Нормативные потери в электрических сетях: VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь / КонсультантПлюс

Содержание

VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь / КонсультантПлюс

VI. Порядок определения потерь в электрических

сетях и оплаты этих потерь

50. Размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, переданной в электрическую сеть из других сетей или от производителей электрической энергии, и объемом электрической энергии, которая поставлена по договорам энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) и потреблена энергопринимающими устройствами, присоединенными к данной электрической сети, а также объемом электрической энергии, которая передана в электрические сети других сетевых организаций.

В отношении потребителя, энергопринимающее оборудование которого присоединено к объектам электросетевого хозяйства, с использованием которых указанный потребитель оказывает услуги по передаче электрической энергии, размер фактических потерь электрической энергии, возникающих на таких объектах электросетевого хозяйства (V

(факт)), определяется по формуле:

V(факт) = V(отп) x (N / (100% — N)),

где:

V(отп) — объем отпуска электрической энергии из электрических сетей потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, в энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) смежных субъектов электроэнергетики;

N — величина технологического расхода (потерь) электрической энергии (уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям), которая рассчитана в процентах от объема отпуска электрической энергии в электрическую сеть потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, как сетевой организации и учтена органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении единых (котловых) тарифов.

51. Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства.

Стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших на объектах электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть и принадлежащих собственникам или иным законным владельцам, которые ограничены в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов, оплачивается той организацией, которая в соответствии с договором о порядке использования таких объектов обязана приобретать электрическую энергию (мощность) для компенсации возникающих в них фактических потерь электрической энергии.

52. 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.

(в ред. Постановлений Правительства РФ от 15.06.2009 N 492, от 07.07.2017 N 810)

Потребители услуг, опосредованно присоединенные через энергетические установки производителей электрической энергии, оплачивают в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери только на объемы электрической энергии, не обеспеченные выработкой соответствующей электрической станцией.

Потребители услуг оплачивают потери электрической энергии сверх норматива в случае, если будет доказано, что потери возникли по вине этих потребителей услуг.

53. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям утверждаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в соответствии с настоящими Правилами и методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утверждаемой федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития.

54. Нормативы потерь электрической энергии в электрических сетях устанавливаются в отношении совокупности линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих соответствующей сетевой организации (собственнику или иному законному владельцу объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, который ограничен в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов), с учетом дифференциации по уровням напряжения сетей при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

54(1). Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций определяются на основе сравнительного анализа потерь с дифференциацией по уровням напряжения исходя из необходимости сокращения нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, в соответствии с порядком, предусмотренным методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

55. Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям предусматривает снижение нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, и определение нормативов указанных потерь на основе:

1) технологических потерь электрической энергии в объектах электросетевого хозяйства, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии, с учетом технических характеристик линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства, определяющих величину переменных потерь в соответствии с технологией передачи и преобразования электрической энергии, условно-постоянных потерь для линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства;

2) сравнительного анализа потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций с дифференциацией по уровням напряжения.

55(1). Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в течение расчетного периода в отношении потребителя услуг по передаче электрической энергии, норматива потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемой для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети, определяемой в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике.

В случае если центр питания (распределительное устройство подстанции, входящей в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, или распределительное устройство электрической станции, соединенное с линиями электропередачи, входящими в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть) (далее — центр питания) и энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) потребителя услуг по передаче электрической энергии, присоединенные к таким центрам питания, расположены в разных субъектах Российской Федерации, при определении стоимости потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети используется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети для соответствующего уровня напряжения в отношении субъекта Российской Федерации, в котором расположен центр питания.

Фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии в течение расчетного периода для целей настоящего пункта определяется как разность между объемами перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии и объемами перетоков из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

В случае если фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии осуществляется от нескольких центров питания, расположенных в разных субъектах Российской Федерации, при определении фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии суммарный объем перетока электрической энергии из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть вычитается из объемов перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии пропорционально объемам перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

В случае если объем фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии на одном уровне напряжения имеет положительное значение, а на другом уровне напряжения — отрицательное значение, определяется общий суммарный объем фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети.

В случае положительного значения суммарного объема фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети применяется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети по соответствующему уровню напряжения того субъекта Российской Федерации, с территории которого фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии имеет положительное значение.

Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций при применении двухставочного варианта тарифа определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии потребителям в течение расчетного периода и ставки на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения.

Потери в электрических сетях

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Ахтубинский район

(851-41) 5-22-66

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Володарский район

(851-42) 9-18-04

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» г.Знаменск

(851-40) 9-74-72

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Енотаевский район

(851-43)9-17-25

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Икрянинский район

(851-44) 2-02-01

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Камызякский район

(851-45) 9-14-76

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Кировский район г.Астрахани

(851-2) 79-31-11

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Красноярский район

(851-46)9-16-09

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Ленинский район г.Астрахани

(851-2) 79-31-11

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Лиманский район

(851-47) 2-26-12

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Наримановский район

(851-2)57-45-44

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Приволжский район

(851-2)40-63-79

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Советский район г.Астрахани

(851-2) 79-31-11

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Трусовский район г.Астрахани

(851-2) 79-31-11

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Харабалинский район

(851-48) 5-74-63

Астраханская область — Филиал «Астраханьэнерго» Черноярский район

(851-49) 2-13-54

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Алексеевский район

(84446)310-96

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Быковский район

8(84495)-315-36

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Волжский район

8(8443)-31-90-44
8(8443) 31-36-20

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Ворошиловский район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Дзержинский район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Красноармейский район

8(8442)-67-06-83
8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Дубовский район

8(86377)-518-66

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Краснооктябрьский район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Кумылженский район

8(84462)-618-53

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Михайловский район

8(84463)-451-86

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Нехаевский район

(84443)-524-09

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Николаевский район

(84444)-614-90

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Новоаннинский район

(84447)-553-85

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Новониколаевский район

(84444)-614-90

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Октябрьский район

8(86360)-235-14

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Ольховский район

8(84456)-218-71

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Палласовский район

8(84492)-688-20

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Руднянский район

8(84453)-712-38

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Светлоярский район

8(84472)-567-12
8(8442)-67-06-83

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Серафимовичский район

8(84464)-435-53

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Советский район

8(86363)-232-94

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Среднеахтубинский район

8(84479)-515-84
8(8443)-31-90-44
8(8443) 31-36-20

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Старополтавский район

8(84493)-436-05

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Суровикинский район

8(84473)-223-48

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Тракторозаводский район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Урюпинский район

(84442)-368-00

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Фроловский район

8(84465)-446-60

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Центральный район

8(8442)-41-00-28

Волгоградская область — Филиал «Волгоградэнерго» Чернышковский район

8(84474)-612-04

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Городовиковский район

8 (84731) 9-11-72

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Ики-Бурульский район

8 (84742) 9-18-48

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Кетченеровский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Лаганский район

8 (84733) 9-17-13

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Малодербетовский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Октябрьский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Приютненский район

8 (84742) 9-18-48

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Сарпинский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Целинный район

8 (84742) 9-18-48

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Черноземельский район

8 (84733) 9-17-13

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Юстинский район

8 (84741) 2-10-26

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Яшалтинский район

8 (84731) 9-11-72

Республика Калмыкия — Филиал «Калмэнерго» Яшкульский район

8 (84742) 9-27-97

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Азовский район

8(86342)-447-57

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Аксайский район

8(86350)-322-62

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Белокалитвинский район

8(86383)-269-50

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Боковский район

8(86382)-312-45

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Верхне-Донской район

8(86364)-311-72

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Веселовский район

8(86358)-611-63

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Волгодонский район

8(86394)-703-26

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Егорлыкский район

8(86370)-226-92

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Зерноградский район

8(86359)-311-49

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Зимовниковский район

8(86376)-315-71

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Кагальницкий район

8(86345)-977-04

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Каменский район

8(86365)-941-35

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Кашарский район

8(86388)-214-25

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Константиновский район

8(86393)-217-48

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Красносулинский район

8(86367)-500-08

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Куйбышевский район

8(86348)-315-79

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Мартыновский район

8(86395)-216-34

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Миллеровский район

8(86385)-206-73

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Милютинский район

8(86389)-217-52

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Мясниковский район

8(86349)-224-34

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Неклиновский район

8(86347)-525-39
8(86347)-563-04

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Новочеркасск район

8(86352)-659-95

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Обливский район

8(86396)-210-36

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Орловский район

8(86375)-360-23

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Песчанокопский район

8(86373)-919-52

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Пролетарский район

8(86374)-950-65

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Ремонтненский район

8(86379)-316-86

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Родионово-Несветайский район

8(86340)-302-39

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Сальский район

8(86372)-508-53

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Семикаракорский район

8(86356)-416-88
8(86356)-419-42

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Таганрог район

8(8634)-38-31-10
8(8634)-62-54-80

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Тарасовский район

8(86386)-314-45

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Тацинский район

8(86397)-303-97

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Усть-Донецкий район

8(86351)-914-69

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Целинский район

8(86371)-917-77

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Цимлянский район

8(86391)-211-96

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Чертковский район

8(86387)-218-11

Ростовская область — Филиал «Ростовэнерго» Шолоховский район

8(86353)-214-64

Потери электроэнергии и баланс

https://arbitrmos.ru

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.

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.

АО «МСК Энерго»

№ п/п Наименование мероприятий Срок исполнения Ответственная служба Объем мероприятий
начало окончание 2010 2011 2012 2013 2014
1.1 Выравнивание нагрузок фаз в электросетях 0,4 кВ 01.01.09 31.12.14 Службы ТП, КЛ и ВЛ 155 ТП 118 90 60 60 40
1.2 Выявление хищении эл.энергии в результате проведения рейдов 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 24 рейда 10 10 10 10 10
1.3 Отключение трансформаторов на подстанциях 20кВ и ниже с сезонной нагрузкой 01.05.09 30.09.14 ОДС 24 тр-ра ежегодно 5 5 5 5 5
2 Технические мероприятия








2.1 Оптимизация загрузки эл. сети за счет реконструкции старых КЛ и подстанций 10.01.11 31.12.14 Службы ТП, КЛ и ВЛ 10 ТП
5 5 5 3
2.2 Замена проводов на перегруженных линиях 10 кВ и ниже 10.01.11 10.01.14 Службы ТП, КЛ и ВЛ 2,6 км
5 5 5 5
2.3 Замена КЛ-10 кВ и ниже на КЛ большего сечения 10.01.11 10.01.14 Службы ТП, КЛ и ВЛ 2,6 км
5 5 5 5
3 Совершенствование систем расчетного и технического учета








3.1 Устранение недогрузки и перегрузки цепей тока коммерческого учёта 01.01.09 31.12.10 ТСПУ 235 точек 1,20



3.2 Замена коммерческих средств учета у потребителей на приборы с повышенным кл. точности 01.01.09 31.12.13 ТСПУ 18000 точек 80,9 30,13


3.3 Установка АСКУЭ (технический учёт) на подстанциях 01.01.09 31.12.09 ТСПУ 64 ТП




3.4 Составление и анализ небалансов электроэнергии по подстанциям и электростанциям 01.01.09 31.12.14 ТСПУ Ежегодно




3.5 Организация равномерного снятия показаний электросчётчиков строго в установленные сроки по группам потребителей 01.01.09 31.12.14 ТСПУ Ежемесячно




3.6 Установка дополнительных электросчётчиков коммерческого учёта 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 9000 точек




3.7 Ремонт электросчётчиков коммерческого учёта 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 10273 шт.




