Полезный отпуск электроэнергии что такое

Опубликовано: 17.09.2024

Полезный отпуск - отпуск электроэнергии энергосистемой без учета собственных нужд электростанций, потерь в электрических сетях и производственных нужд энергосистемы, с учетом принятой электроэнергии от других энергосистем за вычетом электроэнергии, переданной в другие энергосистемы, с учетом электроэнергии, выработанной блок-станциями министерств и ведомств СССР. [1]

Полезный отпуск электроэнергии ( общий) энергообъединением Зп. [2]

Динамика полезного отпуска теплоэнергии потребителям ТЭЦ-1 за три последних года представлена в табл. 20.5. Можно видеть, что потребность в теплоэнергии существующих потребителей достаточно устойчива. [3]

Уменьшение полезного отпуска электрической и тепловой энергии , вызванное снижением уровня потребления. Рассчитываются снижение объема товарной продукции по электрический и тепловой энергии и экономия затрат на их производство, не связанные с нарушением нормальных условий подачи энергии потребителям по фактическому уровню энергопотребления. [4]

Выработка и полезный отпуск электроэнергии и теплоты являются расчетными показателями. Планирование годовой выработки и полезного отпуска электроэнергии и теплоты энергообъединением, связанным линиями электропередачи с другими энергообъединениями, производится на основе: а) анализа возможной выработки в рассматриваемый период существующим и вновь вводимым оборудованием; б) заявок крупных промышленных потребителей, отчетных данных за предшествующий период, материалов технических проектов по новым потребителям и др.; в) - норм удельных расходов электроэнергии и теплоты и планируемых объемов производства продукции. [5]

Спр - прогнозируемый полезный отпуск электроэнергии на расчетный период ( год, квартал, месяц) в стоимостном выражении, руб.; Wnpi - прогнозируемый полезный отпуск электроэнергии на расчетный период ( год, квартал, месяц) в натуральном выражении по соответствующей группе действующей статистической отчетности ( группа статистики), кВт - ч; Щл - тариф на электроэнергию для соответствующей группы статистики по прейскуранту цен на электроэнергию, руб / ( кВт - ч); t 1 - 4 - л - группы статистики. [6]

Для расчета полезного отпуска на квартал или месяц по формуле ( 8 - 4) необходимо прогнозировать температуру наружного воздуха на соответствующий период, что представляет собой определенные трудности. [7]

Рассмотрим прогнозирование полезного отпуска электроэнергии по темпам прироста. Для прогнозирования по темпам прироста электропотребления необходимо иметь статистические данные за достаточно длительный период времени и к тому же в устойчивых границах функционирования энергосистемы. [9]

Отдельные составляющие полезного отпуска ЭЭС - W J1 W W W - характеризуются индивидуальными значениями ан апп ап, выявить которые на данном этапе исследований не представляется возможным из-за большого количества питающих ЛЭП различных напряжений и недостаточного охвата их автоматизированным учетом и телеизмерениями. Вместе с тем результирующие для ЭЭС значения ан аШ1 ап могут быть определены путем исследования ГН ЭЭС по данным оперативно-измерительного комплекса Центральной диспетчерской службы АО-энерго. [10]

В справке указывается полезный отпуск электроэнергии ( кВт - ч и руб.) раздельно по сельским и бытовым потребителям в городах и поселках городского типа, а также общий итог. Особенностью расчетов с бытовыми потребителями является использование показателей реализации электроэнергии в качестве показателей полезного отпуска электроэнергии. [11]

Себестоимость энергии калькулируется на полезный отпуск . Калькуляционной единицей являются 1 кВт ч ( отпущенный с шин электростанции) и Гкал ( отпущенного с коллекторов) тепла на электростанциях; 1 кВт ч, и 1 Гкал ( отпущенных потребителю) в энергосистемах. [12]

