

DWд. ком = 10 / ПС, (4.1)

где ПС – уровень покупательной способности населения в регионе, характеризующий ее отношение к среднероссийскому значению.

Пример. В 2000 г уровень ПС составлял: Москва –5,0; Тюменская обл. –3,5; Самарская обл. –2,0; Московская обл. – 1,2; Республика Бурятия – 0,5.

Рекомендуемые значения ПНКП для этих регионов составят: Москва – 2,0%; Тюменская обл. – 2,9%; Самарская обл. – 5,0%; Московская обл. – 8,3%; Республика Бурятия – 20,0%.

Примечание. Перспективный норматив коммерческих потерь электроэнергии не является величиной постоянной – его значение изменяется при изменении покупательной способности населения.

4.5. При отсутствии обоснования объема резервов снижения потерь, которые могут быть реализованы в планируемом году, рекомендуется применять следующие нормирующие коэффициенты к фактическим значениям составляющих потерь в отчетном году для определения текущего норматива на предстоящий год:

- 0,98 – к расчетному значению технических потерь;

- 0,90 - к разнице между фактическим расходом электроэнергии на собственные нужды подстанций и нормативным расходом, определяемым в соответствии с «Инструкцией по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ»;

- 0,95 - к разнице между допустимым и нормативным значениями систематической составляющей инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на объекте;

- 0,95 - к разнице между фактическим и нормативным значениями коммерческих потерь.

Применение указанных коэффициентов допустимо в течение не более трех лет подряд. За этот период энергоснабжающая организация должна обосновать фактический уровень резервов снижения потерь электроэнергии в сетях и согласовать с контролирующей организацией укрупненный план мероприятий по снижению потерь и динамику их снижения по годам предстоящего периода.

В случае не представления энергоснабжающей организацией указанных документов степень ужесточения нормативов потерь (степень отличия от единицы) на последующие три года удваивается, т. е. указанные выше нормирующие коэффициенты принимаются равными, соответственно 0,96; 0,8; 0,9 и 0,9.

4.6. Значения перспективного норматива коммерческих потерь электроэнергии, рекомендуемое значение которого определяют в соответствии с п.4.4, и понижающих коэффициентов, рекомендуемые значения которых приведены в п.4.5, должны быть согласованы с контролирующей организацией.

4.7. Нормативы потерь, включаемых в тарифы для различных категорий потребителей (в настоящее время при формировании тарифов выделяют три категории промышленных потребителей в зависимости от напряжения питания 0,4 кВ, 6-35 кВ и 110 кВ и выше), определяют с учетом степени использования каждой категорией потребителей сетей различных классов напряжения.

4.8. В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 0,4 кВ, включают:

- технические потери электроэнергии в сетях этого напряжения;

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 110, 6-35 и 0,4 кВ;

- части расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше, определенные аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

4.9. В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 6-35 кВ, включают:

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-20 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную отношению суммарного отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению суммарного отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 110, 6-35 и 0,4 кВ;

- доли расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше, определенные аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

4.10. В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 110 кВ и выше, включают:

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям непосредственно из сетей 110 кВ и выше к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей всех напряжений;

- часть расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 110 кВ и выше, определенную аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

4.11. Коммерческие потери, включаемые в тариф, распределяют равномерно между всеми категориями потребителей.

Пояснение. Коммерческие потери, представляющие собой хищения энергии, являются следствием низкого уровня жизни населения и должны рассматриваться как общая проблема, а не проблема, оплата которой должна возлагаться на тех, кто питается от сетей 0,4 кВ.

4.12. Все составляющие потерь включаются в тариф в объеме, определенном в соответствии с пп. 4.4 и 4.5.

Примеры расчета нормативов потерь и их распределения между различными категориями потребителей приведены в приложении.

5. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии

5.1. Технические потери электроэнергии включают в себя три слагаемых, каждое из которых имеет свою динамику изменения во времени:

- нагрузочные потери - ΔWн , значение которых определяется потоками электроэнергии в сети;

- потери холостого хода - ΔWх , значение которых определяется техническими характеристиками оборудования (силовых трансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов, измерительных трансформаторов и т. п.). Эти потери зависят от рабочего напряжения на вводах оборудования и, в силу незначительного диапазона его изменения, считаются условно-постоянными;

- потери, зависящие от климатических условий и степени загрязненности атмосферы в районе - ΔWкл . К ним относятся потери на корону, потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий и расход электроэнергии на плавку гололеда. Эти потери существенно изменяются от месяца к месяцу вследствие изменения погодных условий.

