Разделение утрат на составляющие может проводиться по различным аспектам: нраву утрат (неизменные, переменные), классам напряжения, группам частей, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования утрат целенаправлено применять укрупненную структуру утрат электроэнергии, в какой утраты разбиты на составляющие исходя из их физической природы и специфичности способов определения их количественных значений.
На базе такового подхода фактические утраты могут быть разбиты на четыре составляющие:
1) технические утраты электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. На теоретическом уровне технические утраты могут быть измерены при установке соответственных устройств, фиксирующих поступление и отпуск электроэнергии на рассматриваемом объекте. Фактически же оценить действительное их значение с применимой точностью при помощи средств измерения нельзя. Для отдельного элемента это разъясняется сравнимо малым значением утрат, сравнимым с погрешностью устройств учета. К примеру, измерение утрат в полосы, фактические энергопотери в какой составляют 2 %, при помощи устройств, имеющих погрешность ±0,5 %, может привести к результату от 1,5 до 2,5 %. Для объектов, имеющих огромное количество точек поступления и отпуска электроэнергии (электрическая сеть), установка особых устройств во всех точках и обеспечение синхронного снятия их показаний фактически нереальна (в особенности для определения утрат мощности). Во всех этих точках счетчики электроэнергии и так установлены, но мы не можем сказать, что разность их показаний и есть действительное значение технических утрат. Это связано с территориальной разбросанностью бессчетных устройств и невыполнимостью обеспечения полного контроля корректности их показаний и отсутствия случаев воздействия на них других лиц. Разность показаний этих устройств представляет собой фактические утраты, из которых следует выделить разыскиваемую составляющую. Потому можно утверждать, что измерить технические утраты на реальном сетевом объекте нельзя. Их значение можно получить только расчетным методом на базе узнаваемых законов электротехники;
2) расход электроэнергии на СН подстанций, нужный для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Этот расход регится счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций;
3) утраты электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения (недоучет электроэнергии, метрологические утраты). Эти утраты получают расчетным методом на базе данных о метрологических свойствах и режимах работы устройств, применяемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков). В расчет метрологических утрат включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода электроэнергии на СН подстанций;
4) коммерческие утраты, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие утраты не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых 3-х составляющих.
Три 1-ые составляющие укрупненной структуры утрат обоснованы технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих отлично описывается термином -технологические утраты. 4-ая составляющая — коммерческие утраты — представляет собой воздействие «человеческого фактора» и содержит в себе все проявления такового воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами при помощи конфигурации показаний счетчиков, потребление энергии кроме счетчиков, неуплату либо неполную оплату показаний счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам учета расчетным методом (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей и мест установки устройств учета) и т. п.
Структура утрат, в какой укрупненные составляющие утрат сгруппированы по разным аспектам, приведена на рис. 1.1.
Любая составляющая утрат имеет свою более детализированную структуру.
Нагрузочные утраты содержат в себе утраты:
- в проводах линий передачи;
- силовых трансформаторах и автотрансформаторах;
- токоограничивающих реакторах;
- заградителях частотной связи;
- трансформаторах тока;
- соединительных проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.
Последние две составляющие в силу отсутствия практики их поэлементных расчетов и малозначительной величины обычно определяют на базе удельных утрат, рассчитанных для средних критерий, и включают в состав условно-постоянных утрат.
Структура фактических утрат электроэнергии
Утраты холостого хода содержат в себе неизменные (не зависящие от нагрузки) утраты:
- в силовых трансформаторах (автотрансформаторах); компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных компенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующих реакторах);
- оборудовании системы учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);
- вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения;
- устройствах присоединения частотной связи (ВЧ-связи); изоляции кабелей.
Утраты, обусловленные погодными критериями (климатические утраты) содержат в себе три составляющие:
- утраты на корону в воздушных линиях электропередачи (BЛ) 110 кВ и выше;
- утраты от токов утечки по изоляторам BЛ;
- расход электроэнергии на плавку гололеда.
Расход электроэнергии на СН подстанций обоснован режимами работы разных (до 23) типов ЭП. Этот расход можно разбить на 6 составляющих:
- на подогрев помещений;
- вентиляцию и освещение помещений;
- системы управления подстанцией и вспомогательные устройства синхронных компенсаторов;
- остывание и подогрев оборудования;
- работу компрессоров воздушных выключателей и пневматических приводов масляных выключателей;
- текущий ремонт оборудования, устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), дистилляторы, вентиляцию закрытого распределительного устройства (ЗРУ), подогрев и освещение проходной (остальной расход).
Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных ТТ, ТН и электрических счетчиков. Коммерческие утраты также могут быть разбиты на бессчетные составляющие, отличающиеся причинами их появления.
Все перечисленные составляющие тщательно рассмотрены в последующих главах.
Аспекты отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического нрава. Некоторые спецы считают, что расход электроэнергии на СН подстанций нужно относить к отпуску электроэнергии, а другие составляющие — к потерям. Расход на СН подстанций по нраву применения электроэнергии вправду ничем не отличается от ее применения потребителями. Но это не является основанием считать его полезным отпуском, под которым понимают электроэнергию, отпущенную потребителям. Расход же электроэнергии на СН подстанций является внутренним потреблением сетевого объекта. Не считая того, при таком подходе неоправданно подразумевается, что расход части энергии в элементах сетей на доставку другой ее части потребителям (технические утраты), в отличие от расхода на СН подстанций, не является полезным.
Приборы учета не изменяют потоков мощности по сети, они только не совершенно точно их регистрируют. Потому некоторые спецы считают на теоретическом уровне неправильным относить недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями устройств, к потерям (ведь объем электроэнергии не меняется от того, каким образом приборы ее регистрируют!).
Можно согласиться с теоретической корректностью таких рассуждений, как и — сразу — с их практической бесполезностью. Определять структуру утрат нас принуждает не наука (для исследований все подходы имеют смысл), а экономика. Потому для анализа отчетных утрат следует использовать экономические аспекты. С экономических позиций утраты — это та часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный нужный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, приобретенной сетью от производителей электроэнергии. Под полезным отпуском электроэнергии понимается не только лишь та электроэнергия, деньги за какую вправду поступили на расчетный счет энерго-снабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, другими словами потребление энергии зафиксировано. Выставление счетов является практикой, используемой к юридическим лицам, потребление энергии которыми фиксируется каждый месяц. В отличие от этого каждомесячные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, обычно неопознаны. Нужный отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют по поступившей в месяц оплате, потому вся неоплаченная энергия автоматом попадает в утраты.
Расход электроэнергии на СН подстанций не является продукцией, оплачиваемой конечным потребителем, и с экономической точки зрения ничем не отличается от расхода электроэнергии в элементах сетей на передачу остальной ее части потребителям.
Занижение объемов полезно отпущенной электроэнергии устройствами учета (недоучет) имеет таковой же экономический нрав, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Потому все четыре описанные выше составляющие утрат с экономической точки зрения одинаковы.
Фактические утраты являются строго детерминированной величиной, жестко связанной с валютными средствами, приобретенными за проданную энергию. Задачка «исправления» отчетных утрат на базе учета погрешностей счетчиков глупа, так как не может привести к изменению объема приобретенных (и недополученных) денег.
Потерянный рубль остается потерянным независимо от того, по какой причине и где он потерян. Но для того, дабы принять более действенные меры по понижению утрат, следует знать, где и по каким причинам они происходят. В связи с этим основной задачей расчета и анализа утрат является определение их детализированной структуры, выявление определенных очагов утрат и оценка способностей их понижения до экономически оправданных значений. Одним из способов таковой диагностики утрат является анализ небалансов электроэнергии на объектах (подстанциях, предприятиях сетей) и в сетевых организациях.
Утрат Электроэнергии
Электрическая сеть, созданная для передачи и рассредотачивания электроэнергии, как и хоть какой другой технический объект, просит для собственного функционирования определенных издержек энергии, которые выражаются в виде технологического расхода электроэнергии на ее передачу (рис. 13.1). Он состоит из издержек энергии на нужды производства подстанций и технических утрат электроэнергии, связанных с физической сутью процесса передачи электроэнергии. Высококачественный уровень построения и эксплуатации электрической сети характеризуется коэффициентом полезного деяния:
 |
где Wп – энергия, поступившая в сеть; Wт.р.– технологический расход ЭЭ на её передачу; Wс.н – расход электроэнергии на собственные нужды; ΔW – утраты электроэнергии.