По второму же методу суммарный полезный отпуск завышается на 80 млн. кет ч и объем товарной продукции на 640 тыс. руб. В связи с этим неправильное отражение получают производные показатели - себестоимость электроэнергии и потери в сетях. Это является результатом применения механического, формального метода исчисления показателей работы энергосистемы по нарастающему итогу как арифметической суммы показателей месяцев, в то время как в энергосистемах с реверсивными перетоками они должны определяться по сальдовому методу и являются по полезному отпуску, товарной продукции и себестоимости энергии суммой месячных показателей за вычетом количества и стоимости реверсивных перетоков электроэнергии. [13]

В строке 5 учитывается полезный отпуск тепловой энергии своими промышленно - производственными котельными. Для этого из количества тепловой энергии, отпущенной котельными, следует исключить количество теплоты, возвращаемое с конденсатом, мятым паром и обратной сетевой водой. [14]

В качестве основных форм учета полезного отпуска электроэнергии потребителям рационально использовать Сведения о показаниях счетчиков и потреблении электроэнергии и Карту расхода электроэнергии. Затем по каждому абоненту плательщика и всем расчетным счетчикам приводятся следующие сведения: номер абонента; наименование абонента; номер счетчика; показание счетчика. [15]

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Примерная структура потерь

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент не целевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:
Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу. В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Потери в силовых трансформаторах подстанций

Не целевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:
Холостая работа силовых установок.
Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

Климатическая составляющая. Не целевой расход электроэнергии может быть связан с климатическими условиями характерными для той местности, где проходят ЛЭП. В сетях 6 кВ и выше от этого зависит величина тока утечки в изоляторах. В магистралях от 110 кВ большая доля затрат приходится на коронные разряды, возникновению которых способствует влажность воздуха. Помимо этого в холодное время года для нашего климата характерно такое явление, как обледенение на проводах высоковольтных линий, а также обычных ЛЭП.Гололед на ЛЭП

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
освещение прилегающих к подстанциям территорий;
зарядное оборудование АКБ;
оперативные цепи и системы контроля и управления;
системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
различные виды компрессорного оборудования;
вспомогательные механизмы;
оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
неправильно указанный тариф;
отсутствие контроля за данными приборов учета;
ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

Механический. Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
Электрический. Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
Магнитный. При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Магнит может воздействовать только некоторые старые модели электросчетчиков

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

Оптимизация схемы и режима работы электросети.
Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
Оптимизация нагрузки трансформаторов.
Модернизация оборудования.
Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

регулярный поиск несанкционированных подключений;
создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
проверка показаний;
автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

проведение оперативных вычислений;
суточный критерий;
вычисление средних нагрузок;
анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

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:

(см. текст в предыдущей редакции)

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

(см. текст в предыдущей редакции)

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)

(см. текст в предыдущей редакции)

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.

(п. 53 в ред. Постановления Правительства РФ от 13.11.2013 N 1019)

(см. текст в предыдущей редакции)

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.

(п. 54(1) введен Постановлением Правительства РФ от 13.11.2013 N 1019)

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.

(п. 55 в ред. Постановления Правительства РФ от 13.11.2013 N 1019)

(см. текст в предыдущей редакции)

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.

(см. текст в предыдущей редакции)

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 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.

Переход России на рыночную экономику произвел значительные перемены в принципах организации деятельности предприятий. С ноября 2003 года на Федеральном оптовом рынке электроэнергии начал функционирование сектор свободной торговли (ССТ). Рыночный отпуск электроэнергии по заявкам предприятий в настоящее время приобретает все более массовый характер, поскольку при переходе предприятия с регулируемого сектора на сектор свободной торговли можно добиться существенной экономии средств (объем заказа энергии произволен; рыночные цены ниже, чем государственные, в среднем, на 2 – 5 %). В 2004 г. доля отпускаемой электроэнергии через данный сектор превысила 9 %.

Однако, при переходе в сектор свободной торговли, помимо выигрыша от участия в конкурентных торгах, предприятие берет на себя некоторый риск, который связан с невозможностью точного планирования заявки на потребление электроэнергии. Известно, что мощности потребления электроэнергии крупным предприятием весьма велики и составляют десятки, сотни мегаватт. Поэтому излишнее или недостаточное потребление электроэнергии, заказывающейся по предварительным заявкам предприятия, приводит к незапланированным издержкам поставщика в точке генерации [4].