5.2. Характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в основных сетях 110 кВ и выше имеет вид, млн. кВт·ч,

, (5.1)

где Wi(j) - значения факторов, млн. кВт·ч, определяющих уровень нагрузочных потерь (отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей, обмены электроэнергией с соседними энергосистемами, производство электроэнергии на собственных станциях и т. п.); Д – число дней расчетного периода, которому соответствуют задаваемые значения энергии); A и B – коэффициенты характеристики; n – число влияющих факторов.

Порядок расчета коэффициентов А и В приведен в «Методике расчета транзитных потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях субъектов федерального оптового рынка электроэнергии» (постановление ФЭК № ______ от 01.01.2001 г.), а также в примере 6. (при запросе методика, утвержденная ФЭК, будет Вам выслана по электронной почте).

Примечание. В связи с тем, что переток электроэнергии в соседнюю энергосистему в определенные часы суток может представлять собой транзит, а в другие часы - нет, в формуле (6) упомянутой методики ФЭК, аналогичной формуле (5.1), приведенной выше, используется число часов Т, а не число дней Д. При определение же суммарных нагрузочных потерь электроэнергии за отчетный период удобнее использовать число дней в месяце. Значения коэффициентов А во втором случае будут в 24 раза меньше определенных по формулам, приведенным в методике расчета транзитных потерь.

5.3. Характеристика потерь холостого хода имеет вид

ΔWх = С·Д. (5.2)

Значение коэффициента С определяют на основе потерь электроэнергии холостого хода, рассчитанных за характерные зимние и летние месяцы с учетом фактических напряжений на оборудовании – ΔWх. расч , по формуле

C = ΔWх. расч / Д. (5.3)

При отсутствии расчета значения ΔWх. расч значение коэффициента С допускается определять по формуле:

C = 24·ΔPх. ном , (5.4)

где ΔPх. ном - номинальные потери мощности холостого хода, определяемые по отчетным данным о количестве и типах оборудования, присоединенного к сети (форма 20-энерго) и его паспортным данным.

5.4. Характеристика потерь, зависящих от климатических условий, представляет собой 12 помесячных значений, рассчитанных по установленным методикам в соответствии с климатическими условиями района, полученными от регионального метеоцентра (продолжительности в каждом месяце периодов дождя, тумана, снега, изморози и хорошей погоды), и степенью загрязненности атмосферы (СЗА) в районах расположения воздушных линий, определяемой в соответствии с «Инструкцией по выбору изоляции электроустановок», РД 34.51.101-90, СПО Союзтехэнерго, 1990.

5.5. В качестве факторов характеристики нагрузочных потерь электроэнергии в основных сетях 110 кВ и выше должны приниматься:

- отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей и производство электроэнергии на собственных электростанциях (формы 46-ЭС и 5-энерго);

- объемы получения и отпуска электроэнергии на ФОРЭМ по точкам учета АСКУЭ (сводный акт получения и отпуска электроэнергии на ФОРЭМ по точкам учета АСКУЭ).

5.6. Нагрузочные потери электроэнергии и потери холостого хода в i-м месяце летнего или зимнего сезона определяют при подстановке в формулы (5.1) и (5.2) значений Wi и Дi, соответствующих рассматриваемому месяцу, при постоянных значениях коэффициентов A, B и C , рассчитанных для данного сезона.

5.7 Для линий с реверсивными перетоками в формулу (5.1) в качестве квадрата фактора, выраженного двумя значениями – поступления - Wп и отпуска - Wо по линии - подставляют эквивалентное значение, определенное по формуле [6]

, (5.5)

а в качестве произведений факторов – значение, определенное по формуле

. (5.6)

В формулах (5используются расчетные значения отпуска Wр. о и поступления Wр. п энергии, которые определяют по формулам:

; (5.7)

. (5.8)

При этом i-м фактором считается фактор с меньшим значением величины

. (5.9)

Примечание. Значения Wп и Wо в формулах (5.7) и (5.8) считаются положительными.

5.7. Характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в радиальной сети напряжением 35, 6-20 или 0,4 кВ имеет вид, млн. кВт·ч,

, (5.10)

где WU – электроэнергия, отпущенная в сеть напряжением U за Д дней, млн. кВт·ч; AU - коэффициент характеристики.