При денежных расчетах между энергосистемой и потребителями важен анализ баланса энергии
где Wo – оплаченная потребителем электроэнергия; ΔWк – так именуемые коммерческие утраты.
Коммерческие утраты связаны с погрешностями (которые могут быть как положительными, так и отрицательными) бессчетных устройств учета электроэнергии на электрических станциях, в сетях и у потребителей, вероятной несвоевременной оплатой потребленной электроэнергии, также вероятными хищениями электроэнергии.
Заметим, что при анализе режима сети представляют энтузиазм утраты как активной, так и реактивной мощности. При переходе же к анализу утрат энергии важны только утраты активной энергии. Расчет реактивной энергии практического значения не имеет.
 |
Оценку утрат обычно создают по процентам относительно отпущенной энергии. Появляется вопрос: а каковы должны быть утраты электроэнергии. Естественно, их можно понизить, применив, к примеру, на линиях провода с большей площадью сечения. Но это приведет к повышению серьезных издержек. Потому при выборе путей оптимального построения электрической сети всегда в качестве конкурирующих выступают причины серьезных издержек и цены утрат электроэнергии. Из произнесенного следует, что не всегда целенаправлено стремиться к понижению утрат, т.к. существует некий лучший (оптимальный) уровень утрат, основанный на критериях определенной энергосистемы с учетом обозначенных причин. В критериях же эксплуатации всегда необходимо стремиться к понижению утрат, если оно не связано с дополнительными серьезными затратами.
Опыт работы энергосистем разных государств мира свидетельствует о том, что утраты электроэнергии могут находиться в довольно широких границах (от 7 до 15 %).
Задачка рационализации уровня утрат принципиальна из-за того, что они связаны с необходимостью дополнительной вырабатывания электрической энергии на электрических станциях, что в свою очередь просит дополнительных издержек горючего. Таким макаром, утраты электроэнергии впрямую связаны с дополнительным расходом горючего на термических электрических станциях, являющихся замыкающим видом издержек электрических станций в энергосистеме, и поэтому, конкретно оказывают влияние на экономические характеристики функционирования энергосистем.
Время от времени высказывается мировоззрение: а необходимо ли вообщем делать расчеты утрат электроэнергии. Ведь, казалось бы, их можно найти в виде разности показаний устройств учета электроэнергии на электрических станциях и у потребителей. Но таковой подход к дилемме утрат электроэнергии неприемлем. Как ранее говорилось, приборы учета имеют погрешности, которые позволяют оценить утраты только приближенно. Не считая того, приборы учета обычно не устанавливают на всем тракте передачи энергии от электростанции до потребителей. Потому не имеется способности выявлять места (очаги) завышенных утрат, в т. ч. по сетям разных напряжений, и как следствие, намечать действенные меры по их понижению. При разработке таких мер, а тем паче при проектировании сети, следует знать изменение утрат, которое, конечно, может быть выявлено только расчетным методом.
В критериях эксплуатации выделяют отчетные (фактические за прошедший период) и плановые утраты, которые должны быть рассчитаны на перспективу с учетом ожидаемых режимов, намечаемых мер по их понижению и т.п. При всем этом утраты электроэнергии могут определяться в месяц, квартал либо год. При проектировании электрической сети представляют энтузиазм, обычно, годичные утраты. Разумеется, что в проектных расчетах допустимо вычислять утраты электроэнергии наименее точно, чем в эксплуатационных расчетах, т.к. точность задания начальной инфы ниже. Вообщем, информационная обеспеченность расчетов плотно сплетена с выбором соответственных способов расчета.
Для выявления нерационально спроектированных участков сети нужно учить структуру утрат во всей системе передачи и рассредотачивания электроэнергии. Структурный анализ утрат создают методом их разделения по группам сетей: протяженные и межсистемные электропередачи, главные сети 110–750 кВ, распределительные сети 6–35 кВ, сети до 1000 В. Снутри каждой группы сети обычно делят по классам напряжений. В линиях и трансформаторах утраты делят на зависящие и не зависящие от нагрузки (утраты холостого хода). Информация, получаемая в итоге такового анализа, позволяет оценить удельный вес утрат энергии во всех звеньях системы. Скопление инфы в динамике дает возможность намечать пути оптимального понижения утрат. Отобранные пути в предстоящем должны быть подвергнуты более детальному технико-экономическому анализу и оценке их эффективности. После реализации намеченных путей выясняется фактическое их воздействие на энергопотери.