Приоритет показателя полезного отпуска электроэнергии над реализованной электроэнергией и, как следствие этого, наличие абонентской задолженности делают особенно важной функцию прогнозирования полезного отпуска электроэнергии в энергосистеме. Эта функция наряду с функциями учета расходов электроэнергии и финансовыми расчетами отличается наибольшей трудоемкостью, вследствие большого количеств абонентов и объемов обрабатываемой информации. Поскольку в настоящее время прогнозирование потребления электроэнергии весьма субъективно, то актуальна разработка экономико-математических моделей прогнозирования электропотребления.

Разработка экономико-математических моделей прогнозирования электропотребления

Надежность функционирования энергосистем в значительной мере определяется уровнем расчетов между производителем и потребителем электроэнергии. Планирование финансовых поступлений и расчет тарифов на электроэнергию базируется на форме отчетности № 46ЭС по энергосистеме, включающей определенное число категорий потребителей, основными из которых являются: «Промышленные и приравненные к ним потребители», «Электрифицированный транспорт», «Непромышленные потребители», «Производственные сельскохозяйственные потребители», «Население», «Населенные пункты», «Оптовые потребители – перепродавцы». Отметим, что две последних категории с точки зрения энергосистемы являются перепродавцами электроэнергии и также могут иметь разветвленную структуру категорий [8].

Практика показывает, что для прогнозирования потребления электроэнергии также не существует общего, единого метода: каждое производство содержит индивидуальные технологические циклы, которые, суммируясь, образуют уникальный временной процесс. Однако во всех производственных циклах потребления энергии можно найти общие черты, тем самым образуя методическую базу для выполнения точного прогноза.

Технологические процессы потребления электроэнергии подчиняются циклическим, функциональным и случайным тенденциям, из которых наиболее прогнозируемы циклические зависимости (как правило, суточные, недельные и годичные). Для работы с циклами эксперты чаще всего составляют своеобразные «календари», «таблицы» потребления (в абсолютных величинах или при помощи системы коэффициентов), которые, в свою очередь, являются основой для построения качественного прогноза. Циклические зависимости, по предварительным оценкам, составляют 70 – 80 % всех отклонений в процессе потребления электроэнергии; к примеру, одними из наиболее существенных циклических факторов практически во всех производственных процессах являются время суток, день недели и долгота светового дня [4].

Любая задача прогнозирования опирается на сложные математические или эмпирические (интуитивные) методы поиска закономерностей в рассматриваемом временном процессе. Математические модели обладают рядом преимуществ по сравнению с другими видами моделей (информационных, логических и так далее), заключающихся в широком диапазоне их применения, гибкости с точки зрения возможности учета тех или иных факторов, а также сравнительно низкой стоимости создания. Большое значение имеет и быстрота получения результатов исследования при применении ЭВМ.

В отечественной и зарубежной литературе [1, 2, 3, 5, 6, 7] дан широкий обзор проверенных на практике методов экономико-математического моделирования, среди которых можно выделить следующие: математическое программирование, вероятностно-статистические методы, методы статистической теории принятия решений и теории стратегических игр и др. Преобладающими в практике прогнозирования экономики являются вероятностно-статистические методы экономико-математического моделирования. Это связано, в основном, с наличием инерционности в развитии экономических явлений и достаточно длительной историей развития и практики применения аппарата анализа, на который опираются данные методы. Статистическую модель получают или в виде аналитически выраженной тенденции развития, или в виде уравнения зависимости от одного или нескольких факторов. В ряде случаев при изучении сложных комплексов экономических показателей прибегают к разработке взаимосвязанных систем уравнений, состоящих, в основном, из уравнений, характеризующих статистические зависимости.