3.8 Проведение поверки и калибровки электросчётчиков с просроченными сроками 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 10273 шт.




3.9 Пломбирование клеммных крышек электросчётчиков 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 32488 шт.




3.10 Инвентаризация электросчётчиков 01.01.09 31.12.14 ТСПУ Ежегодно




4 Всего



215,05 150,13 90,00 90,00 68,00
4.1 СПРАВОЧНО:Всего в процентах от фактических потерь электроэнергии



0,29 0,20 0,12 0,12 0,09
4.2 СПРАВОЧНО: Всего в процентах от отпуска электроэнергии в сеть



0,04 0,03 0,02 0,02 0,01

Затраты на оплату потерь — Архив

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях (2013г)

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях (2014г)

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях (2015г)

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях (2016г)

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях (2017г)

 

Приказ Министерства энергетики РФ от 08 ноября 2010 г. N 533 «Об утверждении нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на 2011 год»

Нормативы технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на 2011 год (Приказ Министерства энергетики РФ от 8 ноября 2010 г. N 533)

Приказ Министерства энергетики РФ от 22 декабря 2011 г. N 610 «Об утверждении нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на 2012 год»

Нормативы технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на 2012 год (>Приказ Министерства энергетики РФ от 22 декабря 2011 г. N 610)

Приказ Министерства энергетики РФ от 13 сентября 2012 г. N 432 «Об утверждении нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на 2013 год»

Нормативы технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на 2013 год (Приказ Министерства энергетики РФ от 13 сентября 2012 г. N 432)

Приказ Министерства энергетики РФ от 22 ноября 2013 г. N 835 «Об утверждении нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на 2014 год»

Нормативы технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на 2014 год (Приказ Министерства энергетики РФ от 22 ноября 2013г. N 835)

 

Уровень нормативных потерь электроэнергии от 30 ноября 2015 года № 1184/15-ДСП

Уровень нормативных потерь электроэнергии от 17 ноября 2016 года № 1601/16-ДСП

Уровень нормативных потерь электроэнергии от 30 ноября 2017 года № 1613/17-ДСП

 

Информация за 2012 о закупке сетевыми организациями электрической энергии для компенсации потерь в сетях и её стоимости

Информация за 2012 о затратах сетевой организации на покупку потерь в собственных сетях МУП «АЭСК»

Информация за 2013 о закупке сетевыми организациями электрической энергии для компенсации потерь в сетях и её стоимости

Информация за 2013 о затратах сетевой организации на покупку потерь в собственных сетях МУП «АЭСК»

Информация за 2014 о закупке сетевыми организациями электрической энергии для компенсации потерь в сетях и её стоимости

Информация за 2014 о затратах сетевой организации на покупку потерь в собственных сетях МУП «АЭСК»

Информация за 2015 о закупке сетевыми организациями электрической энергии для компенсации потерь в сетях и её стоимости

Информация за 2015 о затратах сетевой организации на покупку потерь в собственных сетях МУП «АЭСК»

Информация за 2016 о закупке сетевыми организациями электрической энергии для компенсации потерь в сетях и её стоимости

Информация за 2016 о затратах сетевой организации на покупку потерь в собственных сетях МУП «АЭСК»

Информация за 2017 о закупке сетевыми организациями электрической энергии для компенсации потерь в сетях и её стоимости

Информация за 2017 о затратах сетевой организации на покупку потерь в собственных сетях МУП «АЭСК»

 

фактические показатели в электрических сетях, нормативы технологических потерь в кабеле

Виды и причины потерь электрической энергии

Потери электроэнергии — это разница между отпуском в сеть с генерирующего источника и фактически полученным потребителями ресурсом. Они бывают:

  1. Технологические. Возникают из-за действия физических законов при передаче электроэнергии, климатического фактора, неправильной нагрузки на сети и распределительное оборудование.

  2. Расходы на хознужды. Это недоотпуск, связанный с собственным потреблением энергии подстанциями и ЛЭП, на обеспечение условий для обслуживающего персонала.

  3. Коммерческие. В эту группу входят потери из-за погрешностей приборов учета, безучетного потребления.

Технологические потери, по статистике, составляют большую часть в структуре недоотпуска. Основная причина их возникновения в бытовой сети — неправильная нагрузка.

Электропотребление в идеале распределяют равномерно по трем фазам. Пониженное напряжение может возникнуть как по вине сетевиков, так и самого потребителя. Например, недобросовестные работники РЭС могут подключить «цепью» жилые дома и продуктовые магазины, без учета пиковых нагрузок. Или сам потребитель неправильно смонтирует схему электропроводки.

Расчет нормативов технологических потерь при передаче электрической энергии

Потребители оплачивают в составе тарифа за электроэнергию нормативные потери сетевой организации (п. 52 Правил в ред. ПП РФ от 27.12.2004 № 861). Показатели утверждает Минэнерго РФ отдельно:

Методика расчета технологических потерь электроэнергии в электрических сетях утверждена приказом Минэнерго РФ от 07.08.2014 № 706. Она учитывает условно-постоянные затраты на передачу:

  • холостой ход трансформаторов;

  • компенсацию реактивной мощности;

  • потери при увеличении протяженности электрических сетей.

Нормативы потерь в процентах устанавливают отдельно по высокому, среднему (СН1 и СН2) и низкому напряжению. Эти показатели и включают в тариф для конечного потребителя. Получить компенсацию сверхнормативных расходов можно только с прямого виновника их возникновения, при условии доказательств его вины.

Расчет величины потерь электроэнергии на линии в кабеле

Чтобы определить падение напряжения, понадобятся измерительные приборы (вольтметр или мультиметр) и специальные программы (онлайн-калькуляторы). Для самостоятельных расчетов по формулам пригодятся таблицы с показателями удельного сопротивления проводников и данные по сечению кабеля.

Сначала проводят замеры напряжения на участке цепи: в начале и в самой удаленной точке. Определяют разницу и сравнивают ее с нормативным значением, которое берут из специальных таблиц или вычисляют на онлайн-калькуляторе типа «Аврал.Дельта—1.0».

Программа учитывает базовые показатели (длину участка, сечение провода, номинальное напряжение, силу тока, материал проводника). Результат — расчет фактических потерь электроэнергии в электрических сетях, в процентах.

Как снизить технологические потери?

Уменьшить расходы из-за падения напряжения помогают:

  • изменение схемы электроснабжения объекта — перераспределение нагрузки, уменьшение длины участков цепи;

  • увеличение сечения проводов, замена кабеля;

  • снижение температуры в помещениях — нагревание увеличивает удельное сопротивление материалов и расход;

  • улучшение вентиляции в кабельных лотках;

  • уменьшение нагрузки.

Замеры и определение потерь лучше поручить электротехническим специалистам. Они найдут причины падения напряжения и дадут профессиональные рекомендации.  Наши эксперты с радостью помогут как в расчетах, так и в согласовании. Есть богатый опыт работы и согласования проектов с сетевыми организациями.

АО «МСК Энерго»

1.1 Выравнивание нагрузок фаз в электросетях 0,4 кВ 01.01.09 31.12.14 Службы ТП, КЛ и ВЛ 155 ТП 118 90 60 60 40
1.2 Выявление хищении эл.энергии в результате проведения рейдов 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 24 рейда 10 10 10 10 10
1.3 Отключение трансформаторов на подстанциях 20кВ и ниже с сезонной нагрузкой 01.05.09 30.09.14 ОДС 24 тр-ра ежегодно 5 5 5 5 5
2 Технические мероприятия
2.1 Оптимизация загрузки эл. сети за счет реконструкции старых КЛ и подстанций 10.01.11 31.12.14 Службы ТП, КЛ и ВЛ 10 ТП 5 5 5 3
2.2 Замена проводов на перегруженных линиях 10 кВ и ниже 10.01.11 10.01.14 Службы ТП, КЛ и ВЛ 2,6 км 5 5 5 5
2.3 Замена КЛ-10 кВ и ниже на КЛ большего сечения 10.01.11 10.01.14 Службы ТП, КЛ и ВЛ 2,6 км 5 5 5 5
3 Совершенствование систем расчетного и технического учета
3.1 Устранение недогрузки и перегрузки цепей тока коммерческого учёта 01.01.09 31.12.10 ТСПУ 235 точек 1,20
3.2 Замена коммерческих средств учета у потребителей на приборы с повышенным кл. точности 01.01.09 31.12.13 ТСПУ 18000 точек 80,9 30,13
3.3 Установка АСКУЭ (технический учёт) на подстанциях 01.01.09 31.12.09 ТСПУ 64 ТП
3.4 Составление и анализ небалансов электроэнергии по подстанциям и электростанциям 01.01.09 31.12.14 ТСПУ Ежегодно
3.5 Организация равномерного снятия показаний электросчётчиков строго в установленные сроки по группам потребителей 01.01.09 31.12.14 ТСПУ Ежемесячно
3.6 Установка дополнительных электросчётчиков коммерческого учёта 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 9000 точек
3.7 Ремонт электросчётчиков коммерческого учёта 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 10273 шт.
3.8 Проведение поверки и калибровки электросчётчиков с просроченными сроками 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 10273 шт.
3.9 Пломбирование клеммных крышек электросчётчиков 01.01.09 31.12.14 ТСПУ 32488 шт.
3.10 Инвентаризация электросчётчиков 01.01.09 31.12.14 ТСПУ Ежегодно
4 Всего 215,05 150,13 90,00 90,00 68,00
4.1 СПРАВОЧНО:Всего в процентах от фактических потерь электроэнергии 0,29 0,20 0,12 0,12 0,09
4.2 СПРАВОЧНО: Всего в процентах от отпуска электроэнергии в сеть 0,04 0,03 0,02 0,02 0,01

Потери на линиях распределения и передачи

Потери при передаче и распределении (T&D) — это суммы, которые не оплачиваются пользователями.

Потери T&D = (Потребляемая энергия в фидер (кВтч) — Энергия, выставленная потребителю (кВтч)) / Потребляемая энергия, кВтч x100.