Если б режим работы сети, характеризующийся активными и реактивными нагрузками потребителей и генераторов электрических станций, также напряжениями в узлах сети, оставался в течение времени t постоянным, то утраты электроэнергии можно было бы вычислять максимально просто:
 |
где ΔP – утраты мощности при обозначенных параметрах режима.
Но в реальности характеристики режима сети повсевременно меняются, потому меняются и утраты мощности. При этом конфигурации почти во всем носят вероятностный нрав.
В любом случае расчет утрат электроэнергии более просто вести для 1-го какого-то элемента сети (полосы, трансформатора). При сложной сети (от системообразующей до распределительной) с бессчетными участками, когда на режим какого-то участка сети влияют режимы огромного числа потребителей, используют особые способы, базирующиеся, но, на способах расчета для 1-го участка сети.
В линиях электропередачи и трансформаторах имеют место утраты холостого хода и нагрузочные утраты (рис. 13.1). Утраты холостого хода не зависят от нагрузки участка сети и полагаются условно неизменными, хотя на них и влияет режим напряжений.
Энергопотери холостого хода в трансформаторах определяются по формуле
 |
где ΔРх – утраты мощности холостого хода; Тт – время работы трансформатора в течение расчетного периода Т.
Если, к примеру, расчетный период равен одному году, то принимают Тт ≈
Энергопотери холостого хода в кабельных линиях высокого напряжения, вызванные потерями активной мощности ΔРиз в изоляции, за время работы полосы Ткл
 |
Энергопотери холостого хода в ВЛ в большей степени состоят из утрат на корону, также утрат от токов утечки по изоляторам. Утраты на корону зависят от площади сечения провода, рабочего напряжения, конструкции фазы и вида погоды (отменная, сухой снег, мокроватая, изморозь). Энергопотери определяют на основании утрат мощности, которые находят экспериментальным методом, с учетом длительности разных видов погоды в соответственном регионе.
На утраты мощности от токов утечки по изоляции, которые находятся в границах 0,5 – 1 мА, оказывают влияние степень загрязнения изоляторов, вид погоды и количество опор на 1 км полосы.
Нагрузочные утраты электроэнергии в элементе сети за время Т при постоянных активном сопротивлении R и напряжении U можно было бы найти по выражению
 |
где I – ток по элементу сети в момент времени t; S – мощность по элементу сети в момент времени t. Но обрисовать изменение характеристик I 2 (t) и S 2 (t) аналитической функцией даже за день, а тем паче за год, представляется очень затруднительным. Потому при расчете нагрузочных утрат электроэнергии вынужденно прибегают к разным допущениям и упрощениям, на базе которых и разрабатываются бессчетные способы расчета. Для практических расчетов на базе этих способов разработаны программы на ЭВМ различного предназначения.
Отыскать утечку
Потери энергии — неминуемая часть процесса электропередачи, но задачи по их сокращению не теряют собственной актуальности. На данный момент общий уровень энергопотерь в Рф составляет около 10%. Специалисты объясняют, каким образом его можно минимизировать.
Выйти из полноэкранного режима
Развернуть на весь экран
Согласно усредненной статистике, около 64% всех утрат происходит на ЛЭП
Фото: Александр Коряков, Коммерсантъ / приобрести фото
Согласно усредненной статистике, около 64% всех утрат происходит на ЛЭП
Фото: Александр Коряков, Коммерсантъ / приобрести фото
Сейчас в состав энергопотерь входят технические утраты в линиях электропередачи и оборудовании и нетехнические (коммерческие), связанные с хищениями электроэнергии. Как отмечает Валерия Минчичова, доцент департамента мировой экономики и интернационального бизнеса Денежного института при правительстве РФ, общий объем всех энергопотерь должен составлять максимум 10%, а в эталоне менее 3–5%. При всем этом 4% утрат при транспортировке энергии — один из мотивированных характеристик Энергетической стратегии Рф до 2035 года. Сейчас общие утраты электроэнергии в Рф составляют около 10%, в Канаде — 6,3%, в Стране восходящего солнца — 5%, в Германии — 7,6%, в США — 6,5%, в Финляндии — 6,7%, правда, в Норвегии — 16,3%.