Процесс потребления энергии, как и все экономические явления, характеризуется многомерной системой различных факторов: объективных и субъективных, экономических и неэкономических, внутренних и внешних, действующих нередко в неожиданном направлении и часто неизвестных. В этих условиях целесообразно применять разнообразные методы обнаружения и экстраполяции преобладающей тенденции развития данного процесса, использовать для прогнозирования найденные взаимосвязи экономических показателей анализируемого объекта и закономерности их изменения. При этом естественным является применение статистических подходов к прогнозированию электропотребления в энергосистеме.

В качестве первого шага осмысливания информации до построения математической модели прогноза полезного отпуска электроэнергии, в данной работе была проведена обработка данных наблюдений, направленная на вскрытие различного рода статистических закономерностей, наиболее важных факторов и взаимосвязей, которые должны быть отражены моделью, параметров и переменных, которые должны быть показаны в модели, а также анализ возможности применения одного и того же математического аппарата для прогноза электропотребления по различным группам потребителей энергосистемы и энергосистеме в целом.

На основании этих данных был проведен статистический анализ показателей электропотребления по следующим категориям потребителей энергосистемы:

1. Промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 750 кВА и выше – всего.

2. Промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью до 750 кВА.

3. Электрофицированный железнодорожный транспорт.

4. Электрофицированный городской транспорт (трамвай, троллейбус, метро).

5. Непромышленные и непроизводственные потребители, независимо от установленной мощности (освещение и технические цели).

6. Предприятия торговли и общественного питания.

7. Сельское хозяйство – всего.

8. Освещение квартир и бытовое потребление.

9. Уличное освещение и световая реклама.

10. Хозяйственные нужды энергосистемы.

Статистика рассматривалась за пятилетний период с 2010 по2014 год включительно. Для удобства анализа и расчетов ежемесячные показатели электропотребления указанных категорий потребителей из абсолютных единиц были переведены в относительные, путем приведения к показателю электропотребления за декабрь месяц, принятого за единицу.

На первом этапе обработки данных, для установления наличия корреляции между потреблением электроэнергии различными группами потребителей энергосистемы, было рассчитано одиннадцать корреляционных матриц. Матрицы коэффициентов корреляции рассчитывались ежемесячно, начиная с января месяца. При расчете этих матриц использовались показатели электропотребления по каждой группе потребителей за соответствующий месяц в течение пятилетнего периода (реализаций одной случайной величины). Полученная таким образом матрица коэффициентов парной корреляции между показателями электропотребления рассматриваемых групп потребителей за январь месяц приведена в табл. 1.

На втором этапе обработки данных была рассчитана матрица коэффициентов парной корреляции между показателями электропотребления рассматриваемых групп потребителей за 2010 год. Для расчета ее использовались ежемесячные данные электропотребления по каждой группе потребителей за этот год (12 реализаций одной случайной величины). Результаты расчета сведены в табл. 2.

Таблица 1

Матрица коэффициентов парной корреляции между показателями электропотребления десяти категорий потребителей электроэнергии января месяца 2010–2014 гг.

Разработка экономико-математических моделей прогнозирования электропотребления

1. Промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 750 кВА и выше – всего.

2. Промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью до 750 кВА.

3. Электрофицированный железнодорожный транспорт.

4. Электрофицированный городской транспорт (трамвай, троллейбус, метро).

6. Предприятия торговли и общественного питания.

7. Сельское хозяйство – всего.

8. Освещение квартир и бытовое потребление.

9. Уличное освещение и световая реклама.

10. Хозяйственные нужды энергосистемы.

Таблица 1

Мониторинг потерь электроэнергии. На всех уровнях управления в отрасли электроэнергетика потери электроэнергии в электрических сетях рассматриваются как составляющая часть баланса электроэнергии: куплено-продано-потеряно . Под термином куплено подразумевается отпуск электроэнергии в сеть , который всегда определяется как сумма отпуска с шин электростанциями АО-энерго и покупки электроэнергии в сальдированном исчислении с ФОРЭМ. Для дефицитных АО-энерго этот показатель характеризует собственную потребность энергосистемы в электроэнергии. Под продано понимается величина полезного отпуска, которая для избыточных АОэнерго состоит из суммы полезного отпуска собственным потребителям и передачи электроэнергии на ФОРЭМ в сальдированном исчислении. Соответственно, для дефицитных АО-энерго — это величина полезного отпуска собственным потребителям.