5.9. Характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в сетях объекта, на балансе которого находятся сети напряжением 6-20 и 0,4 кВ (сети оптовых покупателей-перепродавцов), имеет вид, млн. кВт·ч,

, (5.11)

где W6-20 – отпуск электроэнергии в сети 6-20 кВ, млн. кВт·ч, за вычетом отпуска потребителям непосредственно с шин 6-20 кВ подстанций 35-220/6-20 кВ и электростанций; W0,4 – то же, в сети 0,4 кВ; A6-20 и A0,4 –коэффициенты характеристики.

Примечание. При отсутствии учета электроэнергии на стороне 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6-20/0,4 кВ значение W0,4 определяют, вычитая из значения W6-20 отпуск электроэнергии потребителям непосредственно из сети 6-20 кВ и потери в сети 6-20 кВ, определяемые формулой (5.2) и первым слагаемым формулы (5.11).

5.10. Основой для расчета коэффициентов характеристик технических потерь в радиальных сетях 35, 6-20 и 0,4 кВ являются результаты расчета для периода продолжительностью Д дней следующих составляющих потерь:

- нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 35, 6-10 и 0,4 кВ: ΔWн 35 , ΔWн 6-20 и ΔW0,4;

- потерь холостого хода в трансформаторах 35/6-20 и 6-20/0,4 кВ и другом нерегулируемом оборудовании, эксплуатируемом в сетях этих напряжений : ΔWх 35 и ΔWх 6-20 ;

5.11. Коэффициент AU характеристики (5.10) определяют по формуле

, (5.12)

где ΔWнU - значение нагрузочных потерь электроэнергии, млн. кВт·ч, соответствующее отпуску электроэнергии в сеть WU , млн. кВт·ч.

При использовании значения потерь, выраженного в процентах - ΔWнU% ,, коэффициент AU определяют по формуле

. (5.13)

5.12. Коэффициенты A и C для радиальных сетей 35, 6-20 или 0,4 кВ в целом при наличии их значений, рассчитанных для входящих в сеть линий (Ai и Ci ), определяют по формулам:

; (5.14)

, (5.15)

где Wi –отпуск электроэнергии в i-ю линию; WΣ – то же, в сеть в целом; n – количество линий.

5.13. Коэффициенты A и C для сетей 6-20 или 0,4 кВ в целом при наличии их значений, рассчитанных для ограниченной выборки линий (AВ и CВ ), определяют по формулам:

; (5.16)

, (5.17)

где WВ – отпуск электроэнергии в линии выборки; WΣ - отпуск в сеть 6-20 или 0,4 кВ в целом.

Коэффициенты A и C для сетей 35 кВ должны быть рассчитаны для всех сетей в полном объеме. Их определение на основе расчета ограниченной выборки линий не допускается.

5.14. Коэффициенты нормативной характеристики технических потерь (НХТП) определяют на основе рассчитанных коэффициентов ХТП, уменьшая их в соответствии с эффектом от проведения мероприятий по снижению потерь, реализация которых возможна в планируемом периоде, или с помощью нормирующих коэффициентов, приведенных в п. 4.5.

5.15. Особенности применения нормативных характеристик для расчета потерь мощности и энергии от транзитных перетоков отражены в "Методике расчета транзитных потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях субъектов федерального оптового рынка электроэнергии".

6. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии

6.1.. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии (МСП) могут быть разделены на 4 группы, имеющие различные механизмы формирования эффекта:

1) мероприятия по совершенствованию управления режимами электрических сетей;

2) мероприятия по автоматизации управления режимами электрических сетей;

3) мероприятия по реконструкции электрических сетей;

4) мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии.

Мероприятия каждой из перечисленных групп имеют организационные и технические аспекты.

6.2 К организационным аспектам МСП относятся:

- внедрение программного обеспечения, проведение расчетов по выбору МСП и оценке их экономических показателей;

- разработка плана мероприятий;

- выпуск организационно-распорядительных документов, устанавливающих ответственность подразделений за те или иные составляющие потерь и за проведение мероприятий по их снижению в установленные планом сроки;

- разработка системы стимулирования персонала к снижению потерь электроэнергии;

- введение системы контроля за проведением работ по снижению потерь электроэнергии и соответствующей системы их учета и анализа;

- выделение средств и материальных ресурсов для приобретения необходимого оборудования, его доставки и установки;

- установление в договорах электроснабжения условий потребления реактивной энергии потребителями в соответствии с действующими нормативными документами.

Перечисленные работы и действия мероприятиями по снижению потерь не являются и непосредственного эффекта, выражающегося в снижении потерь, не имеют.

