Программа анализа потерь электроэнергии

Уважаемые руководители сетевых организаций!

Снижение потерь электроэнергии – важнейший путь энергосбережения в электрических сетях.

Если Вам надоело оплачивать огромные суммы за сверхнормативные потери при передаче электроэнергии по распределительным сетям, если Вы вынуждены принимать на веру информацию по расходу электроэнергии потребителями, предоставляемую гарантирующим поставщиком, без возможности ее проверки, то эта информация для Вас!

Как известно, при формировании тарифа на передачу электроэнергии для сетевого предприятия, регулирующим органом на год или долгосрочный период устанавливается плановый норматив потерь при передаче электроэнергии по сетям до конечного потребителя, и закладываются в тариф денежные средства на покупку электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии для оплаты этих потерь. Если сетевое предприятие не укладывается в утвержденные регулирующим органом ежемесячные плановые потери, оно оплачивает сверхнормативные потери из своей прибыли уже по более высокому тарифу. Таким образом, сетевые предприятия стимулируются на борьбу со сверхплановыми потерями, иначе им просто экономически не выжить.

В данной статье не будут рассматриваться технические аспекты возникновения потерь в электрических сетях и способы борьбы с ними, которые рассмотрены в большом количестве специальной литературы.

Фактические потери при передаче по электрическим сетям – это разность между отпуском в сеть, определяемая по приборам учета, установленным на границе балансовой принадлежности сети (входе в сеть) и полезным отпуском, формируемым гарантирующим поставщиком по приборам учета, установленным у потребителей (выход из сети) или расчетным путем.

Таким образом, размер фактических потерь зависит от входных и выходных данных. Если с отпуском в сеть вопросов практически не возникает, т.к. счетчики, определяющие отпуск в сеть, как правило, включены в системы АСКУЭ и вопросов по ним не возникает, потому что их количество не велико.

Основная сложность возникает при анализе данных по полезному отпуску, получаемых от гарантирующего поставщика. Даже для средней сетевой организации эти данные содержат десятки тысяч строк и обработка их вручную, без помощи специального программного обеспечения не представляется возможной. Именно полезный отпуск определяет размер фактических потерь, которые сетевая организация будет закупать на оптовом рынке электроэнергии для компенсации потерь при передаче по своим сетям. Хорошо, если фактические потери не превышают плановые, заложенные в тарифе на передачу, в противном случае придется платить из своей прибыли. Таким образом финансовое состояние сетевой организации напрямую зависит от того, как гарантирующий поставщик сформирует полезный отпуск.

Если сетевая организация не сможет контролировать правильность формирования полезного отпуска, она постоянно будет в минусе, т.к. гарантирующий поставщик в любом случае получит деньги за приобретенную на оптовом рынке электроэнергию или с потребителя, или с сетевой организации.

Потери электроэнергии в электрических сетях являются экономическим показателем состояния сетей. По мнению международных экспертов, в области энергетики относительные потери электроэнергии при ее передаче в электрических сетях не должны превышать 4%. Потери электроэнергии на уровне 10% можно считать максимально допустимыми. Фактические потери определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть отпущенной из сети потребителям, их можно разделить на три составляющие:

1. технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям;
2. потери электроэнергии, обусловленные погрешностью системы учета, как правило, представляют недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы приборов учета электроэнергии на объекте;
3. коммерческие потери, обусловленные несанкционированным отбором мощности электроэнергии, несоответствием оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями показаниям счетчиков и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Много ли в нашей стране сетевых организаций, где потери не превышают 10%?
В данной статье будет рассматривается конкретная электрическая сеть, а именно: АО «Сергиево-Посадская электросеть». Результаты ее работы по снижению потерь приведены ниже в таблице:

Чтобы успешно бороться с потерями, их нужно видеть, для этого нужны «глаза». «Глазами» являются контрольные счетчики, установленные у потребителей (часть из них является расчетными). Когда речь идет о тысячах счетчиков, мало их видеть, нужно снимать данные с них в одно и тоже время, чтобы можно было сводить балансы для проверки полученных результатов. Все эти функции выполняют различные автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ), существующие на рынке. Без них невозможно навести порядок в части учета электроэнергии в электрических сетях. Но, одно дело, когда такие системы создаются при новом строительстве, совсем другое, когда к ним подключаются уже существующие объекты. Большую трудность для сетевых организаций составляет процедура приемки счетчиков, работающих в системе АСКУЭ, в качестве расчетных для бытовых потребителей. В большинстве случаев новые счетчики остаются в качестве контрольных для бытовых потребителей.

Именно благодаря созданию системы АИИСКУЭ АО «Сергиево-Посадская электросеть» удалось снизить фактические потери с 22% в 2006 году до 7,67% в 2015 году.

Таким образом, у сетевой организации для анализа есть два источника информации по расходу электроэнергии потребителями: файлы, предоставленные гарантирующим поставщиком (как правило в формате Excel) и данные с некоторого количества контрольных счетчиков (из существующей системы АИИСКУЭ или снятые вручную). Достаточно быстро проверить данные, представленные энергосбытовой компанией, можно только сравнив их с данными сетевой организации по какому-то критерию.

В качестве критерия оценки достоверности получаемых данных, были приняты балансные счетчики, установленные на выходе каждого трансформатора по низкой стороне, вводные счетчики на вводе в многоквартирные дома, контрольные счетчики, установленные у потребителей. Схематично это выглядит следующим образом:

Каждому потребителю, по адресу местоположения его энергопринимающих устройств, сопоставляются два счетчика – расчетный и контрольный. Если абонент принял для расчетов счетчик, входящий в АСКУЭ, его номер будет и расчетным и контрольным. Далее происходит сравнение расходов расчетного и контрольного счетчиков по каждому адресу, суммирование расходов по ветви расчетных и ветви контрольных счетчиков и сравнение с балансным счетчиком, установленным в голове. Таким образом, происходит взаимный контроль правильности работы и передачи данных счетчиков. Если все работает правильно, будут небольшие дисбалансы по каждому объекту и по трансформаторной подстанции в целом.

Пример работы программы анализа по ТП-180 (частный сектор и небольшие предприятия):

Рассматривается период с января 2016 года по ноябрь 2017 года.

Столбец «Потери» в окне «Периоды» показывает разницу между балансным счетчиком на ТП и суммой всех расчетных счетчиков по данным сбыта (столбец «Расход 18»). Столбец «Баланс сеть» показывает разницу между суммой всех контрольных и всех расчетных счетчиков по данной ТП. По нему можно судить как работают счетчики в АСКУЭ. Если значения помесячно близки к значениям из столбца «Потери», значит все приборы работают правильно и передают данные устойчиво.

В окне «Данные по подстанции ТП-180» построчно перечислены все потребители, получающие от нее электроэнергию, с указание расходов по расчетному («Расход 18») и контрольному («Расход сеть») счетчикам за месячный период или за несколько выбранных периодов.

Расход по балансному счетчику за этот период на ТП-180 составил 233984 кВт*ч, суммарный расход по данным сбыта – 231753 кВт*ч, таким образом суммарные фактические потери за рассматриваемый период сетевой организации составили -2231 кВт*ч (-0,95%). Видно как помесячно распределяются суммарные потери в абсолютном (кВт*ч) и относительном (%) выражениях.

Следует отметить, что в данном примере все расчетные приборы из системы АСКУЭ (расчетные и контрольные счетчики одни и те же, оплата производится правильно), поэтому результат – отличный (средние потери 0,95% за 23 месяца).

Рассмотрим следующий пример по ТП-194 (потребители частного сектора):

С начала 2017 года фактические потери по подстанции составили -107782 кВт*Ч (-22,86%), что существенно превышает нормативные потери. Основная доля потерь сидит в «коммерческих потерях», и их сразу видно: где и сколько! В окне «Данные по подстанции ТП-194» в столбце «Потери»: красным цветом выделены явные потери по конкретным адресам с указанием их фактического размера. Следует обратить внимание на столбец «Расход сеть» в данном окне, там где нет значений. Где перед адресом «+» синего цвета, там контрольный счетчик не передает данные, где «+» серого цвета, там его нет. Оставшиеся потери находятся именно по этим адресам.

Т.к. многие физические лица платят за потребленную электроэнергию крайне неравномерно в течении года, для анализа нужно брать период не меньше трех месяцев. Чем ближе к нулю они находятся в столбце «Потери», тем правильнее работает учет и производится оплата по нему.

Рассмотрим пример с многоквартирными домами от ТП-200:

По каждому многоквартирному дому видно, сколько электроэнергии получено на вводе и сколько заплатил каждый жилец за выбранный период. Сразу видно, на какие квартиры следует обратить внимание.

Пример из программы по ТП-93 (котельная, КНС и прочие небольшие потребители):

На следующем слайде пример по той же подстанции ТП-93 для вывода на печать и экспорта в другие форматы (для анализа данных и построений отчетов в стандартных программах сторонних разработчиков):

Пример баланса по всем ТП за период с января по ноябрь 2017 года с критерием отбора: суммарные потери больше 5000 кВт*ч по подстанции и 2000 кВт*ч по потребителю за данный период.

Таким образом, можно получать балансы по каждой ТП за любой период и по всей сети в целом. На основании полученных данных выбирать участки с наибольшими потерями и разрабатывать мероприятия по их устранению.

В данной программе можно также проводить анализ потребления электроэнергии по выбранному потребителю за произвольный период и сравнивать их за разные периоды времени.

Важной особенностью программы является то, что она в автоматическом режиме, при закачке данных из файлов гарантирующего поставщика, контролирует по каждой точке поставки адрес, наименование (Ф.И.О.) потребителя и номер счетчика. В случае изменения одного из этих параметров или появления новых адресов, необходимо внести изменения в базу данных. Таким образом, база данных постоянно актуальна.

Точность предоставления результатов конечно же зависит от количества контрольных счетчиков. Чем их больше, чем будет лучше достоверность. Как минимум нужны балансные счетчики на ТП (вводные счетчики по каждому силовому трансформатору), если на ТП несколько силовых трансформаторов, то расходы по ним суммируются. Крайне желательно наличие системы АСКУЭ для дистанционного сбора данных и синхронизации времени снятия показаний.

Самым сложным при создании базы данных является точная привязка адресов потребителей к трансформаторным подстанциям и сопоставление контрольных и расчетных счетчиков у потребителей.
Таким образом, данная программа помогает видеть источники коммерческих потерь непосредственно у потребителей (с конкретным адресом и размером) и разрабатывать мероприятия по их снижению и полной ликвидации.