Нина Броерская,
ведущий инженер, к.т.н.
Филиал ОАО Инженерный центр ЕЭС —
Фирма ОРГРЭС

Потери электроэнергии, полученные расчетным путем с применением основных законов электротехники, а также с учетом схемных и режимных параметров сетей, принято называть техническими потерями. Разность между величинами отчетных и технических потерь называется коммерческой составляющей или коммерческими потерями.

Разность этих двух показателей, называемая отчетные потери электроэнергии , как правило, не соответствует величине технологического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях, истинную величину которого определить невозможно из-за информационной необеспеченности о режимах работы распредсетей среднего и низкого напряжений. Однако расчет этого показателя возможен с той или иной степенью достоверности в зависимости от принятых допущений.

В 2003 г. потери электроэнергии достигли 107 млрд.кВт.ч, что соизмеримо с выработкой всех атомных электростанций РФ. По отношению к отпуску электроэнергии в сеть потери составили 13,14%.

Методы расчета технических потерь электроэнергии приведены в действующих инструктивно-методических материалах. На базе этих методов разработаны программы расчета технических потерь с использованием ПК и внедрены в энергосистемах отрасли. Результаты этих расчетов ежегодно передаются в ОРГРЭС в виде макетов в составе внутриотраслевой формы отчетности, учитывающих структуру потерь и балансов электроэнергии на каждом классе напряжения. Эта информация на протяжении более двух десятилетий позволяет решать различные технико-экономические задачи на верхнем уровне управления отрасли. В частности, была проведена разработка нормативов потерь электроэнергии для сетей АО-энерго и ОАО ФСК ЕЭС . Ежегодно проводится анализ отчетных и оценка коммерческих потерь электроэнергии в сетях каждого АО-энерго и в целом по Российской Федерации.

По сравнению с докризисным 1990 г. потери электроэнергии в электрических сетях РФ увеличились на 35% при снижении отпуска в сеть на 14%. Относительные потери возросли с 8,2 до 13,14%.

Ежегодно растут отпуск электроэнергии в сеть, абсолютные и относительные потери в сетях за исключением 2002 г., когда наблюдалось незначительное снижение этих показателей. Однако не следует считать, что рост потерь обусловлен только увеличением хищений электроэнергии. Проводимая в эти годы политика по передаче функций сбытовой деятельности от перепродавцов в АО-энерго способствовала объективному росту потерь электроэнергии за счет потерь в коммунальных сетях. Рост электроэнергии, отпущенной в сеть, также является объективным фактором увеличения потерь.

Естественно, что росту потерь за этот период послужил экономический кризис в стране, который привел к большому количеству неоплаченной, а, следовательно, неучтенной электроэнергии. Проводимая реорганизация в электроэнергетической отрасли также не способствовала снижению уровня потерь, в основном из-за сокращения персонала энергосбытов при росте количества потребителей, а также из-за роста тарифов на электроэнергию и других негативных факторов, связанных с реорганизацией.

Минимальные относительные потери наблюдались в сетях Литовской и Эстонской ССР (5,94 и 7,49% соответственно), максимальные — в сетях Закавказских республик порядка 13 — 15%. В остальных республиках потери электроэнергии были на уровне среднего по Минэнерго СССР — порядка 9%.

Это означает, что загруженность высоковольтных сетей с малыми удельными потерями снизилась, а, соответственно, низковольтных сетей с большими удельными потерями, наоборот, возросла.

Кроме того, росту потерь электроэнергии послужило изменение структуры полезного отпуска электроэнергии потребителям. За минувший период с 1990 г. доля электроэнергии, отпущенной промышленным потребителям, снизилась с 59,8% до 52,8%, в то время как отпуск электроэнергии непромышленным потребителям и населению увеличился порядка на 7%.

Для оценки достоверности величины отчетных потерь электроэнергии разработаны методы их теоретического расчета на базе известных законов электротехники с использованием схемных и режимных параметров сетей. Эти методы и, соответственно, программы расчета на ПК внедрялись во всех энергосистемах, начиная с 1980-х годов и ранее.

Такие предприятия как Тюменьэнерго, Белгородэнерго, Кузбассэнерго, Вологдаэнерго, в которых доля полезного отпуска электроэнергии промышленным потребителям составляет 70% и более, имеют самые низкие потери порядка 6-7%. В то время как высокие потери электроэнергии в подразделениях, в которых доля полезного отпуска промышленным потребителям низкая — 20-30%, потери электроэнергии при этом достигают 20% и более.

На базе этой информации в ОРГРЭС в 1985г. была разработана Методика планирования потерь электроэнергии в электрических сетях Минэнерго СССР, которая была согласована с Госпланом СССР и утверждена руководством отрасли. В соответствии с этой методикой ежегодно разрабатывалось обоснование уровня потерь электроэнергии в электрических сетях в целом по отрасли и представлялось в Госплан СССР.

Необходимость этого была вызвана не только стремлением оценить величину потерь, но и обосновать их размер перед Госпланом СССР на плановый период. С этой целью в ОРГРЭС была разработана система сбора и анализа технических потерь электроэнергии (форма 7-энерго). В соответствии с этой формой информация о структуре технических потерь поступает ежегодно — один раз в год от всех АО-энерго.

Наибольшая доля потерь (27,6%) имеет место в сетях напряжением 110 кВ, что свидетельствует об их значительной загруженности и протяженности. В сетях 220 и 0,4 кВ потери составляют 18,8 и 18,6% соответственно, в сетях 35 и 10 кВ примерно по 15% в каждой. В сетях 500 и330 кВ потери незначительны, поскольку эти сети, в основном, находятся на балансе ОАО ФСК ЕЭС и лишь небольшая часть их осталась на балансе АО-энерго.

На основании проведенного анализа можно сделать вывод, что в целом по всем АО-энерго РФ в 2002 г. при величине отчетных потерь 93 млрд.кВт.ч технические потери составили порядка 67 млрд.кВт.ч и, следовательно, коммерческие потери составляют около 27%.

В составе условно-постоянных потерь 65% — это потери на холостой ход трансформаторов, 13,5% — потери на корону, 11% — расход электроэнергии на собственные нужды подстанций и 10,5% — прочие потери.

Соотношение между нагрузочными и условно-постоянными потерями следующее. В целом по всем сетям нагрузочные потери составляют 75,2%, условно-постоянные — 24,8%. В сетях различных классов напряжения это соотношение изменяется. Так, в сети 220 кВ оно составляет 67,5 и 32,5%, в сети 110 и 35 кВ — примерно по 72 и 28%. В сетях 220 кВ доля условно-постоянных потерь выше, чем в других сетях, что объясняется наличием в них потерь на корону .

В составе организационных мероприятий наибольший эффект — 69% от совершенствования учета электроэнергии. Сюда относится работа по выявлению хищений электроэнергии. В результате проведенных рейдов предприятиями Энергосбыта составлены акты на 1782 млн.кВт.ч

В целях снижения потерь электроэнергии проводятся соответствующие организационно-технические мероприятия. Эффект от проведения этих мероприятий в 2002 г. составил порядка 2,7-2,8 млрд.кВт.ч., удельная эффективность составила 3,34% от величины отчетных потерь электроэнергии.

Технические мероприятия по снижению потерь, требующие для своего выполнения значительных финансовых ресурсов, составили незначительную долю из-за отсутствия этих ресурсов. В основном выполнялись работы по вводу устройств компенсации реактивной мощности, по замене проводов на перегруженных участках сетей, по переводу сетей на более высокое напряжение и др. Общий эффект от этих мероприятий составил порядка 90-100 млн.кВт.ч.

Читайте также: