Структура электроэнергии в электрических сетях

1. Фактические (отчетные) потери электроэнергии ΔW_Отч определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям.

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д.

Учитывая физическую природу и специфику методов определения количественных значений фактических потерь, они могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии ΔW_Т, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям; складываются из нагрузочных потерь и потерь холостого хода;

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ΔW_СН, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями их измерения (инструментальные потери) ΔW_Изм;

4) коммерческие потери ΔW_К, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих:

ΔW_К =ΔW_{Отч -} ΔW_{Т -} ΔW_{СН -} ΔW_Изм.

В номенклатуру собственных нужд подстанций входит потребление электроэнергии на следующие цели:

- охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов;

- обогрев, освещение и вентиляция помещений (ОПУ, ЗРУ, ОВБ, аккумуляторной, компрессорной, насосной пожаротушения, здания вспомогательных устройств синхронных компенсаторов, проходной);

- освещение территории;

- зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

- оперативные цепи и цепи управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

- обогрев

- другие.

Структура коммерческих потерь:

1. Потери из-за недостатков в энергосбытовой деятельности – при выставлении счетов, несоответствие дат снятия показаний счетчиков с расчетным периодом;

2. Потери при востребовании оплаты за потребленную электроэнергию – задержки платежей, неполная оплата;

3. Хищение электроэнергии – незаконное подключение к сетям электроснабжения, мошенничество с приборами учета;

4. Потери на истребование долгов, выявление и ликвидацию хищения, судебные расходы;

5. Потери из-за нарушения качества электроэнергии – отказ от оплаты некачественной электроэнергии, затраты на ремонт и ликвидацию причина нарушения качества.

Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери. Четвертая составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие "человеческого фактора" и включает в себя все его проявления: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

Сумму технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций можно назвать физическими потерями электроэнергии, связанные с физикой распределения энергии по сети.

Принципы развития Единой энергетической системы (ориентация на крупные электростанции и протяженные линии электропередачи или сравнительно маломощные станции, расположенные в центрах нагрузки, и т. п.) закладываются на концептуальном уровне. Этому уровню соответствует наиболее широкий интервал возможных значений технических потерь. Например, в Германии и Японии потери электроэнергии в сетях находятся на уровне 4—5 %, а в Канаде и Норвегии, странах с протяженной территорией и концентрированной генерацией электроэнергии на мощных электростанциях - на уровне, близком к 10 %. Взаимное расположение электростанций и потребителей в каждой стране уникально, попытки найти «похожие» сети практически бессмысленны. Поэтому сама по себе информация о фактических потерях электроэнергии в сетях Голландии или Танзании может быть любопытной, но надо понимать, что конструктивных выводов для российских условий из этой информации сделать нельзя. Экономически обоснованный уровень технических потерь в сетях России может быть определен только на основании расчетов для конкретных схем и нагрузок сетей.

Оперативные задачи, решаемые в рамках а втоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), основаны на достаточно достоверной информации, получаемой от средств телеизмерений, на детерминированных алгоритмах определения оптимальных режимов (целей управления) и на телеуправлении устройствами их регулирования. Решения принимаются исходя из текущей ситуации; интегральная оценка эффективности решения производится на сравнительно непродолжительном интервале времени, определяемом, как правило, периодичностью работы переключающих устройств.

Более сложная ситуация характерна для решений, принимаемых на эксплуатационно-реконструктивном уровне. Однозначно определить оптимальный уровень потерь электроэнергии в сети можно лишь при известных нагрузках, стоимости электроэнергии и устройств, применяемых для снижения потерь. Появление устройств с новыми характеристиками (например, молекулярных конденсаторов промышленного изготовления или трансформаторов с резко сниженными потерями за счет использования явления сверхпроводимости), снижение стоимости известных устройств, обусловленное совершенствованием технологии их производства, изменение стоимости электроэнергии и тому подобные факторы изменяют оптимальное значение потерь и приоритеты в адаптации сети к новой оптимальной цели.

В связи с тем, что достоверный прогноз нагрузок на длительную перспективу затруднен (например, в 1985 г. никто не мог предполагать развития событий в 1990-х гг.), также как и предсказание сроков появления новых технических средств, решения, принимаемые на основе предположений о динамике изменения показателей на длительном периоде, часто оказываются неоптимальными. Поэтому основным направлением снижения потерь электроэнергии является адаптация режимов и параметров сети к условиям, прогнозируемым на несколько лет вперед и ежегодно корректируемым при появлении новой информации.