Сергей Сизиков, генеральный директор «Донэнерго», приводит данные: в 2020 году утраты в среднем по Рф составили около 10,25%, что на 0,1–0,2% меньше, чем в 2019 году.
Как отмечает Артем Евланов, генеральный директор ООО «ИНТЭК-Строй», в целом потребление электроэнергии в 2020 году снизилось на 2,1% по сопоставлению с предшествующим годом и составило 1 033 718,4 млн кВт•ч (в 2019 году — на 25 643,2 млн кВт•ч больше). При всем этом большая часть регионов Рф отчиталось об энергоэффективности собственных сетей. К примеру, в Столичной области за прошедший год сокращение утрат электроэнергии составило 267 млн кВт•ч, на 713 млн рублей. В Новосибирской и Ленинградской областях технологические утраты ресурса сократились в среднем на 11,6 млн кВт•ч, либо на 11%.
По итогам 2020 года уровень утрат электроэнергии в сетях в группе «Россети» составил 8,64% (в 2019 году — 8,58%). «При этом фактический объем утрат снижен от планового на 2109,52 млн кВт•ч, что связано со понижением поступления электроэнергии в сеть, вызванного пандемией COVID-19, реализацией сделки ОПЕК+, вводом потребителями своей генерации»,— объясняет Александр Захаров, доцент кафедры организационно-управленческих нововведений РЭУ им. Плеханова.
В 2020 году «Россети Ленэнерго» реализовали комплекс технических и организационных мероприятий, направленных на понижение утрат в электрических сетях. Результатом стало понижение утрат электроэнергии на 120 млн кВт•ч по сопоставлению с показателями 2019 года.
Утраты электроэнергии АО «Донэнерго» при плановом значении 1042 млн кВт•ч практически в 2020 году снизились на 115,7 млн кВт•ч и составили 926,3 млн кВт•ч. В процентном соотношении к приему электроэнергии утраты составили 16,3%, что на 1,46 % ниже плана. К соответственному периоду прошедшего года абсолютная величина утрат снизилась на 62,5 млн кВт•ч, в процентном соотношении вышло понижение на 0,8%.
Технические утраты
Как объясняет Максим Москалев, управляющий по развитию бизнеса «Распределение электроэнергии среднего напряжения» компании Eaton, в целом технические утраты электроэнергии определяются 2-мя факторами: физическими процессами в транспортно-распределительных системах и расходами на эксплуатацию вспомогательного оборудования.
«Согласно усредненной статистике, около 64% всех утрат происходит на ЛЭП. Эти утраты пропорциональны силе тока, потому для передачи электроэнергии на огромные расстояния применяется высочайшее напряжение, позволяющее уменьшить ток. Приблизительно 17% приходится на ионизацию воздуха поблизости проводов высоковольтных линий, что приводит к образованию разрядных токов»,— ведает эксперт.
Третье место занимают утраты в трансформаторных подстанциях, возникающие при преобразовании напряжения. К примеру, утраты в подстанциях, модифицирующих 10 кВ в 0,4 кВ, зависимо от их номинальной мощности, могут составлять от 730 до 4200 Вт. Также нельзя забывать о расходе энергии, нужном для поддержания обычного функционирования подстанции: питание систем вентиляции, остывания, освещения, повторяющийся заряд АКБ.
Коммерческие утраты
По словам профессионалов, наибольший вклад в коммерческие утраты заносит воровство энергии нерадивыми потребителями. «Несмотря на то, что в текущее время в большинстве государств толика украденной электроэнергии малозначительна и составляет единицы процентов от общего объема, в стоимостном выражении это значимые суммы»,— объясняет Антонина Шаркова, управляющий департамента отраслевых рынков Денежного института при правительстве РФ.
По данным каждогоднего исследования Emerging Markets Smart Grid: Outlook, проводимого компанией Northeast Group, LLC, 30% от $89 миллиардов утрат приходилось на три страны: Индия ($16,2 миллиардов), Бразилия ($10,5 миллиардов) и Наша родина ($5,1 миллиардов). И это притом, что, по данным Министерства энергетики РФ, толика похищенной электроэнергии составляет около 0,1 % от общегодового употребления. Но в валютном выражении приобретенный вред значителен.