6.3. К техническим аспектам МСП относятся:

- реализация оптимального управления режимами электрических сетей.

- установка и ввод в действие технических средств снижения потерь электроэнергии, средств телеизмерений параметров режима электрических сетей и автоматических устройств управления режимами;

6.4. К мероприятиям по совершенствованию управления режимами электрических сетей относятся:

1) реализация оптимальных режимов замкнутых электрических сетей 110 кВ и выше по реактивной мощности и напряжению;

2) проведение переключений в рабочей схеме сети, обеспечивающих распределение электроэнергии при минимальных потерях;

3) перевод неиспользуемых генераторов станций в режим СК;

4) осуществление регулирования напряжения в центрах питания радиальных сетей 6-110 кВ, обеспечивающего минимальные потери электроэнергии при допустимых отклонениях напряжения у потребителей электроэнергии;

5) размыкание линий 6-35 кВ с двухсторонним питанием в точках, обеспечивающих электроснабжение потребителей при минимальных суммарных потерях электроэнергии в сетях 6-35 кВ и выше;

6) отключение в режимах малых нагрузок одного из трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами;

7) выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ.

6.5. К мероприятиям по автоматизации управления режимами электрических сетей относятся:

1) установка и ввод в работу автоматических регуляторов напряжения на трансформаторах с РПН;

2) установка и ввод в работу автоматических регуляторов источников реактивной мощности;

3) установка и ввод в работу средств телеизмерений.

6.6 К мероприятиям по реконструкции электрических сетей относятся:

1) разукрупнение подстанций, ввод дополнительных ВЛ и трансформаторов для разгрузки перегруженных участков сетей, перемещение трансформаторов с одних подстанций на другие с целью нормализации их загрузки, ввод дополнительных коммутационных аппаратов и т. п.;

2) ввод компенсирующих устройств (КУ) на подстанциях энергосистемы;

3) ввод технических средств регулирования напряжения (трансформаторов с продольно-поперечным регулированием, вольтодобавочных трансформаторов, трансформаторов с РПН и т. д.).

6.7. К мероприятиям по совершенствованию учета электроэнергии относятся:

1) обеспечение работы измерительных трансформаторов и электросчетчиков в допустимых условиях (отсутствие недогрузки первичных цепей ТТ, перегрузки вторичных цепей ТТ и ТН, обеспечение требуемых температурных условий, устранение вибраций оснований счетчиков и т. д.);

2) замена измерительных трансформаторов на трансформаторы с улучшенными характеристиками и с номинальными параметрами, соответствующими фактическим нагрузкам;

3) замена существующих приборов учета на приборы с улучшенными характеристиками;

4) установка приборов технического учета электроэнергии на радиальных линиях, отходящих от подстанций (головной учет);

5) периодические проверки условий работы электросчетчиков расчетного учета у потребителей и выявление хищений электроэнергии.

6.8. Основное содержание организационных и технических аспектов мероприятий по совершенствованию управления режимами электрических сетей

Расчеты оптимальных режимов замкнутых электрических сетей по реактивной мощности и напряжению осуществляют по специальным оптимизационным программам. Ведение оптимальных режимов диспетчером может осуществляться в соответствии с графиком регулирования устройств, составленным на основании предварительно проведенных прогнозных расчетов (управление в режиме off line), либо в темпе процесса (on line) на основе данных, поступающих от системы телеизмерений (ТИ).

Ведение оптимальных режимов в темпе процесса намного эффективнее, так как использует фактические, а не прогнозные данные о режиме. Для реализации такого управления необходимо:

1) провести оценку наблюдаемости сети (выявление зон, управление которыми возможно с помощью уже установленных средств ТИ), определить оптимальные места установки дополнительных средств ТИ. Такая оценка осуществляется по специальным программам;

2) внедрить программу оценивания режима сети (оценивания состояния), позволяющую рассчитывать режимы на основе данных телеизмерений;

3) внедрить программу оперативного формирования наблюдаемой схемы сети, соответствующей функционирующим в данный момент средствам ТИ и находящимся в работе участкам сети (при выходе из строя датчика ТИ или выводе в ремонт оборудования программа должна формировать новую расчетную схему в соответствии с изменившейся зоной наблюдаемости);

4) внедрить программу оптимизации текущих режимов сети по коэффициентам трансформации и реактивной мощности источников;

5) внедрить программу "Советчик диспетчера", выбирающую в каждый момент времени из полного перечня устройств, оптимальные параметры которых определены программой оптимизации, ограниченный круг устройств, наиболее эффективно влияющих на уровень потерь, и рекомендующую необходимые действия по изменению их режима.

Выбор оптимальной рабочей схемы сети обычно осуществляют на основе вариантных расчетов. Особо следует рассмотреть возможность размыкания контуров, в которые входят линии различных номинальных напряжений.

Перевод неиспользуемых генераторов в режим СК производят с целью получения дополнительного источника реактивной мощности. Целесообразность такого перевода определяют на основе сравнения снижения потерь электроэнергии в сети за счет использования этого источника и расхода электроэнергии на его работу.

Оптимальный закон регулирования напряжения в центре питания радиальной сети 35-110 кВ определяют с учетом регулировочных возможностей трансформаторов с РПН 35-110/6-20 кВ и трансформаторов с ПБВ. Основным критерием при этом является минимизация количества электроэнергии, отпускаемой потребителям с шин трансформаторов с ПБВ с недопустимыми отклонениями напряжения. Регулировочные ответвления трансформаторов с ПБВ напряжением 35-110/6-20 кВ и 6-20/0,4 кВ устанавливают на уровне, обеспечивающем минимальные потери электроэнергии в сети.

Оптимизация мест размыкания сетей 6-35 кВ с двухсторонним питанием осуществляется на основе перебора точек возможного размыкания сети с оценкой изменения потерь как в размыкаемой сети 6-35 кВ, так и в питающих сетях 110-220 кВ, происходящего вследствие перенесения нагрузки с одной узловой подстанции на другую.

Отключение одного из трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами в режимах малых нагрузок производят в случае, если снижение потерь холостого хода превышает происходящее при этом увеличение нагрузочных потерь. Такое отключение может осуществляться как в часы ночных провалов нагрузки, так и в периоды ее сезонного снижения.

Выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ производят путем переключения части абонентов с перегруженных фаз на недогруженные

6.9. Основное содержание мероприятий по автоматизации управления режимами электрических сетей

Оптимальные режимы работы ряда устройств определяются местными параметрами текущего режима электрической сети. Их регулирование целесообразно осуществлять с помощью автоматических устройств, установленных непосредственно в точке установки оборудования. Эффект от их установки заключается в более тщательном отслеживании изменений режима, чем это могло бы быть выполнено диспетчером.

6.10. Основное содержание мероприятий по реконструкции схем сетей

Реконструкцию схем сетей проводят, исходя из рассмотрения комплекса условий, в которых уровень потерь электроэнергии является одним из параметров, но, как правило, не основным. Поэтому такую реконструкцию относят не к целевым МСП, а к мероприятиям с сопутствующим снижением потерь. Численное значение снижения потерь определяют на основе сравнения их значений до и после реконструкции.

Ввод компенсирующих устройств и технических средств регулирования напряжения производят, исходя из снижения потерь как основного фактора (как правило). Иногда целью является увеличение пропускной способности сети или нормализация отклонений напряжения. Эффективность этих МСП определяют на основе сравнения потерь до и после их проведения.

6.11. Основное содержание мероприятий по совершенствованию учёта электроэнергии

Необходимость обеспечения допустимых условий работы приборов учета, их периодических проверок и выявления хищений электроэнергии не требует особых пояснений.

Обоснование целесообразности замены измерительных трансформаторов и приборов учета на оборудование с улучшенными характеристиками, приоритетную последовательность такой замены и количественную оценку эффективности замены каждого прибора осуществляют на основе расчета снижения потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями приборов учета, происходящего при замене приборов.

Установка приборов технического учета электроэнергии на отходящих от подстанции линиях целесообразна на радиальных линиях 35-110 кВ, фидерах 6-10кВ и линиях 0,4 кВ. Их установка позволяет определять фактические небалансы электроэнергии, увеличить точность расчета технических потерь электроэнергии и локализовать очаги коммерческих потерь.

6.12. Оценка эффективности затрат на проведение МСП.

Оценку эффективности затрат на проведение МСП проводят в соответствии с «Методикой оценки текущих показателей эффективности существующих и разрабатываемых энергосберегающих мероприятий для АО-энерго и АО-электростанции» и «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» (утв. Госстроем РФ, Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госкомпромом РФ 31 марта 1994 г. № 7-12/47-М).

В данных документах установлены рекомендуемые показатели эффективности и методы их расчета для двух типов мероприятий:

- мероприятия, капитальные вложения в которые, эксплуатационные издержки и технико-экономические показатели изменяются по годам расчетного периода;

- мероприятия, затраты на которые осуществляются в течение одного года, а эксплуатационные издержки и технико-экономические показатели относительно стабильны в течение расчетного периода.

В международной практике принято, что каждый инвестор или любая фирма сама принимает решение о том, какими критериями пользоваться при принятии решения о внедрении мероприятия.

Наиболее простым критерием является срок окупаемости (срок возврата) затрат на внедрение мероприятия за счет получаемой при этом экономии электроэнергии.

При рассчитанном значении годового снижения потерь электроэнергии δW , кВт. ч, известной стоимости электроэнергии на момент приобретения оборудования - b, руб/кВт. ч и цене оборудования - Ц, руб, срок окупаемости затрат определяют по формуле:

, лет (6.1)

где З - дополнительные затраты, связанные с транспортировкой, установкой, монтажом оборудования и т. п.; р - процент ежегодных затрат на обслуживание, текущий ремонт и амортизационных отчислений от стоимости оборудования.

В течение срока Tок затраты в оборудование будут скомпенсированы стоимостью сэкономленной энергии, а после него экономический эффект будет составлять ежегодно Э, руб. Оценка приемлемости полученных показателей эффективности и целесообразности внедрения рассматриваемого МСП осуществляется лицом, принимающим решение о выделении средств на приобретение оборудования.

При расчетах по формуле (6.1) для получения гарантированного эффекта от внедрения МСП в качестве δW следует принимать его минимальное значение из интервала неопределенности.

Пример. Расчетное минимальное значение натурального эффекта от внедрения мероприятия δW составляет 17 млн. кВт. ч в год. Цена оборудования в данный момент Ц = 3000 тыс. руб, дополнительные затраты З = 600 тыс. руб, стоимость электроэнергии 0,2 руб/кВт. ч. Ежегодные затраты на обслуживание оборудования р = 10 %. Рассчитать показатели эффективности данного мероприятия при покупке оборудования по предлагаемой цене.

Решение.

Э = 0,2·17·,1·3000 = 3100 тыс. руб/год.

года

7. Анализ потерь электроэнергии

7.1. Анализ потерь электроэнергии осуществляется со следующими целями:

1) выявление зон и конкретных элементов с повышенными техническими потерями;

2) выявление фидеров 6-20кВ и линий 0,4 кВ с повышенными коммерческими потерями;

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

4) определение количественных целей по снижению потерь для различных служб и подразделений энергосистемы.

7.2. Выявление зон и конкретных элементов сети с повышенными техническими потерями проводят на основе результатов расчета потерь и их структуры. В первом приближении к очагам нагрузочных потерь относят линии с плотностью тока более 1 А/мм2 , а к очагам потерь холостого хода - трансформаторы, загруженные в режиме максимальных нагрузок менее чем на 50 % на одно-трансформаторных подстанциях и менее чем на 35 % - на двухтрансформаторных подстанциях.

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

1) отпуска электроэнергии в фидер - Wо;

2) верхней границы интервала неопределенности технических потерь электроэнергии в фидере ΔWт.max;

3) полезного отпуска электроэнергии потребителям, питающимся от данного фидера - Wп. о ;

4) диапазона потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями учета электроэнергии, выраженного в виде нижней (ΔWу. н) и верхней (ΔWу. в) границ.

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

. (7.1)

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

, (7.2)

где Wо - отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей (сумма полезного отпуска электроэнергии собственным потребителям и потерь в сети); DWпост –условно-постоянные потери.

Если отчетные потери не содержат коммерческой составляющей и фактов переноса потерь между месяцами, разность представляет собой нагрузочные потери, пропорциональные значению W02. В этом случае значение E должно быть приблизительно одинаковым для всех месяцев. В связи с выводом в ремонт в летний период части линий и оборудования значение Е должно быть даже несколько выше для летних месяцев. Если значение E для зимних месяцев выше, чем для летних. Это говорит о недоплате за электроэнергию в зимние месяцы (отчетные потери выше расчетных) и переплате в летние месяцы (отчетные потери ниже расчетных).

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

1) интервал неопределенности технических потерь;

2) интервал потерь, обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями учета электроэнергии;

3) интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета.

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

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

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

ΔWком. min= ΔWотч – ΔWт. max - ΔWу. max= 11,2 - 8,2 - 0,8 = 2,2 %

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

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

Потери неопределенной структуры составляют

ΔWнеопр = ΔWотч - ΔWт. min - ΔWком. min= 11,2 - 6,6 - 2,2 = 2,4 %

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