Распределительный сектор считается самым слабым звеном во всем энергетическом секторе. Потери при передаче составляют примерно 17%, а потери при распределении составляют примерно 50%. Есть два типа потерь при передаче и распределении:

1.Технические потери
2. Нетехнические убытки (коммерческие убытки)

Технические потери

Технические потери связаны с рассеиванием энергии в проводниках, оборудовании, используемом для линии передачи, трансформатора, линии передачи и линии распределения и магнитные потери в трансформаторах. Технические потери обычно составляют 22,5% и напрямую зависят от характеристик сети и режима работы. Основная часть потерь в энергосистеме приходится на первичные и вторичные распределительные линии.Линии передачи и субпередачи составляют лишь около 30% от общих потерь. Следовательно, первичные и вторичные распределительные системы должны быть должным образом спланированы, чтобы обеспечить соблюдение установленных лимитов. Неожиданное увеличение нагрузки отразилось в увеличении технических потерь выше нормального уровня. Потери связаны с распределением электроэнергии и не могут быть устранены.

Есть два типа технических потерь.

а. Постоянные / фиксированные технические убытки

Постоянные убытки не меняются в зависимости от тока.Эти потери проявляются в виде тепла и шума, пока трансформатор находится под напряжением. От 1/4 до 1/3 технических потерь в распределительных сетях составляют фиксированные потери. На фиксированные потери в сети можно повлиять следующими способами:

• Потери на короне
• Потери тока утечки
• Диэлектрические потери
• Потери холостого хода
• Потери, вызванные постоянной нагрузкой на измерительные элементы
• Потери, вызванные постоянная нагрузка элементов управления

(b) Переменные технические потери

Переменные потери зависят от количества распределяемой электроэнергии и, точнее, пропорциональны квадрату тока.Следовательно, увеличение тока на 1% приводит к увеличению потерь более чем на 1%. От 2/3 до 3/4 технических (или физических) потерь в распределительных сетях являются переменными потерями. При увеличении площади поперечного сечения линий и кабелей для данной нагрузки потери будут падать. Это приводит к прямому компромиссу между стоимостью потерь и стоимостью капитальных затрат. Было высказано предположение, что оптимальный средний коэффициент использования распределительной сети, который учитывает стоимость потерь при ее проектировании, может составлять всего 30 процентов.

• потери джоулей в линиях на каждом уровне напряжения
• потери полного сопротивления
• потери, вызванные сопротивлением контактов.

Основные причины технических потерь

Длинные распределительные линии

• На практике линии 11 кВ и 415 В в сельской местности протягиваются на большие расстояния для питания нагрузок, разбросанных по большим территориям. Таким образом, первичные и вторичные распределительные линии в сельской местности в основном проложены радиально, как правило, на большие расстояния.Это приводит к высокому сопротивлению линии и, следовательно, к высоким потерям I2R в линии.
• Случайный рост субпередач и распределительных систем в новые области.
• Крупномасштабная электрификация сельской местности через длинные линии 11 кВ и линии LT.

Несоответствующий размер проводов распределительных линий

Размер проводов следует выбирать на основе мощности стандартного проводника в кВА x км для требуемого регулирования напряжения, но сельские нагрузки обычно рассредоточены и обычно питаются по радиальным фидерам.Размер проводника этих фидеров должен быть подходящим.

Установка распределительных трансформаторов вдали от центров нагрузки

Распределительные трансформаторы не расположены в центре нагрузки вторичной распределительной системы. В большинстве случаев распределительные трансформаторы расположены не по центру по отношению к потребителям. Следовательно, самые дальние потребители получают крайне низкое напряжение, даже если во вторичной обмотке трансформатора поддерживается хороший уровень напряжения. Это снова приводит к более высоким потерям в линии.Причина увеличения потерь в линии из-за падения напряжения на стороне потребителей. Следовательно, чтобы уменьшить падение напряжения в линии до самых дальних потребителей, распределительный трансформатор должен быть расположен в центре нагрузки, чтобы удерживать падение напряжения в допустимых пределах.

Низкий коэффициент мощности первичной и вторичной распределительной системы

В большинстве распределительных цепей LT обычно коэффициент мощности находится в диапазоне от 0,65 до 0,75. Низкий коэффициент мощности способствует высоким потерям при распределении.Для данной нагрузки, если коэффициент мощности низкий, потребляемый большой ток и потери, пропорциональные квадрату тока, будут больше. Таким образом, потери в линии из-за плохого коэффициента мощности могут быть уменьшены за счет улучшения коэффициента мощности. Это можно сделать, применив шунтирующие конденсаторы. Шунтирующие конденсаторы могут быть подключены либо во вторичной обмотке (сторона 11 кВ) силовых трансформаторов 33/11 кВ, либо в различных точках распределительной линии. Оптимальная мощность конденсаторных батарей для системы распределения составляет 2/3 от средней потребности в кВАр этой системы распределения.Точка обзора находится на 2/3 длины главного распределителя от трансформатора. Более подходящим способом улучшения этого коэффициента мощности распределительной системы и, таким образом, уменьшения потерь в линии является подключение конденсаторов к клеммам потребителей, имеющих индуктивную нагрузку. При подключении конденсаторов к отдельным нагрузкам потери в линии снижаются с 4 до 9% в зависимости от степени улучшения коэффициента мощности.

Плохое качество изготовления

Плохое качество изготовления играет важную роль в увеличении потерь при распределении.Суставы — источник потери мощности. Поэтому количество стыков должно быть минимальным. Для обеспечения прочных соединений следует использовать правильные методы соединения. Соединения с втулкой-штоком трансформатора, плавким предохранителем, изолятором, переключателем низкого напряжения и т. Д. Должны периодически проверяться и поддерживаться надлежащее давление во избежание искрения и нагрева контактов. Замена вышедших из строя проводов и услуг также должна производиться своевременно, чтобы избежать любой причины утечки и потери питания.

Фазовый ток фидера и балансировка нагрузки

Одним из самых простых способов снижения потерь в распределительной системе является балансировка тока в трехфазных цепях.Балансировка фаз фидера также имеет тенденцию балансировать падение напряжения между фазами, уменьшая разбаланс напряжения трехфазным потребителям. Величина силы тока на подстанции не гарантирует, что нагрузка сбалансирована по всей длине фидера. Дисбаланс фазы подачи может меняться в течение дня и в зависимости от сезона. Фидеры обычно считаются «сбалансированными», когда величины фазного тока находятся в пределах 10. Точно так же балансировка нагрузки между распределительными фидерами также снижает потери при аналогичном сопротивлении проводов.Это может потребовать установки дополнительных переключателей между фидерами, чтобы обеспечить соответствующее переключение нагрузки.

Влияние коэффициента нагрузки на потери

Потребляемая мощность потребителя меняется в течение дня и по сезонам. Бытовые потребители обычно потребляют наибольшее количество электроэнергии в вечерние часы. Как правило, пиковая нагрузка на коммерческие клиенты приходится на ранний полдень. Поскольку текущий уровень (следовательно, нагрузка) является основным фактором потерь мощности в распределительной сети, поддержание более высокого уровня энергопотребления в течение дня снизит пиковые потери мощности и общие потери энергии.Изменение нагрузки называется коэффициентом нагрузки, и он варьируется от 0 до 1.

Коэффициент нагрузки = Средняя нагрузка за указанный период времени / пиковая нагрузка за этот период времени.

Например, за 30 дней месяца (720 часов) пиковая нагрузка фидера составляет 10 МВт. Если фидер предоставил общую энергию 5000 МВтч, коэффициент нагрузки для этого месяца будет (5000 МВтч) / (10 МВт x 720) = 0,69.

Меньшие потери мощности и энергии снижаются за счет увеличения коэффициента нагрузки, который выравнивает колебания нагрузки фидера по фидеру.Коэффициент загрузки был увеличен за счет предложения клиентам тарифов «время использования». Компании используют власть ценообразования, чтобы побудить потребителей переключить энергоемкие виды деятельности в непиковые периоды (например, электрическая вода и отопление помещений, кондиционирование воздуха, орошение и откачка фильтров в бассейне).

Благодаря финансовым стимулам некоторые потребители электроэнергии также позволяют коммунальным предприятиям дистанционно отключать большие электрические нагрузки через радиочастоту или линию электропередачи в периоды пиковой нагрузки.Коммунальные предприятия могут попытаться спроектировать более высокие коэффициенты нагрузки, пропустив одни и те же фидеры через жилые и коммерческие районы

Расчет и выбор трансформатора

Распределительные трансформаторы используют обмотки из медных проводников для индукции магнитного поля в сердечнике из кремнистой стали с ориентированной зернистой структурой. . Следовательно, трансформаторы имеют как потери нагрузки, так и потери в сердечнике без нагрузки. Потери в меди трансформатора меняются в зависимости от нагрузки на основании уравнения резистивных потерь мощности (Ploss = I2R).Для некоторых коммунальных предприятий экономичная загрузка трансформатора означает загрузку распределительных трансформаторов на полную или немного превышающую мощность на короткое время, чтобы минимизировать капитальные затраты и при этом сохранить длительный срок службы трансформатора. Однако, поскольку пиковая генерация обычно является наиболее дорогостоящей, при исследованиях общей стоимости владения (TCO) следует учитывать стоимость пиковых потерь в трансформаторе. Увеличение мощности распределительного трансформатора во время пика на один размер часто приводит к снижению общей пиковой мощности, рассеиваемой в большей степени, если он перегружен.Потери возбуждения холостого хода трансформатора (потери в железе) возникают из-за изменения магнитного поля в сердечнике трансформатора всякий раз, когда он находится под напряжением. Потери в сердечнике незначительно зависят от напряжения, но по существу считаются постоянными. Фиксированные потери в железе зависят от конструкции сердечника трансформатора и молекулярной структуры листовой стали. Усовершенствованное производство стальных сердечников и введение аморфных металлов (таких как металлическое стекло) снизили потери в сердечнике.

Балансировка трехфазных нагрузок

Периодическая балансировка трехфазных нагрузок в сети может значительно снизить потери.Это может быть сделано относительно легко в воздушных сетях и, следовательно, дает значительные возможности для экономически эффективного снижения потерь при наличии соответствующих стимулов.

Отключение трансформаторов

Одним из способов уменьшения фиксированных потерь является отключение трансформаторов в периоды низкой нагрузки. Если на подстанции в периоды пиковой нагрузки требуются два трансформатора определенного размера, в периоды низкой нагрузки может потребоваться только один, так что другой трансформатор может быть отключен для снижения фиксированных потерь.

Это приведет к некоторому компенсирующему увеличению переменных потерь и может повлиять на надежность и качество электроснабжения, а также на рабочее состояние самого трансформатора. Однако эти компромиссы не будут исследоваться и оптимизироваться, если не будет принята во внимание стоимость потерь.

Другие причины технических потерь

• Неравномерное распределение нагрузки между тремя фазами в системе низкого напряжения, вызывающее высокие токи нейтрали.
• Утечка и потеря мощности
• Перегрузка линий.
• Ненормальные условия эксплуатации силовых и распределительных трансформаторов.
• Низкое напряжение на клеммах потребителей, вызывающее повышенное потребление тока индуктивными нагрузками.
• Низкое качество оборудования, используемого в сельскохозяйственных насосах в сельской местности, более холодных кондиционерах и промышленных нагрузках в городских районах.

