Потери энергии. 
Электроэнергетические системы и сети

В сетях предприятий энергетики и электрификации напряжением 220 кВ и ниже потери электроэнергии составляют 78% от общих потерь, из них в сетях 110−220 кВ — 28%; в сетях 35 кВ — 16% и в сетях 0,38−10,00 кВ-34%.

Потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки («условнопостоянные»), составляют 24,7%, «нагрузочные потери» (зависимые от величины передаваемой по сети мощности) — 75,3% от общих потерь. В составе нагрузочных потерь 86% - потери в ЛЭП и 14% - в трансформаторах. В условно-постоянных потерях электроэнергии 67% составляют потери холостого хода трансформаторов, 11% - собственные нужды подстанций, 22% - прочие потери.

По другой классификации потери разделяются на технические и коммерческие.

Сокращение сверхнормативных потерь электроэнергии в электрических сетях может и должно стать важным источником инвестиций.

(наряду с другими) в сетевое хозяйство для радикального улучшения его технического состояния, а также замедления роста тарифов на электроэнергию. Это — сложная проблема, включающая оптимизацию развития электрических сетей, совершенствование системы учета электроэнергии, внедрение новых информационных технологий в энергосбытовую деятельность и управление режимами сетей, обучение персонала и его оснащение средствами поверки приборов для измерения электроэнергии и др., рис. 11.2. Потенциал снижения потерь в ближайшие десятилетия оценивается величиной 25−35 млрд кВт-ч. В ЭС-2030 предусмотрено снижение потерь электроэнергии в сетях до 8%.

Рис. 11.2. Система мер по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях [41]

Исследование динамики и структуры потерь электроэнергии выявили ряд важных закономерностей:

1. Переход от централизованных (государственных) к рыночным механизмам управления энергетикой сопровождался увеличением потерь электроэнергии в сетях. Так, за 10 лет (1994;2003) потери возросли на 37,1% в абсолютном выражении и на 3,05% (с 10,09 до 13,50%) по отношению к отпуску электроэнергии (при росте этого отпуска всего на 5,3%). В середине 80-х гг. потери в сетях составляли 9,2% и были сопоставимы с потерями развитых стран, рис. 11.3. В 2003 г. в отдельных энергосистемах они превышали даже 20%.

Рис. 11.3. Динамика потерь электроэнергии в сетях России

В табл. 11.2 показаны удельные потери электроэнергии при транспортировке и распределении и её расход на собственные нужды электростанций в ряде наиболее крупных стран (по состоянию на 2009 г.).

Таблица 11.2.

Потери электроэнергии при транспортировке и распределении и её расход на собственные нужды электростанций, %

2. Относительные потери электроэнергии в сетях тем ниже, чем выше доля промышленного потребления в полезном отпуске. Например, в Тюменьэнерго, где доля промышленного потребления составляет около 71%, относительные потери в сетях не превосходят 7%, в то время как в Калмэнсрго и Дагсстанэнсрго, где преобладает мелкомоторная и бытовая нагрузка (94,5 и 91,5% соответственно), потери в сетях лежат в районе 30%. (В наиболее отсталых странах потери доходят до 40%: в Уганде — 38%, в Нигерии — 30%, в некоторых штатах Индии превышают 40%).

В ближайшие 10−15 лет рост потребления электроэнергии в целом по стране будет определяться умеренными темпами развития промышленности и сельского хозяйства и достаточно быстрым ростом потребления электроэнергии в непромышленной сфере экономики (вследствие роста числа коммерческих, финансовых и общественных учреждений, оснащения их различного рода техникой) и в бытовой сфере (как результат насыщения квартир изделиями бытовой электротехники и увеличения размеров жилья).

• 3. Включение нормативов потерь в тариф на услуги по передаче электрической энергии приводит к появлению опасной тенденции подгонки этих нормативов под фактические потери. Образуется порочный круг: рост тарифов на электроэнергию для ее потребителей — создание дополнительных стимулов для хищения — дальнейший рост потерь и т. д.
• 4. Небаланс, или коммерческие потери, обусловлен тремя группами причин с примерно равными долями в суммарных коммерческих потерях:
  • • погрешностями измерений электроэнергии, отпущенной в сеть и доставленной (полезно отпущенной) потребителям;
  • • занижением полезного отпуска из-за недостатков в организации электросбытовой деятельности и хищений электроэнергии;
  • • задолженностью по оплате электроэнергии.

Каждая из этих групп включает десятки позиций. Только погрешность измерений электроэнергии может быть разбита на более чем 30 составляющих [41].

Основными причинами потерь в названный выше период являются:

• • эксплуатация физически и морально устаревшего оборудования;
• • несоответствие схемно-режимных решений изменениям структуры потребления;
• • неоптимальные уровни напряжения и потокораспределения реактивной мощности в сетях распределительных сетевых компаний;
• • влияние оптового рынка электроэнергии па режимы работы сетей.

Распределительные компании ориентируются на три основных способа уменьшения коммерческих и технических потерь электрической и тепловой энергии:

• 1. Создание автоматизированной трёхуровневой информационноизмерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ):
  • • АИИС КУЭ оптового рынка, которая охватывает внешний периметр компании: поступление в сеть электроэнергии от генерирующих источников (точки технического и коммерческого учёта (ТТКУЭ) располагаются на подстанциях высшего класса напряжения);
  • • АИИС КУЭ розничного рынка (ТТКУЭ размещаются на подстанциях 110/35/10−6 кВ);
  • • АИИС КУЭ, охватывающая частные и многоквартирные дома (ТТКУЭ размещаются на подстанциях 10/0,4 кВ).
• 2. Оборудование систем отопления интеллектуальными устройствами автоматического регулирования температуры в зависимости от требуемой температуры в помещении и температуры наружного воздуха.
• 3. Применение современных систем отопления (например, инфракрасных излучателей) и улучшенной защиты от теплопотерь (ограждающие конструкции, тепловые завесы и др.)