Специалисты отмечают, что, невзирая на принимаемые меры, направленные на сокращение нелегального употребления электроэнергии, неувязка становится все более масштабной (годичный объем неучтенного употребления превосходит 1000 ГВт•ч), а вещественный вред значимым. «Официальной систематизированной статистики в стране по четкому объему хищений не существует в связи со сложностью учета фактов самих злодеяний, значимой площадью всей местности, высочайшей толикой изолированных районов (в том числе изолированных энергосистем), также разделением единой компании РАО «ЕЭС России», обеспечивающей до 2008 года сбор и обработку всей региональной статистики. В текущее время вся информация о хищениях электроэнергии обрабатывается конкретного в субъектах РФ»,— объясняет госпожа Шаркова.
Так, к примеру, по итогам рейдов в течение 2020 года спецы «Россетей Ленэнерго» выявили 3320 случаев бездоговорного и безучетного употребления электроэнергии. Всего с нарушителей было взыскано 292,3 млн рублей.
Как снижать?
Неизменные технические утраты уменьшить довольно трудно. Это шум, теплота, выделяющаяся при передаче электроэнергии. «Их обычно выявляется от четверти до трети в сетях рассредотачивания. Переменные утраты зависят от количества энергии, распределенной сетью. Обычно, 1% увеличения потока приводит к повышению утрат на 1,8%. Чем длиннее сеть рассредотачивания, к примеру, в отдаленных неурбанизированных районах, тем больше утрат. Потому в Рф технические утраты — фактор фактически неискоренимый на 100%»,— объясняет госпожа Минчичова.
Резерв понижения технических утрат сейчас, по различным оценкам, составляет от 12 до 33% от всего их объема. Понижение технических утрат получается из-за совершенствования технологических процессов: модернизации и технического перевооружения электросетевого оборудования; увеличения пропускной возможности работы электрических сетей; внедрения энергосберегающих технологий, прежде всего устройств компенсации реактивной мощности и средств регулирования напряжения; конфигурации схемы электроснабжения отдельных узлов.
«В целом фактические утраты электроэнергии в Рф можно уменьшить, сначала за счет понижения коммерческих утрат — погрешностей системы учета, безучетного употребления и кражи электроэнергии»,— гласит госпожа Минчичова. Для этого, по воззрению государя Москалева, целенаправлено использовать малогабаритные распределительные устройства с функцией отслеживания употребления энергии на линиях. Это дозволит очень стремительно локализовать участок, на котором электроэнергия теряется безо всяких следов, и убрать предпосылки такового явления.
По воззрению Валерии Минчичовой, посодействовать в решении трудности энерговоровства могут ужесточение ответственности; своевременная замена и ремонт оборудования, сначала учетного; улучшение и автоматизация средств и систем учета электроэнергии, внедрение умственных систем учета; развитие электросетей с включением в них точечных подстанций; децентрализация электроснабжения, развитие системы мини-подстанций, расширение системы просьюмеров (тех, кто сразу является и потребителями, и поставщиками энергии).
Препядствия минимизации
Основной неувязкой, тормозящей процесс сокращения утрат электроэнергии в сетях, является высочайшая цена автоматических информационно-измерительных систем всеохватывающего учета энергоресурсов, считает государь Евланов. Кроме этого, более чем в 11 регионах Рф изношенность сетей превосходит 75%, в Сибири, на Урале и Далеком Востоке — 50–60%, что делает неэффективным установку на них инноваторского оборудования.
Еще одна неувязка минимизации утрат электроэнергии, по воззрению Сергея Сизикова, связана с незаинтересованностью энергосбытовых компаний в минимизации утрат. «В спорных случаях энергосбытовые организации принимают сторону, при которой утраты в сетях больше, так как им проще взыскать цена утрат с сетевой организации, чем услуги с потребителя,— объясняет он.
Также, эксперт считает, что на понижение утрат электроэнергии оказывает влияние неспешный темп развития умственных систем учета в связи с отсутствием средств в тарифе на передачу электроэнергии на данные мероприятия. «Для решения главных заморочек по минимизации утрат электроэнергии в электрических сетях нужно улучшение нормативной базы в части источников финансирования внедрения умственных систем учета, также отношений между гарантирующими поставщиками и сетевыми организациями, так как сложившаяся судебная практика плохо оказывает влияние на минимизацию утрат электрической энергии»,— заключает государь Сизиков.