Нетехнические / коммерческие убытки

Нетехнические потери составляют 16,6% и связаны с показаниями счетчиков, неисправными счетчиками и ошибками в показаниях счетчиков, выставлением счетов потребителю энергии, отсутствием администрирования, финансовыми ограничениями и оценкой безлимитная подача энергии, а также кражи энергии.

Основные причины нетехнических потерь

Кража энергии

Кража энергии — это энергия, доставляемая потребителям, которая не измеряется счетчиком энергии для потребителя. Заказчик закаляет счетчик механическими рывками, размещением мощных магнитов или нарушением вращения диска посторонними предметами, останавливая счетчики дистанционным управлением.

Неточности измерения

Потери из-за неточностей измерения определяются как разница между количеством энергии, фактически переданной через счетчики, и количеством, зарегистрированным счетчиками.Все счетчики энергии имеют определенный уровень погрешности, который требует установления стандартов. Компания Measurement Canada, ранее называвшаяся Industry Canada, отвечает за регулирование точности счетчиков электроэнергии. Законодательные требования5 заключаются в том, что счетчики должны иметь диапазон точности от + 2,5% до — 3,5%. Измерители старых технологий обычно начинали свою жизнь с незначительными ошибками, но по мере старения их механизмов они замедлялись, что приводило к заниженной записи. Таким образом, современные электронные счетчики не занижают учетные данные с возрастом. Следовательно, с появлением электронных счетчиков должно было происходить постепенное сокращение ошибок счетчиков.Увеличение скорости замены механических счетчиков должно ускорить этот процесс.

Неизмеренные потери для очень небольшой нагрузки

Неизмеренные потери — это ситуации, когда потребление энергии оценивается, а не измеряется с помощью счетчика энергии. Это случается, когда нагрузки очень малы и установка счетчиков энергии экономически нецелесообразна. Примеры этого — уличные фонари и усилители кабельного телевидения.

Неизмеренная поставка

Неизмеренная поставка сельскохозяйственных насосов является одной из основных причин коммерческих потерь.В большинстве штатов сельскохозяйственный тариф основан на единице мощности двигателей (л.с.). Такие силовые нагрузки допускаются при декларировании малых нагрузок. После разъединения подключений потребители увеличивают подключенные нагрузки без получения необходимых разрешений на увеличение нагрузки от электросети. Кроме того, оценка энергии, потребляемой без учета потребления, имеет большое значение для оценки потерь T&D из-за присущих ошибок в оценке. Большинство коммунальных предприятий намеренно переоценивают неограниченное сельскохозяйственное потребление, чтобы получить более высокие субсидии от правительства штата, а также спрогнозировать сокращение потерь.Другими словами, чем выше оценки неизмеренного потребления, тем меньше потери T&D и наоборот. Более того, правильная оценка неизмеримого потребления в сельскохозяйственном секторе во многом зависит от структуры посевов, уровня грунтовых вод, сезонных колебаний, часов работы и т. Д. измерить электрическую энергию. Неисправный измеритель энергии следует немедленно заменить.Причины неисправного счетчика — сгорание счетчиков, перегоревшая клеммная коробка счетчика из-за большой нагрузки, неправильное соотношение КТ и сокращение записи, Неправильная проверка и калибровка счетчиков.

Проблемы с выставлением счетов

• Неправильное и несвоевременное обслуживание счета должно быть основной частью нетехнических потерь.
• Обычные жалобы относительно выставления счетов — это неполучение счета, несвоевременное получение счета, получение неправильного счета, неправильные показания счетчика, неправильный тариф, неправильные расчеты.

Снижение технических потерь

Преобразование линии низкого напряжения в линию высокого напряжения

Многие распределительные узлы низкого напряжения (430 В) в городе окружены фидерами более высокого напряжения.При этом более низком напряжении больше тока в проводнике протекает при той же передаваемой мощности, что приводит к более высоким потерям I2R. Преобразование старых фидеров НН (430 В) на более высокое напряжение требует больших вложений и часто не оправдано с экономической точки зрения, но если части первичных фидеров НН (430 В) находятся в относительно хорошем состоянии, необходимо установить несколько понижающих силовых трансформаторов на периферии 430. вольта уменьшит потери в меди за счет подачи тока нагрузки в большее количество точек (т. е. уменьшая общий ток проводника и расстояние, проходимое током для обслуживания нагрузки).

Крупный коммерческий / промышленный потребитель получает прямую линию от фидера

Спроектируйте систему распределительной сети таким образом, чтобы, если это возможно, крупный потребитель получал прямую линию электропередачи от фидера.

Внедрение службы распределения высокого напряжения (HVDS) для сельскохозяйственных клиентов

Прямое обслуживание высокого напряжения (HVDS), линия 11 кВ, непосредственно переданная группе из 2–3 сельскохозяйственных клиентов для сельскохозяйственного насосного агрегата и использованного небольшого распределительного трансформатора (15 кВА) для данных 2–3 потребителей через самые маленькие (почти несущественные) линии распределения LT.В HVDS меньше потерь при распределении из-за минимальной длины распределительной линии, высокого качества электропитания без падения напряжения, меньшего выгорания двигателя из-за меньших колебаний напряжения и хорошего качества мощности, чтобы избежать перегрузки трансформатора.

Adopting Arial Bundle Conductor (ABC)

Там, где нельзя полностью избежать LT-линий, используйте Arial Bundle Conductor, чтобы свести к минимуму неисправности в линиях и избежать прямого кражи из линии (взлома линии).

Уменьшить количество трансформаторов

• Уменьшить количество шагов преобразования.
• На трансформаторы приходится почти половина сетевых потерь.
• Высокоэффективные распределительные трансформаторы могут значительно снизить потери в распределительных сетях.

Использовать питатель на его средней мощности

Из-за перегрузки распределительного фидера потери при распределении увеличиваются. Чем выше нагрузка на линию электропередачи, тем выше ее переменные потери. Было высказано предположение, что оптимальная средняя степень использования кабелей распределительной сети должна составлять всего 30%, если принять во внимание стоимость потерь.

Замена старого проводника или кабелей

При использовании более высокой площади поперечного сечения проводника / кабелей потери будут ниже, но при этом будут высоки временные затраты. Таким образом, прогнозируя будущую нагрузку, необходимо поддерживать оптимальный баланс между инвестиционными затратами и потерями в сети.

Программа модернизации / модернизации фидера

• Реконструкция линии передачи и распределения согласно нагрузке.
• Выявление самых слабых мест в системе распределения и их усиление или улучшение.
• Уменьшение длины линий LT за счет перемещения распределительных подстанций или установки дополнительных новых распределительных трансформаторов.
• Установка распределительных трансформаторов меньшей мощности в помещениях каждого потребителя вместо формирования кластеров и замена распределительных трансформаторов на трансформаторы с меньшими потерями холостого хода, такие как трансформаторы с аморфным сердечником.
• Установка шунтирующих конденсаторов для повышения коэффициента мощности.
• Установка однофазных трансформаторов для питания бытовых и небытовых нагрузок в сельской местности.
• Поставка малогабаритных распределительных трансформаторов 25 кВА с распределительной коробкой на корпусе, с возможностью установки счетчиков, MCCB и конденсатора.
• Прокладка прямой изолированной линии обслуживания к каждому сельскохозяйственному потребителю от распределительных трансформаторов.
• Благодаря Программе модернизации фидера потери T&D могут быть уменьшены с 60-70% до 15-20%.
Программа, ориентированная на промышленность / город
• Отделение сельских фидеров от промышленных
• Мгновенное освобождение новых промышленных или HT-соединений
• Выявление и замена медленных и медленных счетчиков счетчиками электронного типа.
• При использовании одного потребителя в промышленности и сельском хозяйстве необходимо ввести одну схему трансформатора со счетчиком.
• Замена старой коммуникационной линии на бронированный кабель.
• Благодаря программе модернизации фидера, потери T&D могут быть уменьшены с 60-70% до 15-20%.
Строгое следуйте программе профилактического обслуживания.
• Требуется принять программу профилактического обслуживания линии, чтобы уменьшить потери из-за неисправных деталей / деталей трубопроводов утечки.
• Требуется к колготкам соединений, проводов для уменьшения тока утечки.

Снижение нетехнических потерь

Составление карты / данных линии распределения

• Составление карты всей первичной и вторичной распределительной системы со всеми параметрами, такими как размер проводника, длина линии и т. Д.
• Сбор данных о существующих нагрузки, условия эксплуатации, прогноз ожидаемых нагрузок и т. д.
• Подготовка долгосрочных планов для поэтапного усиления и улучшения систем распределения вместе с системой передачи.

Внедрение схем энергоаудита

Все крупные предприятия и коммунальные предприятия должны обязательно проводить энергоаудит своей системы. Кроме того, коммунальные предприятия также должны предпринять действия с установленными сроками для начала исследований для реалистичной оценки общих потерь T&D в виде технических и нетехнических потерь для выявления областей с высокими потерями, чтобы инициировать восстановительные меры для их уменьшения.

Реалистичная оценка потерь T&D полезности в значительной степени зависит от выбранного размера выборки, который, в свою очередь, влияет на желаемый уровень достоверности и допустимый предел вариации результатов.В связи с этим очень важно установить предел размера выборки для реалистичной быстрой оценки потерь.

Предотвращение кражи электроэнергии с помощью проверки кражи энергии Приводы

• Кража электроэнергии — серьезная проблема, с которой сталкиваются все электроэнергетические компании. Правительство штата должно установить строгие правила в отношении кражи энергии. В Индийский Закон об электроэнергетике были внесены поправки, в соответствии с которыми кража энергии и ее подстрекательство квалифицируются как правонарушение с сдерживающим наказанием в виде тюремного заключения сроком до трех лет.Влияние кражи не ограничивается потерей дохода, оно также влияет на качество электроэнергии, что приводит к снижению напряжения и его провалам.
• Требуется для установки надлежащего уплотнения на клеммной коробке счетчика, на клемме CT / PT для предотвращения кражи мощности. Определите зону кражи мощности и необходимую для ускорения работы приводов проверки кражи мощности.
• Монтаж распределительных сетей среднего напряжения (MVD) в зонах краж с прямым подключением каждого потребителя к низковольтной клемме питающего трансформатора.
• Все существующие неизмеренные службы должны быть немедленно остановлены.
Замена неисправного / неработающего счетчика энергии
• Необходимо заменить неисправный или неработающий счетчик распределительным агентством, чтобы уменьшить неизмеримую электрическую энергию.
• Требуется периодически проверять счетчик для проверки точности счетчика. Замена старых ошибочных электромеханических счетчиков на точный электростатический счетчик (Micro-прижимная база) для точного измерения потребления энергии.
• Использование коробок для счетчиков и их надлежащая пломбировка, чтобы гарантировать, что счетчики должным образом опломбированы и не могут быть взломаны.
Пункт приема платежей
• Увеличьте количество ячеек для оплаты счетов, увеличив количество пунктов приема платежей во всех зонах для сбора платежей.
• Система электронных платежей дает покупателю больше облегчения при оплате счетов, а агентство по поставкам будет получать платежи от клиента регулярно и быстро.
• Эффективно отключите соединение клиента-неплательщика, который не оплачивает счет, вместо того, чтобы дать ему возможность оплатить счет.

Уменьшение дебетовых площадей Подразделения

• Взыскание старых долгов в отдельных случаях посредством юридических, коммуникационных и судебных действий.
• Обеспечение действий полиции при необходимости отключить соединение потребителя-неплательщика.
Эффект сторожевого пса для пользователей
• Пользователи должны знать, что агентство по распространению может контролировать потребление в удобное для него время. Это позволяет компании быстро обнаруживать любые отклонения от нормы потребления из-за взлома или обхода счетчика и позволяет компании принимать корректирующие меры.
• Результат — потребительская дисциплина. Было показано, что это чрезвычайно эффективно для всех категорий крупных и средних потребителей, которые в прошлом хищали электроэнергию.Они прекращают воровать, как только узнают, что у утилиты есть средства для его обнаружения и записи.
• Эти меры могут значительно увеличить доходы коммунальных предприятий с высокими нетехническими потерями.

Запрограммировано сокращение потерь

• Увеличение количества часов снабжения сельским хозяйством и бытовыми потребителями в сельской местности привело к более высокому уровню потерь.


Если вы хотите поделиться мыслями или отзывами, пожалуйста, оставьте комментарий ниже.

Western Power Distribution — Что вызывает убытки?


Необработанные значения потерь и нормы потерь должны рассчитываться за длительные периоды (не менее 3 лет), чтобы гарантировать стабильность и надежность, поскольку потери за данный год могут быть незначительными из-за изменчивости и неопределенности, таких как опасность сбора данных, климатические условия. Чтобы увидеть эффект от снижения потерь, WPD необходимо уметь определять базовый уровень текущих потерь.

Потери в распределительной сети можно в широком смысле определить как разницу между электроэнергией, поступающей в распределительную сеть, от базовой генерации или встроенных генераторов либо вышестоящих / того же уровня / нижестоящих сетей, и электрической энергией, выходящей из распределительной сети, для целей потребления и должным образом. учтены в процентах за определенный период.

Потери в распределительных сетях обычно делятся на три категории: —

  • Технические потери;
  • Нетехнические потери;
  • Прочие факторы.

Технические потери

Технические потери делятся на две области: фиксированные и переменные: —

Фиксированные убытки

Общая сумма технических потерь состоит из фиксированного компонента (функции самой сети, независимо от нагрузки в сети) и переменной составляющей, зависящей от уровня нагрузки в сети.На переменные потери также могут влиять коэффициент мощности, дисбаланс сети и влияние гармоник.

Некоторая электрическая энергия рассеивается сетевыми компонентами и оборудованием, такими как трансформаторы или проводники, в результате подключения к сети и подачи напряжения. Даже если потребителям не поступает электричество, в системе возникают потери только из-за того, что она находится под напряжением. Эти потери принимают форму тепла и шума и называются «фиксированными потерями» или «потерями холостого хода», потому что они не зависят от того, сколько электроэнергии поставляет сеть.

Известно, что в трансформаторах существуют два типа потерь: —

  • «Потери в стали» — это потери, возникающие из-за изменения магнитной полярности стали в сердечниках трансформатора в каждом цикле переменного тока. Это заставляет материал пульсировать (который издает гудящий шум) и нагреваться.
  • «Потери в меди» — это потери, возникающие из-за циркуляции наведенных токов в проводящих частях, не являющихся медными обмотками, таких как железный корпус или стальной сердечник трансформатора.


Помимо неэффективности трансформатора, еще одним источником постоянных потерь является электрическая изоляция сетевого оборудования. Дефекты электрической изоляции приводят к протеканию через них очень малых токов в трансформаторах, воздушных линиях, подземных кабелях и другом сетевом оборудовании. Эти типы фиксированных потерь называются «диэлектрическими потерями» или «потерями на ток утечки». Потери на коронный разряд, частный случай этого типа потерь, возникают в воздушных линиях высокого и сверхвысокого напряжения.Они меняются в зависимости от уровня напряжения, физического диаметра провода и погодных условий, таких как дождь и туман.

Хотя фиксированные потери не меняются с током, они зависят от приложенного напряжения. Однако, поскольку приложенное напряжение относительно стабильно, пока сетевое оборудование находится под напряжением, они по существу фиксированы. Следовательно, фиксированные потери являются функцией самой сети и зависят, главным образом, от количества компонентов, находящихся под напряжением. Как правило, фиксированные потери составляют примерно от четверти до трети общих технических потерь в распределительных сетях.Существует ряд меньших эффектов, которые также могут способствовать техническим потерям в сети:

Переменные потери

Переменная составляющая потерь создается тепловым эффектом электричества, проходящего через кабели и обмотки. Все проводники, будь то катушки в трансформаторах, алюминиевые или медные провода в воздушных линиях или подземных кабелях и даже в распределительных устройствах, предохранителях или измерительном оборудовании, имеют внутреннее электрическое сопротивление, которое вызывает их нагрев при прохождении электрического тока.В результате переменные потери изменяются по мере увеличения и уменьшения потоков мощности (пропорционально квадрату тока), сети передачи испытывают более низкий уровень потерь, поскольку при более высоких напряжениях требуется меньший ток для передачи того же количества электроэнергии. Дополнительные факторы, такие как эффект дисбаланса сети, коэффициент мощности и качество электроэнергии, также могут влиять на переменные потери, поскольку они влияют на величину токов, протекающих по проводникам.

Кроме того, переменные потери также зависят от длины и поперечного сечения сетевой линии, поскольку они изменяются пропорционально сопротивлению проводника.Сопротивление проводника уменьшается с увеличением площади его поперечного сечения. Следовательно, влияние потерь уменьшается при использовании кабелей большего диаметра. Аналогичный принцип применим и к переменным потерям в трансформаторах, где площадь поперечного сечения обмоток и используемые в них материалы влияют на переменные потери.

Как правило, переменные потери составляют примерно от двух третей до трех четвертей общих технических потерь энергосистемы. Они либо стремятся снизить потоки мощности в системе, либо снизить сопротивление путей транспортировки.Снижение уровня использования сетевых активов может способствовать снижению как тока, так и сопротивления. Любые более высокие капитальные вложения, необходимые для сокращения потерь, должны показывать положительный анализ затрат и выгод за весь срок службы.

Нетехнические потери

Нетехнические потери вызваны действиями, не связанными с энергосистемой. Они относятся к потерям энергии, которые не связаны напрямую с транспортировкой электроэнергии и происходят независимо от физических, технических характеристик сети (технические потери).Случаи нетехнических потерь не могут быть устранены путем модернизации оборудования или изменения конструкции сети. Вместо этого требуются расследования, аудиты и сотрудничество с другими органами. Этот вид потерь включает в себя забор электроэнергии с потерей доходов как для оператора сети, так и для поставщика.

Существует два основных типа нетехнических потерь: —

Кража при транспортировке

Существует несколько способов незаконного изъятия электроэнергии из сети.Воровство и мошенничество обычно составляют большую часть нетехнических потерь сети. Это важные проблемы для DNO, и для их решения требуются согласованные усилия со стороны целого ряда заинтересованных сторон. Трудно оценить точные масштабы этого типа потерь, поскольку большая их часть, вероятно, останется незамеченной.

При незаконном подключении к сети; у собственности нет установленного счетчика или зарегистрированного поставщика, это называется кражей при передаче.

Неизмеренная поставка


Не все поставки в распределительных сетях измеряются. Есть много предметов электрического оборудования, для которых невозможно измерить потребление энергии с помощью обычных счетчиков, что непрактично и не рентабельно. В этих обстоятельствах существуют законные неограниченные поставки, спрос на энергию которых оценивается, а не точно измеряется. Все неизмеренные соединения могут рассматриваться как любой другой тип нагрузки при условии, что они зарегистрированы, должным образом оценены и учтены.Более того, связанные с потребителями неизмеренные подключения (например, уличное освещение) или часть собственного потребления DNO (например, вспомогательные услуги подстанций) могут быть надлежащим образом заключены с поставщиком энергии и оплачиваться по обычным тарифам, как и любое другое обычное потребление. Следовательно, неизмеренное потребление, связанное с потребителями или DNO, может быть исключено из нетехнических или технических потерь, соответственно, при условии, что они надлежащим образом заключены в контракты. Только разница между реальным и расчетным неизмеренным потреблением является частью нетехнических потерь.

В случае оборудования, такого как уличное освещение, светофоры и дорожные знаки, нецелесообразно измерять каждую единицу. Вместо этого счета оцениваются с использованием номинальной мощности оборудования, приблизительного времени использования и количества устройств. Нередко такие оценки могут быть неточными или инвентарный перечень оборудования устарел. Чтобы сократить эти потери, DNO должны работать вместе с клиентами с неизмеренными поставками, чтобы повысить точность инвентаризации и выставить более точные счета.

Другие факторы

Другие факторы, влияющие на потери в сети: —

  • Разбаланс фаз;
  • Гармоники;
  • Коэффициент мощности.

Дисбаланс фаз

Сеть, в которой нагрузка не равномерно распределена по всем трем фазам, будет иметь более высокие токи по крайней мере в одной фазе, что означает, что она не оптимизирована для потерь. Также в нейтральных проводниках будут протекать токи, если они есть. Из-за квадратичной зависимости потерь от тока этот дисбаланс нагрузки по трем фазам приведет к увеличению потерь.

Дисбаланс обнаружен во всех частях низковольтной сети из-за потребителей, которые используют одну или две фазы с разной потребляемой нагрузкой. В высоковольтной сети дисбаланс возникает из-за неравномерного распределения однофазных трансформаторов или двухпроводных ответвлений и различных нагрузок на каждую фазу для трехфазных потребителей. Наиболее очевидный способ уменьшить фазовый дисбаланс — это тщательно сбалансировать агрегированную нагрузку на каждой фазе, но, поскольку потребление потребителями не всегда предсказуемо и меняется в разное время суток, это может быть сложно.

Сельскую низковольтную воздушную сеть можно относительно просто перебалансировать по фазам, переместив служебное соединение на другую фазу воздушной магистрали. Это сложнее в городской подземной сети низкого напряжения, так как для этого необходимо вырыть существующие рабочие стыки и сделать новые стыки для перемещения поставок потребителей на разные фазы.

Вмешательства по изменению подключений помогут сбалансировать клиентов и нагрузку в сети на основе максимальных требований этих клиентов.Балансировка профилей нагрузки с течением времени очень сложна, поэтому в определенное время дня всегда будет наблюдаться некоторый дисбаланс. Нагрузки будут меняться в будущем, поэтому при любых действиях, предпринимаемых для балансировки сети, необходимо учитывать, какие изменения могут произойти в будущем.

Гармоники

Гармонические эффекты по существу искажают профиль переменного тока. Они могут возникать в обмотках трансформатора, потому что переменный ток намагничивания не является идеально синусоидальным. Однако обычно это происходит на тройных гармониках (3-я, 6-я, 9-я и т. Д.).), поэтому в обычной трехфазной системе все они находятся в фазе и не вызывают никаких реальных гармонических напряжений. Однако, если другое оборудование, подключенное к сети, генерирует гармоники, они не будут подавляться в нейтральном проводе. Это может затем вызвать дополнительные потери I²R, поскольку в реальном выражении формула потерь принимает вид I²R + √H, где H = гармоники в сети, это увеличивает общую нагрузку на сеть, что, в свою очередь, увеличивает потери.

Коэффициент мощности

Есть два способа определить мощность в системе.Реальная мощность — это способность системы выполнять работу. Реактивная мощность — это произведение напряжения и протекающего тока. Коэффициент мощности — это отношение реальной мощности к реактивной. Если коэффициент мощности меньше единицы, ток должен увеличиваться, чтобы обеспечить необходимое количество реальной мощности, что приводит к потерям. Исторически это было проблемой для установок, используемых промышленными и коммерческими потребителями, где было замечено большинство нагрузок двигателей или силовых электронных устройств.Развитие бытовой силовой электроники и тепловых насосов означает, что в сетях эта проблема будет чаще проявляться в сетях низкого напряжения.

С 2010 года WPD включают в себя плату за чрезмерную реактивную мощность для высоковольтного и низковольтного оборудования, измеряемую за полчаса, через использование системных сборов, при которой у потребителей коэффициент мощности отстает от 0,95, это необходимо для того, чтобы поддерживать реактивную мощность на уровне минимальный, как и при любой нагрузке, DNO должен учитывать реактивную мощность для расчета параметров схемы, даже если эта реактивная мощность не используется эффективно.

(PDF) Нормативные уровни потерь энергии в первичных цепях распределения для приложения SCADA

IEEE TRANSACTIONS ON POWER SYSTEMS, VOL. 17, № 3, АВГУСТ 2002 г. 615

Стандартные уровни потерь энергии в первичных

Цепи распределения для приложения SCADA

Х. М. Ходр, Дж. Молеа, И. Гарсия, К. Идальго, П. К. Пайва, старший член IEEE, Дж. М. Юста и

Альберто Дж. Урданета, старший член IEEE

Краткое содержание — Снижение потерь энергии в распределительной системе —

tems — важный вопрос во время планирования и эксплуатации, имеющий

важных технических и экономических последствий.Стандартный или

нормальный уровень потерь энергии в первичных цепях распределения является важным показателем

для планирования и эксплуатации электрических цепей распределения

. Это зависит от ряда параметров и переменных

, таких как номинальное напряжение цепи, установленная прежняя мощность трансмиссии

, количество точек трансформации, уровень нагрузки

и т. Д. Предложена процедура

для определения нормативных уровней потерь энергии в первичных распределительных цепях

.Методология применяется

к подмножеству 312 первичных распределительных цепей из общего числа

819 цепей электрической распределительной сети, которая обслуживает

город Каракас и его окрестности. Результирующие стандартные верхние

и нижние уровни потерь энергии представлены для 15 различных

групп схем, которые были сформированы статистической процедурой.

Эти лимиты используются онлайн для идентификации тех распределительных фидеров с рабочим уровнем потерь энергии из

стандартных уровней соответствующей статистической группы в качестве кандидатов

для применения мер по снижению потерь энергии.Разработанное прикладное программное обеспечение

в настоящее время работает онлайн в распределительной системе управления энергопотреблением

компании C.A. La Electricidad

de Caracas — AES Венесуэла. Термины индекса

— Распределительные цепи, потери энергии, стандарты, статистика

.

I. ВВЕДЕНИЕ

T

Оценка HE и сокращение потерь энергии являются важными задачами для инженеров-электриков в областях планирования и эксплуатации.Уменьшение технических потерь дает

двух важных сбережений: одна связана с уменьшением требований к выработке энергии en-

, а другая — с уменьшением на

требований к оборудованию с максимальной нагрузкой.

Даже если фидер имеет больше потерь энергии по сравнению с другими цепями

, это не означает, что он работает вне «нормальных» условий

. Он может иметь большую длину, может быть более загруженным, может иметь больше точек трансформации

и т. Д., представляющие различные конструктивные или рабочие характеристики. Следовательно, его более высокий уровень

потерь энергии может быть «нормальным» и его трудно уменьшить.

Эта работа представляет собой попытку идентифицировать группу первичных распределительных фидеров

, которые работают вне стандартных

уровней потерь энергии, соответствующих их особым характеристикам.

Рукопись получена 7 сентября 2001 г .; отредактировано 5 февраля 2002 г.

H.М. Ходр, П. К. Пайва и А. Дж. Урданета из Университета Симона

Боливар, Каракас, Венесуэла (электронная почта: [email protected]).

К. Идальго работает в AES Венесуэла-Электричесидад де Каракас, Каракас,

Венесуэла.

Дж. Молеа работает в компании General Electric Co., Каракас, Венесуэла.

И. Гарсия работает в Центральном университете Венесуэлы.

Дж. М. Юста работает в Университете Сарагосы, Сарагоса, Испания.

Идентификатор элемента издателя 10.1109 / TPWRS.2002.800905.

характеристик, чтобы идентифицировать их как кандидатов, подлежащих применению

мер по снижению потерь энергии.

Определение нормального или стандартного уровня энергии

потерь в первичных цепях распределения является основной целью данной статьи

. Это определение зависит от ряда характеристик схемы

, определяемых, среди прочего, проектными критериями

, а также от определенных переменных, заданных рабочими условиями.

Однако первичные распределительные цепи имеют широкий спектр

различных характеристик, таких как номинальное напряжение, длина цепи

, установленная мощность преобразования, количество трансформируемых точек

, типы цепей (например, подземные, воздушные,

смешанный), обслуживаемая нагрузка и т. Д.

Эти различия влияют на уровень потерь энергии и вводят

, что вызывает некоторые трудности в процессе выбора схемы, который указывает

на те схемы с уровнем потерь энергии, который может быть Считается

вне нормального или стандартного уровня.

С другой стороны, оценка технических потерь

зависит от создания и поддержания хорошей базы данных

, а их сокращение подразумевает краткосрочные, среднесрочные и долгосрочные действия

.

Постоянная политика по сокращению энергопотерь

подразумевает не только техническое усовершенствование сети — через ее модернизацию

с внедрением технологических инноваций

в оборудование и компоненты схем, а также правильную конструкцию и расширение

сети — но также требует использования

программных инструментов для облегчения рабочего процесса.

Применение статистических методов для определения

потерь энергии в элементах энергосистемы предложено в [1].

В этом документе описывается применение статистической процедуры

для стандартизации уровня потерь энергии в первичной системе распределения

AES Венесуэла — CA. La Electri-

cidad de Caracas. Результирующие стандартные пределы представлены для

каждой из 15 групп цепей, которые были отобраны и сформированы статистической процедурой

.

Онлайн-приложение было разработано и в настоящее время работает —

ning в Системе управления распределительной энергией, где оно

применяется к выбранной группе цепей на этапе тестирования.

II. M

ЭТОДОЛОГИЯ

Предлагаемая методика стандартизации уровня потерь энергии

состоит из трех различных этапов.

Во-первых, данные были обновлены и подготовлены для процесса,

, включая выбор переменных и стратификацию для всего

312 первичных распределительных цепей, из совокупности 819 первичных-

основных распределительных цепей, принадлежащих коммунальному предприятию сервисная сеть-

раб.Этот этап подготовки данных включал моделирование стационарного поведения

выбранной группы цепей, а также

0885-8950 / 02 $ 17,00 © 2002 IEEE

Методы минимизации потерь для оптимальной работы и планирования систем распределения : Обзор различных методологий — Sambaiah — 2020 — International Transactions on Electric Energy Systems

Источники Анализ Блоки
Rau and Wan, 1994,54 Аналитический подход Метод второго порядка используется для вычисления емкости ресурса для достижения требуемых целей оптимизации. Минимизация потерь, потерь Var или нагрузок в выбранных линиях / возобновляемая энергия мин F = мин P потеря Итерационный процесс со ступенчатым увеличением мощности источника для минимизации потерь. Итерационный процесс длительный.Нет гарантии сходимости. Не подходит для больших систем с точки зрения вычислений. Шестиавтобусная распределительная сеть 25 кВ.
Уиллис, 2000,55 Аналитический метод и практические правила (правило 2/3 или Золотое правило) Метод предполагает, что ДГ емкостью две трети системы устанавливается на расстоянии двух третей длины питателя. Минимизация реальных и реактивных потерь / Обычная Анализ нулевой точки Легко наносится. Такой подход не применим в случае изменяющейся нагрузки. Радиальная распределительная сеть
Джабр и Пал, 2009,56 Эвристический метод на основе порядковой оптимизации Метод имеет несколько форм, а именно: минимизация потерь, максимизация пропускной способности DG и их комбинация. Минимизация потерь / Обычный maxC DG P DG + C L ( P L ( P фактическое ) ) Объясняются анализ затрат на установку ГД и финансовые стимулы для DNO. Заданы сложные математические уравнения. Система распределения 69 автобусов.
S. Ghosh et al, 2010,57 Традиционный метод итеративного поиска Метод направлен на снижение как стоимости генерального директора, так и потерь в сети. Минимизация потерь / Обычный OF = C ( P DG ) + W × E Достигнуто существенное снижение стоимости и потерь ОГ. Результаты основаны на весовых коэффициентах. Распределительные системы с шестью, 14 и 30 шинами.
D. Q. Hung et al, 2010,58 Аналитический метод Распределение ОД Минимизация потерь / Обычный Точная формула потерь Быстрый расчет убытков.Нет проблем с конвергенцией. Метод ненадежен. Распределительные системы с 16, 33 и 69 шинами.
M. M. Aman et al, 2012,59 Аналитический подход Общая емкость системы улучшена за счет уменьшения потерь и улучшения профиля напряжения. Минимизация потерь в линии / Обычный мин. {∑ | I b | 2 R b } Вычислительно эффективный метод. Характеристики сходимости метода не указываются. Распределительные системы с 12 шинами, модифицированными 12 шинами и 69 шинами.
D. Q. Hung et al, 2013 г., 60 Метод аналитической стратегии В этом методе для интеграции использовались как диспетчеризованные, так и неотправляемые возобновляемые источники. Минимизация потерь энергии / Возобновляемая энергия Формула потерь Эльгерда DG с коэффициентами мощности опережения, единицы и запаздывания размещаются в зависимости от их доступности. Для моделирования возобновляемых источников необходимо решить сложные математические уравнения. Система распределения 69 автобусов.
Моравей и Ахлаги, 2013,61 CSA Алгоритм основан на облигатном выводковом паразитизме некоторых видов кукушки, которые используют гнезда других птиц-хозяев для откладки яиц. Минимизация потерь / Обычный Взвешенная совокупная многокритериальная оптимизация Меньше настройки параметров. Сходимость не зависит от параметров. Для размещения выбраны фиксированные размеры ОГ. Распределительные системы с 38 и 69 шинами.
S.H. Lee et al, 2013,62 Алгоритм фильтра Калмана В методе используются чувствительность к потерям мощности, ее производные, запас мощности для местоположения и фильтр Калмана для размера. Минимизация потерь / Обычный Распределение нескольких генеральных директоратов Вычислительная эффективность в процессе оптимизации, так как для этого требуется всего несколько выборок данных. Полученное решение близко к оптимальному, поскольку размер DG дискретен. 31-автобусная сеть и корейские распределительные сети Do-gok.
Kansal et al, 201363 ПСО Метод основан на поведении роения.Он состоит из простых математических уравнений. Минимизация потерь / Обычный Распределение нескольких генеральных директоратов Подходит для установки различных типов источников ДГ в распределительных сетях с переменным коэффициентом мощности. Настройка параметров и преждевременное схождение — две часто встречающиеся проблемы. Распределительные системы с 33 и 69 автобусами.
Вирал и Хатод, 2015,64 Аналитический подход Аналитический подход основан на алгоритме самокоррекции, требует меньшего количества итераций. Минимизация потерь / Обычный Распределение нескольких генеральных директоратов Требует меньше вычислительного времени. Этот метод не применим к несимметричным и ячеистым сетям. Полученное решение близко к оптимальному, поскольку пространство поиска сокращено. Распределительные системы с 15 и 33 шинами.
Мена и Гарсия, 2015,65 Эвристический подход, основанный на расслабленном смешанном целочисленном нелинейном программировании (MINLP) Алгоритм работает в два этапа: во-первых, сокращение пространства поиска с использованием функции fmincon MATLAB® и, во-вторых, минимизация целевой функции на основе местоположения DG. Минимизация потерь / Обычный Распределение нескольких генеральных директоратов Распределение нескольких генеральных директоратов для минимизации потерь и затрат на генерацию. Рассмотрена аппроксимационная модель сокращения поискового пространства. Системы распределения с 69 и 118 шинами.
Каратепе и др., 2015,66 Вероятностная оценка на основе анализа перетока Концепция включает распределение одиночного и множественного ОГ с неопределенностями для определения потерь мощности, профиля напряжения и потерь в линии. Минимизация потерь в линии / Обычный Распределение одного и нескольких ОГ с неопределенностями Простой метод потока мощности, основанный на приоритетах.Определен пороговый уровень проникновения. Учитывается системная неопределенность, но не выходные данные ОГ. Распределительные системы с 30, 34 и 57 шинами.
Абу-Мунти и Эль-Хавари, 2011,67 Алгоритм искусственной пчелиной семьи (ABC) Метод основан на использовании искусственного пчелиного семейства для размещения РГ в распределительной сети с различными условиями нагрузки. Минимизация общих потерь реальной мощности / Обычный Меньше параметров для настройки. Уровень успеха зависит от эффективной настройки параметров. Система распределения 69 автобусов.
Султана и Рой, 2015,68 Алгоритм оппозиционного крилевого стада (OKH) Метод представляет собой сочетание алгоритмов крилевого стада и оппозиционного обучения. Минимизация ежегодных потерь энергии / Возобновляемая энергия E убыток = 365 ∑ t × P убыток В этом методе выделены ДГ-блоки, работающие на биомассе, солнечной энергии и ветре, для снижения потерь.Это также позволяет избежать проблемы преждевременной конвергенции в алгоритме крилевого стада. Самосравнение результатов алгоритма. Распределительные системы с 33, 69 и 118 шинами.
Судабаттула и Ковсаля, 2016,69 BA Алгоритм основан на аспектах эхолокации и громкости, используемых летучей мышью для поиска пищи. Минимизация потерь энергии / Возобновляемая энергия объект . удовольствие = мин ( P потеря ) Алгоритм

Bat используется для оптимального размещения солнечных фотоэлектрических батарей в распределительной системе.

Характеристики сходимости не обсуждались.Недостаточно данных для фотоэлектрического моделирования. Распределительная система с 33 шинами.
Sultana et al, 2016,70 Оптимизатор серого волка (GWO) Алгоритм использует операторы поиска, окружения и атаки для охоты на добычу. Минимизация потерь реактивной мощности / Обычная Распределение нескольких генеральных директоратов Лучшая сходимость с меньшим количеством настроек параметров.Подходит для решения других сложных задач комбинаторной оптимизации. Требуется больше вычислительного времени. Система распределения 69 автобусов.
Reddy et al, 2016,71 FPA Метод основан на опылении цветущих растений.Этот метод подходит как для локального, так и для глобального поиска. Минимизация потерь / Обычный Вычислительно эффективный и готовый к коду алгоритм оптимизации для решения различных сложных задач оптимизации. Характеристики сходимости не обсуждались.Фиксированная настройка параметров для всех тестовых случаев. Распределительные системы с 15, 34 и 69 шинами.
Kowsalya et al, 2014,72 BFOA Метод анализа чувствительности используется для определения потенциального местоположения шины, а BFOA используется для оптимального размера DG. Минимизация потерь мощности в сети / Обычный Распределение нескольких генеральных директоратов Этот метод позволил снизить потери мощности, эксплуатационные расходы и улучшить профиль напряжения. Настройка параметров и преждевременное схождение — две проблемы. Распределительные системы с 33 и 69 автобусами.
Prabha et al, 2015,73 Алгоритм интеллектуальной капли воды (IWD) Анализ коэффициента чувствительности к потерям (LSF) используется для определения местоположения потенциальной шины, а алгоритм IWD используется для оптимального размера DG. Минимизация общих потерь в линии / Обычный minf = min (∑ P потеря ) Алгоритм уменьшил общие потери в линии. Требуется настройка большего количества параметров. Распределительные системы с 10, 33 и 69 шинами.
Prabha et al, 2016,74 Алгоритм инвазивной оптимизации сорняков (IWO) LSF используется для определения местоположения потенциальной шины, а алгоритм IWO используется для оптимального размера DG. Минимизация реальных потерь мощности / Обычный мин. . f = мин ( α 1 ∆PL DG + α 2 ∆V D + ) Алгоритм минимизировал потери мощности, отклонения напряжения и общие эксплуатационные расходы. Требуется настройка большего количества параметров. Распределительные системы с 33 и 69 автобусами.
Tanvar et al, 2017,75 ПСО В этом методе используется процесс аналитической иерархии для соответствующих весовых коэффициентов для различных индексов. Минимизация потерь реальной мощности / Возобновляемая энергия Метод взвешенного агрегированного MOOP В методе учтены технико-экономические и экологические преимущества распределения возобновляемых генеральных ресурсов в системе распределения. Отсутствие сравнения показывает, что результаты метода недействительны. Система распределения с 51 шиной.
Reddy et al, 2017,76 Алгоритм оптимизации муравьиных львов (ALO) Алгоритм, вдохновленный биологией, был использован для оптимального определения размера и размещения ОГ. Минимизация потерь мощности в системе / Обычный С помощью этого метода удалось снизить потери мощности в системе и улучшить профиль напряжения. Характеристики сходимости не обсуждались. Отсутствие сравнения результатов. Распределительные системы с 15, 33, 69 и 85 шинами.
Reddy et al, 2018,77 WOA В этом подходе метод индекса потерь мощности используется для определения местоположения шины-кандидата, а алгоритм WOA используется для оптимального размера DG. Минимизация потерь мощности / Обычный Метод позволил снизить потери мощности в системе и улучшить профиль напряжения за счет выделения одиночного ДГ. Эффективность метода оптимизации по характеристикам сходимости не обсуждалась. Распределительные системы с 15, 33, 69, 85 и 118 шинами.
Моради и Абдини, 2013,78 Комбинация GA и PSO с нечетким Метод использует GA для местоположения и PSO для размера DG.Нечеткий подход используется для преобразования многоцелевой оптимизации в оптимизацию одного возражения. Минимизация потерь мощности в сети / Обычный Распределение нескольких генеральных директоратов Метод обеспечивает снижение потерь, лучшее регулирование напряжения и улучшенный профиль напряжения в рамках системы. Результаты собственного сравнения. Распределительные системы с 33 и 69 автобусами.
Gandomkar et al, 2014,79 На генетической основе TS Метод использует GA для местоположения и TS для размера DG. Минимизация потерь энергии / Возобновляемая энергия мин. . f = ∑ P b Настройка параметра алгоритма не влияет на размер и расположение DG. Эффективность метода оптимизации по характеристикам сходимости не обсуждалась. 13-узловые и 34-узловые распределительные тестовые фидеры.
Jamian et al, 2014,80 Эволюционное программирование (EP) и PSO Метод представляет собой комбинацию EP и PSO на основе механизма ранжирования. Минимизация общих потерь энергии / Возобновляемая энергия Распределение нескольких генеральных директоратов Метод избегает набора слабых решений, что сокращает количество выполняемых итераций. Подходит только для математических тестов меньшего размера. Распределительная система с 33 шинами
Бикаш Дас и др., 2016,81 Алгоритм поиска симбиотических организмов (SOS) Метод основан на симбиотических отношениях между разными биологическими видами. Минимизация реальных потерь мощности / Возобновляемая энергия Алгоритм не требует настройки параметров. Вычислительное время, затрачиваемое на одну итерацию, велико. Распределительные системы с 33 и 69 автобусами.
Sanjay et al, 2017,82 Гибридный оптимизатор серого волка (HGWO) Этот метод для эволюционных операторов GWO был использован для гибридизации и применен в распределительных сетях для оптимального распределения DG. Минимизация потерь мощности / Обычный DG классифицируются по типу впрыска мощности. Снижение потерь мощности и улучшение профиля напряжения достигается за счет выделения различных типов ДГ. Алгоритм не тестируется на стандартных математических тестовых функциях. Распределительные системы с 33, 69 и 85 шинами.
Mahmoud et al, 2015,83 Аналитический подход Относительное снижение потерь между каждыми двумя случаями оценивается для повышения стабильности системы по отношению к блокам DG. Минимизация потерь мощности / Обычный Критерии индекса устойчивости Анализ снижения потерь мощности и улучшения профиля напряжения проводится для различных блоков РГ. Требуется больше времени для вычислений. Не подходит для сложных задач оптимизации. Распределительные системы с 33 и 69 автобусами.
Атва и др., 2010,84 Вероятностный подход к планированию Метод заключается в определении оптимального сочетания различных блоков DG для минимизации ежегодных потерь энергии в системе. Минимизация потерь энергии / Возобновляемая энергия Целевая функция — минимизировать ежегодные потери энергии в системе. Целевая функция сформулирована как MINLP. Метод гарантирует оптимальное распределение ГД на основе возобновляемых источников для всех возможных условий без нарушения системных ограничений. Менее точен, когда требуется высококачественное решение. Типичная сельская распределительная система с 42 автобусами.

% PDF-1.4 % 1 0 объект > поток 2018-02-28T15: 10: 29-05: 00Microsoft® Word 20162021-11-02T08: 58: 37-07: 002021-11-02T08: 58: 37-07: 00iText 4.2.0 от 1T3XTapplication / pdfuuid: 9c275498- c468-4418-bec5-a66c65e033e9uuid: faa3befc-8046-4d1c-824d-d2ecffac8ceauuid: 9c275498-c468-4418-Beck5-a66c65e033e9

  • сохранено xmp.iid: 52be23E08D03: 3B30658D03B03B09E08123 / метаданные
  • Реза Индра Сатрио
  • Субиянто
  • конечный поток эндобдж 2 0 obj > эндобдж 3 0 obj > поток xXKo6ϯXD ̳hoEs [EsiPRii, 4] 4G)> ygM, = ctQC 㔱> z2 / yff tԢĀQ ^ M @ /> kePqwx} @ Zr8 㗀 0 pyxZ >> qL ~ Z> W {ֆ N & # {9a; ܥ X: {~ 6oeyG = Arg Tk4EU \ C} 2 {Tσ ܾ; A5_3ķZH6) E

    Как снизить технические и нетехнические потери в электрических сетях?

    Для любого сетевого оператора минимизация потерь, возникающих при распределении электроэнергии, является серьезной проблемой, чтобы иметь возможность выставлять абонентам счета за всю продукцию и монетизировать ее.

    Экономическая рентабельность сети

    Построение устойчивой бизнес-модели остается проблемой для коммунальных предприятий, которые должны найти, как монетизировать вложения в производственные инструменты, оборудование и как выставлять счета за всю потребленную энергию. В идеальной системе потребление, выставленное в счет-фактуре, было бы равно произведенной энергии, но система несет некоторые потери, как технические, так и нетехнические. Если одни страны знают низкие потери, другие имеют дело с огромными финансовыми потерями со ставкой, которая может достигать 20%.В этом случае 1/5 производства не может привести к выставлению счета-фактуры, который может поставить под сомнение прибыльность бизнес-модели коммунального предприятия и ее способность выжить в будущем.

    В результате операторы заинтересованы в выявлении природы потерь, чтобы минимизировать их и монетизировать свои модели. При передаче и распределении выделяются два вида потерь: технические и нетехнические.

    Некоторые технические потери для минимизации

    Эту первую категорию полностью исключить невозможно, так как существуют потери несжимаемости.Они происходят во время передачи и распределения и частично зависят от расстояния, пройденного током, чтобы пройти от источника до абонента.

    Было определено несколько областей усовершенствования, чтобы уменьшить это явление: оптимизация сетей с менее важным расстоянием для перемещения, лучший выбор размеров поперечных сечений… точки, в которых коммунальные предприятия могут работать, чтобы снизить уровень потерь.

    Таким же образом, уделение внимания качеству оборудования и его способности соответствовать требованиям окружающей среды может помочь снизить технические потери.Гарантия водонепроницаемости, высокой прочности на разрыв и низкого электрического сопротивления являются важными аспектами, позволяющими избежать риска возгорания или нарушения работы сетей. Необходимо следить за правильным использованием устройства с точки зрения его функции. В зависимости от желания управлять разветвлением, отводом, мы не будем искать одинаковые механические или электрические свойства.

    Лимит нетехнических потерь

    Вторая категория потерь — нетехническая. Они являются результатом мошеннических действий в сетях.Коммунальные предприятия смогли идентифицировать несколько источников мошенничества:

    • счетчик и манипуляции с выключателем
    • прокол перед счетчиком
    • незаконное соединение
    • Кража оборудования

    Если технические потери остановить сложно, то вторых легче избежать с помощью материалов и решений, направленных на предотвращение мошеннических действий. Благодаря неразборным изделиям, герметичным материалам и оборудованию, которое должно препятствовать проколам, энергетическая компания может создать систему, гарантирующую безопасность сети, особенно для сервисных соединений.

    Чтобы компенсировать финансовые потери и потери оборудования, коммунальное предприятие должно работать над улучшением своих установок, чтобы предотвратить кражу электроэнергии и сбалансировать соотношение между потребляемой электроэнергией и электричеством, выставленным в счет-фактуре. Эта работа позволит лучше прогнозировать и управлять производством. Производители электрического оборудования в тесном сотрудничестве с коммунальными предприятиями разрабатывают системы предотвращения мошенничества, соответствующие местным требованиям, касающимся простоты обслуживания, экологических ограничений и требований конкретных стандартов.

    Даже если рекомендуется внедрить систему и заменить целостность материала (кабели, разъемы…), также можно найти компромисс для установки защиты на существующих линиях обслуживания и, таким образом, более плавных инвестиций с течением времени.

    Если мошенничество в большинстве случаев носит добровольный характер, мы также можем указать в нетехнических потерях невозврат счетов. Конечные пользователи не могут оплачивать потребленную энергию, что приводит к финансовым потерям оператора сети.Это регулярно наблюдается у новых подписчиков. Компании должны предупреждать пользователей о количестве потребляемой энергии и ограничивать потребление в целом. Благодаря регуляторам мощности, устройствам, которые контролируют и помогают управлять потреблением, легче выставлять счета на основе его реальной стоимости и прогнозировать ее.

    Уменьшение нетехнических потерь — это до внедрения всех средств контроля за потреблением энергии и отслеживания мошеннических манипуляций.

    Улучшение сети

    Если во многих случаях потери для энергетической компании вызваны внешними факторами, она также должна играть активную роль, особенно в отношении обучения команды.Монтажники должны быть компетентными, чтобы реализовать установку с соблюдением правил торговли, применять передовой опыт для эффективного внедрения и быть устойчивым во времени. Довольно часто можно увидеть излишки кабеля на линиях, ожидающих подключения ответвителя, с открытой жилой и незащищенной от непогоды. Чтобы предотвратить упущения и ошибки во время установки, производители разрабатывают решения, которые гарантируют водонепроницаемость, хорошее затягивание соединений, например, благодаря винту со срезной головкой или цветному индикатору, маркировке продуктов, указывающей этапы установки … многие решения, позволяющие избежать более раннего разрушения материала, очень дорого для компании.

    Кроме того, чтобы предоставить средства для улучшения существующих сетей, необходимо разработать оборудование с размерами, адаптированными к потребностям, касающимся спроса на электроэнергию, с учетом имеющихся бюджетов и экологических ограничений. Учет этих нескольких моментов в сочетании с качественными решениями обеспечит жизнеспособность и устойчивость энергокомпаний и их электрических сетей за счет снижения потерь.

    упускают из виду и часто неправильно понимают — Ассоциация производителей Иллинойса

    Constellation является членом IMA

    o вы знаете, как определяются ваши затраты на электроэнергию?

    Понимание того, что указано в вашем коммерческом счете за электроэнергию, является важной частью образованного потребителя, но это не то, чему учат большинство из нас.

    Стоимость энергии состоит из трех основных компонентов:

    • Генерация (производство энергии электростанциями)
    • Передача (массовая передача энергии на большие расстояния при высоком напряжении через соединенные линии, образующие сеть)
    • Распределение (линии, полюса и трансформаторы, принадлежащие коммунальные компании или независимые организации, которые распределяют энергию на более короткие расстояния, от региональных операторов передачи до домов и предприятий)

    Как потребитель, ваш бизнес платит за провода высокого напряжения (передача) и местные провода (распределение).Естественно, передача электроэнергии между электростанциями, подстанциями и потребителями невозможна без потерь энергии.

    Управление энергетической информации оценивает около 5 процентов ежегодно теряется в масштабах страны при передаче и распределении, большая часть которых приходится на распределение. 1

    Источник: Созвездие

    Количество, которое теряется при передаче и распределении электроэнергии по электрической сети, называется потерей линии . Поскольку поставщик коммунальных услуг должен закупить достаточно энергии для покрытия вашего предполагаемого потребления (включая сумму потерь в линии), эти потери разделяются и передаются потребителям.

    Способ, которым ваш поставщик энергии включает линейные потери в свои цены и контракты, может варьироваться, поэтому важно спросить о том, как определить наименьшее влияние на ваш счет за электроэнергию.

    Потери в линии на фиксированных, индексных и гибких планах электропитания Стандартные решения

    Constellation с фиксированной ценой включают потери в линии в ставку контракта и не оплачиваются отдельно.По стандартным контрактам с фиксированной ценой поставщики обычно не перекладывают линейные потери на клиентов.

    Когда дело доходит до наших решений с индексными ценами, потери в линиях на энергетические компоненты (например, мощность) пропускаются, тогда как неэнергетические компоненты (они варьируются в зависимости от вашего ISO / RTO, такие как вспомогательные услуги, мощность и затраты на передачу) фиксируются в пределах стандартный контракт индексного сумматора.

    Наши гибкие индексные решения позволяют клиенту покупать электроэнергию, используя смешанную стратегию фиксированного и индексного ценообразования.Потери строк пропускаются с индексной скоростью, тогда как потери строк, связанные со скоростью транзакций розничной торговли (RTT), пропускаются с фиксированной скоростью RTT.

    Но потери линий не всегда бывают такими черными и белыми, как, например, в регионе PJM, который состоит из 13 штатов и округа Колумбия.

    Понимание снижения цен на рынке PJM

    Снижение мощности — это компонент потерь линии в PJM. Коэффициенты снижения потерь представляют собой общие потери при передаче, деленные на общую нагрузку, включая потери.Снижение мощности обычно составляет 1-2% от рыночной стоимости энергии, или около 0,30-0,70 доллара за МВтч. 2

    Важно спросить вашего поставщика энергии, как они учитывают снижение стоимости любых цен index в PJM — учитывают ли они снижение заранее, предлагая вам пониженную цену сумматора индекса или , планируют ли они пропустить его в форма нижней строки убытка по счету. (Поскольку поставщики часто по-разному относятся к снижению стоимости, понимание этих различий также является ключом к точному сравнению предложений.)

    В настоящее время стандартные индексные решения Constellation в PJM позволяют снизить нагрузку на клиента, выставляя клиентам счет за меньший уровень потерь в линии (а не за более высокие значения, опубликованные коммунальными предприятиями). Другими словами, заказчики видят снижение стоимости своего счета на стороне клиента, а не на стороне клиента в цене контракта.

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *