Методика расчета технических потерь

Относительные потери электроэнергии в линии 0,38 кВ определяются по формуле [6, 12]:

, %. (6.4.6.1)

где DР_% – относительное значение потерь мощности в линии, %;

DU_% – относительное значение потерь напряжения от центра питания до электрически удаленного потребителя, %;

t – время наибольших потерь мощности, ч;

Т_МАКС – число часов использования максимальной нагрузки, ч;

k_Н/М – коэффициент связи относительных значений потерь напряжения и потерь мощности, о.е.;

k_ДП – коэффициент дополнительных потерь электроэнергии из-за несимметричной нагрузки фаз линии 0,38 кВ, о.е.

Коэффициент связи между относительными значениями потерь напряжения и потерь мощности определяется по формуле:

, о.е., (6.4.6.2)

где R, Х – соответственно активное и реактивное сопротивления фазного провода головного участка линии 0,38 кВ;

k_РАЗВ – коэффициент разветвленности линии 0,38 кВ.

Коэффициент мощности нагрузки для линии определяется с использованием коэффициента мощности каждой фазы по формуле [8]:

, о.е., (6.4.6.3)

где U_A, U_B, U_C – измеренные значения фазных напряжений на стороне 0,4 кВ ТП;

I_A, I_B, I_C – измеренные значения фазных токов головного участка линии 0,38 кВ;

cosφ_A, cosφ_B, cosφ_C – коэффициенты мощности нагрузки по фазам головного участка линии 0,38 кВ. При отсутствии их значений, используется таблица 6.4.2.

Коэффициент разветвленности низковольтной линии рассчитывается в зависимости от типа схем, представленных на рисунке 3.4.1. Зависимости коэффициента разветвленности от числа участков линий до удаленного потребителя для различных типов схем представлены на рисунке 6.4.2.

Рисунок 6.4.1 ‑ Примеры схем сетей 0,4 кВ

Для линии с сосредоточенной нагрузкой в конце линии коэффициент разветвленности равен 1. Диапазон возможных значений коэффициента разветвленности для различных схем составляет 0,68¸1,0 [25]. Если схему рассчитываемой линии трудно классифицировать, то следует воспользоваться таблицей 6.4.1.

Рисунок 6.4.2 ‑ Зависимость коэффициента разветвленности от типа схемы и числа участков от шин ТП до удаленного потребителя

Таблица 6.4.1 ‑ Значения коэффициента разветвленности в зависимости от количества участков в схеме низковольтной линии

Тип схемы	Коэффициент разветвленности в зависимости от числа участков в схеме до удаленного потребителя, о.е.
1-4	5-10	11 и больше
Радиальная	0,77	0,72	0,68
Лучевая	0,93	0,87	0,80
Не определен	0,85	0,78	0,75

Коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке фаз распределительной линии определяется по формуле:

о.е., (6.4.6.4)

где R_н, R_ф – активные сопротивления соответственно нулевого и фазного проводов головного участка линии, Ом;

k_НЕР – коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам, квадрат которого определяется по формуле:

о.е., (6.4.6.5)

где I_A , I_B , I_C – измеренные фазные токи линии, А;

I_СР – средний фазный ток, рассчитывается по формуле:

, А. (6.4.6.6)

При отсутствии данных о токовых нагрузках следует принимать [6, 12]:

для линий с R_н /R _ф =1 k_ДП=1,13;

для линий с R_н /R _ф =2 k_ДП =1,2.

Относительное значение потерь напряжения от шин 0,4 кВ ТП до удаленного потребителя, выраженное в процентах, рассчитывается как разность между средним значением фазных напряжений на шинах ТП и наименьшим фазным напряжением на удаленном потребителе, U_min:

%, (6.4.6.7)

где среднее значение фазного напряжения на шинах 0,4 кВ ТП, кВ.

Число часов использования максимальной нагрузки рассчитывается по годовому расходу электроэнергии через ТП и максимальной мощности ТП, от которой питается низковольтная линия 0,38 кВ:

, час. (6.4.6.8)

Максимальная мощность ТП рассчитывается по фазным токам и напряжениям по шинам низкого напряжения трансформатора:

кВт. (6.4.6.9)

Если коэффициенты мощности нагрузки по каждой фазе не известны, то значение коэффициента мощности принимается в зависимости от характера нагрузки в соответствии с таблицей 6.4.2.

Таблица 6.4.2

Характер присоединенной нагрузки	Коэффициент мощности (Cos j), о.е.
Производственная	0,75
Коммунально-бытовая	0,93
Смешанная	0,85

При отсутствии приборов учета электроэнергии на ТП для сельскохозяйственных потребителей число часов использования максимальной нагрузки принимается в соответствии с таблицей 6.4.3.

Таблица 6.4.3.

Максимальная нагрузка ТП, кВт	Число часов использования максимальной нагрузки при характере нагрузки с/х потребителей, час
коммунально-бытовая	производственная	смешанная
До 10
10-20
20-50
50-100
100-250
Более 250

Время наибольших потерь рассчитывается по формуле:

час. (6.4.6.10)

Относительные потери электроэнергии в К линиях 0,38 кВ определяются по формуле:

, (6.4.6.11)

где DW_%ⁱ – относительные потери электроэнергии в i-й линии, определенные по формуле (3.4.6.1);

I_i – максимальная нагрузка головного участка i-й линии.

Абсолютная величина потерь в сети 0,4 кВ равна:

, тыс. кВт.ч. (6.4.6.12)

При отсутствии учета на стороне 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6(10)/0,4 кВ отпуск электроэнергии в сеть 0,4 кВ определяется по формуле (6.4.5.2).

7. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии

Для наглядности мероприятия по снижению потерь электроэнергии можно представить в виде рисунка (7.1).

Рисунок 7.1 - Мероприятия по снижению потерь электрической энергии

Из структуры потерь электроэнергии видно, что их снижение - сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений, постоянного

внимания персонала, высокой его квалификации и заинтересованного участия в эффективном решении задачи.

Опыт ОАО "ВНИИЭ" по разработке программ снижения потерь электроэнергии в электрических сетях показал, что снижение потерь электроэнергии на 1 млн. кВт.ч в год требует как правило не менее 0,6-1,0 млн. руб. затрат в год на внедрение соответствующих мероприятий. При этом срок окупаемости этих затрат находится в пределах 20 лет и более. Поэтому так важны: квалифицированный энергоаудит электросетевых организаций для разработки обоснованной программы действий [13], совершенствование организации работ по снижению потерь, учет "человеческого фактора", под которым понимается [13, 18]:

- обучение и повышение квалификации персонала;

- осознание персоналом важности для предприятия в целом и для его работников лично эффективного решения поставленной задачи;

- мотивация персонала, моральное и материальное стимулирование;

- связь с общественностью, широкое оповещение о целях и задачах снижения коммерческих потерь, ожидаемых и полученных результатах;

- ужесточение мер уголовной, административной и материальной ответственности за хищения электроэнергии.

Для того, чтобы требовать от персонала Энергосбыта, предприятий и работников электрических сетей выполнения нормативных требований по поддержанию системы учета электроэнергии на должном уровне, достоверному расчету технических потерь и выполнению мероприятий по снижению потерь, персонал должен знать эти нормативные требования и уметь их выполнять. Кроме того, он должен хотеть их выполнять, т.е. быть морально и материально заинтересованным в фактическом, а не формальном снижении потерь. Для этого необходимо проводить систематическое обучение персонала не только теоретически, но и практически, с переаттестацией и контролем усвоения знаний (экзаменами). Обучение должно проводиться для всех уровней - от руководителей подразделений, служб и отделов до рядовых исполнителей.

Руководители должны знать и уметь решать общие задачи управления процессом снижения потерь в сетях, исполнители - уметь решать конкретные задачи. Обучение должно преследовать не только цели получения новых знаний и навыков, но и обмена передовым опытом, распространения этого опыта во всех предприятиях электрических сетей.

Однако одних знаний и умений недостаточно. В сетевой и сбытовой компаниях должна быть разработана, утверждена и эффективно действовать система поощрения за снижение потерь электроэнергии в сетях, выявление хищений электроэнергии с обязательным оставлением части полученной прибыли от снижения потерь (до 50 %) в распоряжении персонала, получившего эту прибыль.

Очень важен контроль со стороны руководителей сетевой и сбытовой компаний за эффективностью работы контролеров, мастеров и монтеров РЭС с целью предотвращения получения личного дохода непосредственно с виновников хищений, «помощи» потребителям по несанкционированному подключению к сетям и т.п.

В конечном счете, в сетевой и сбытовой компаниях должен быть создан такой экономический механизм, который бы ставил в прямую зависимость рост зарплаты персонала от его квалификации, активности и эффективности действий в области снижения потерь, если, конечно, действия этого персонала влияют на значение потерь.

Учет человеческого фактора в снижении потерь электрической энергии можно представить в виде схемы, отраженной на рисунке 5.2.

Решающее значение на эффективность снижения потерь оказывает организация работы по реализации соответствующей программы действий, в ходе которой необходимо:

- подготовить и выпустить соответствующий приказ дирекции электросетевои организации, определяющий структуру и схему взаимодействия подразделений с назначением персонально ответственных за решение задач, указаниям сроков выполнения этапов и системы контроля исполнения поручений;

- обеспечить назначенную приказом группу ответственных специалистов соответствующими полномочиями и материальными средствами, определив объемы и источники финансирования этих средств и проекта в целом;

- установить строгую и четкую систему управления проектом, обеспечить текущий контроль за его ведением и оценку полученных результатов.

Общее руководство практической реализацией программы, контролем и анализом результатов должен осуществлять один из первых руководителей электросетевой организации.

Выбор обоснованного перечня приоритетных технических и коммерческих потерь электроэнергии расчета структуры потерь, расчета фактических потерь электроэнергии по фидерам, центрам питания и электрической сети в целом. Так как технические и особенно коммерческие потери электроэнергии сосредоточены в основном в электрических сетях 0,4-10 кВ, наибольшее внимание должно быть уделено уточнению расчетов балансов и технических потерь в электрических сетях именно этого класса напряжения.

Снижение технических потерь электрической энергии

Основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения надежности работы и пропускной способности электрических сетей, сбалансированности их режимов, т.е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий. Эти мероприятия нашли отражение в концепциях развития и техперевооружения электрических сетей на период до 2010г., разработанных институтами Энергосетьпроект и РОСЭП (Сельэнергопроект).

Основными из этих мероприятий, кроме достаточно хорошо известных [6, 14], для системообразующих электрических сетей 110 кВ и выше являются:

- налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств, в том числе: управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности, для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей,;

- строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от «запертых» электростанций для ликвидации дефицитных узлов и уменьшения транзитных перетоков активной мощности;

- развитие нетрадиционной и возобновляемой энергетики для выдачи малых мощностей в удаленные дефицитные узлы электрических сетей, в том числе: малых ГЭС, ветроэлектростанций, приливных, геотермальных ГЭС и т.п.

Очевидно, на ближайшую и удаленную перспективу останутся актуальными оптимизация режимов электрических сетей по активной и реактивной мощности, регулирование напряжения в сетях, оптимизация загрузки трансформаторов, выполнение работ под напряжением и т.п.

К приоритетным мероприятиям по снижению технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ относятся:

- использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;

- увеличение доли сетей напряжением 35 кВ;

- сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

- применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

- использование максимального допустимого по механической прочности опор сечения провода в электрических сетях 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;

- разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности: распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода; встроенных в КТП и ЗТП конденсаторных батарей и т.п.;

- применение столбовых трансформаторов малой мощности 6-10/0,4 кВ для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;

- более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

- комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности

неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

- повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

Необходимо сформулировать новые подходы к выбору мероприятий по снижению технических потерь и оценке их сравнительной эффективности в условиях акционирования энергетики, когда решения по вложению средств принимаются уже не с целью достижения максимума «народнохозяйственного эффекта», а получения максимума прибыли данного ЭСО, достижения запланированных уровней рентабельности производства, распределения электроэнергии и т.п.

Снижение коммерческих потерь электрической энергии

Рассмотренная структура коммерческих потерь электроэнергии (см. раздел 4) позволяет наметить пути их снижения.

Основной стратегический путь этого снижения- совершенствование учета отпущенной в электрическую сеть и полезно потребленной электроэнергии. Мероприятия по совершенствованию и повышению точности учета электроэнергии достаточно хорошо известны. Их типовой перечень включен в отраслевую инструкцию [14], а некоторые дополнения к нему рекомендованы в циркуляре РАО «ЕЭС России» от 23.0.99 №01-99 (Э) (см. п.7.6).

На сегодняшний день становится все более очевидным, что главными направлениями совершенствования системы учета электроэнергии являются:

- замена старых, отработавших свой ресурс индукционных счетчиков класса точности 2,5 на новые. Это позволит в среднем повысить учитываемый полезный отпуск электроэнергии на 10-12 %;

- поверка и метрологическая аттестация ТТ и ТН в рабочих условиях эксплуатации, создание и внедрение соответствующих поверочных средств для измерительных трансформаторов всех ступеней напряжения;

- установка дополнительных СЭ, ТТ и ТН, обеспечивающих учет отпуска и потерь электроэнергии по ступеням напряжения;

- совершенствование и внедрение аттестованных в установленном порядке программ расчета технических потерь электроэнергии [6];

- активизация внедрения автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) на электрических станциях, подстанциях, у крупных потребителей с постепенным переходом к внедрению АСКУЭ бытового потребления;

- информационная и функциональная увязка АСКУЭ и автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) ПЭС и МГЭС;

- создание автоматизированных баз данных по потребителям электроэнергии (юридическим и физическим лицам) с их привязкой к электрическим сетям для: контроля за динамикой потребления электроэнергии по месяцам и годам и ее соответствия динамике объема выпускаемой продукции, например; расчета и анализа фактических и допустимых небалансов электроэнергии по электрическим сетям;

- корректировка ПУЭ, строительных норм и правил проектной документации для защиты бытовых / электросчетчиков от хищений и разрушения потребителями, ужесточение мер ответственности за эти хищения и разрушения;

- широкое внедрение счетчиков прямого включения с предоплатой.

Практическая реализация перечисленных мероприятий требует значительных капиталовложений и времени и позволит уменьшить коммерческие потери электроэнергии максимум на 30-35 %.

В условиях общего спада нагрузки и отсутствия средств на развитие, реконструкцию и техперевооружение электрических сетей становится все более очевидным, что каждый вложенный рубль в совершенствование системы учета сегодня окупается значительно быстрее, чем затраты на повышение пропускной способности сетей и даже на компенсацию реактивной мощности.

Еще примерно 30-35 % коммерческих потерь — это хищения электроэнергии. В борьбе с хищениями электроэнергии практически нет мелочей. Она должна вестись планомерно, постоянно и по всем направлениям возможных хищений, начиная с оснащения контролеров приборами по выявлению скрытых проводок, образцовыми однофазными счетчиками, токоизмерительными клещами на телескопических изолирующих штангах для измерения токов на вводах и т.п., до: замены голых проводов на вводах в частные владения на изолированные кабели; выноса приборов учета за границу частных владений; применения счетчиков электроэнергии, защищенных от хищений электроэнергии, в том числе установки счетчиков совместно с УЗО и т.п.

Для эффективного решения перечисленных задач должна быть существенно повышена роль и активность служб метрологии электросетевых организаций в части:

- контроля технического состояния и соблюдения сроков госповерки приборов расчетного и калибровки приборов технического учета электроэнергии;

- разработки мероприятий по совершенствованию схемы расстановки приборов расчетного и технического учета электроэнергии в общесистемных и распределительных сетях;

- устранения причин появления на электростанциях и подстанциях 35-110 кВ фактического небаланса электроэнергии, превышающего допустимый;

- разработки и выполнения мероприятий по дальнейшему совершенствованию учета и отпущенной потребителям электроэнергии;

- создания и использования автоматизированных рабочих мест метролога (АРМ-метролог) в электросетевых предприятиях для более достоверного расчета допустимых небалансов электроэнергии на подстанциях и в сетях с учетом баз данных по реальным метрологическим характеристикам, счетчиков, ТТ и ТН;

- разработка и внедрение местных методик выполнения измерений электрической мощности и электроэнергии на основе типовых методик (РД 34.11.334-97 и РД 34.11.333-97).

С учетом рассмотренных выше структуры коммерческих потерь электроэнергии и мероприятий по их снижению, на основании Закона РФ «Об обеспечении единства измерений» и ГОСТ Р 8.563-96 «ГСИ. Методики выполнения измерений», представляется целесообразным разработать Типовую методику выполнения измерений потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций.

Это позволит привести методы выполнения измерений отчетных и расчета технических потерь в строгое соответствие с указанным Законом РФ и с ГОСТ Р 8.563-96, повысить объективность оценки погрешностей потерь электроэнергии и, в конечном счете, более обоснованно подойти к выбору мероприятий по снижению потерь.

Наконец, последние 30-35 % коммерческих потерь, обусловленных неодновременностью оплаты коммунально-бытовыми потребителями за электроэнергию, ручным съемом показаний электросчетчиков, неумышленными ошибками в снятии показаний, можно снизить за счет повышения уровня работы с потребителями, эффективности их обслуживания, активной пропаганды в средствах массовой информации важности решения проблемы снижения потерь в сетях для уменьшения уровня тарифов на электроэнергию.

Одним из главных условий реального внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии, особенно связанных со снижением уровня хищений электроэнергии, является создание соответствующей нормативно-правовой базы.

.

8. Разработка программы снижения потерь электрической энергии

Общие положения

1 Разработка и реализация программы мероприятий по снижению потерь электрической энергии выполняются в целях доведения фактических (отчетных) потерь электроэнергии до значения нормативных технологических потерь электроэнергии.

2 В соответствии с [6], планируемый эффект от снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятий является составной частью норматива потерь электроэнергии на регулируемый период.

3 Программы по снижению потерь электрической энергии в ЭСО должны разрабатываться на основании комплексного анализа структуры и динамики технических и коммерческих потерь электроэнергии, являющихся структурными составляющими фактических потерь.

4 Разработка программы снижения потерь электроэнергии должна выполняться по результатам проведения аудита с привлечением внешних аудиторов или силами собственного персонала.

5 Процесс разработки и внедрения программы по снижению потерь электрической энергии в ЭСО должен включать три этапа:

1)диагностику и аудит, определение резервов снижения потерь;

2)разработку и утверждение программы действий;

3)практическую реализацию программы, анализ конечных результатов.

6 Резервы от снижения технических потерь электроэнергии определяются по результатам расчета и выявления "очагов" технических потерь.

7 Резервы от снижения коммерческих потерь электроэнергии определяются по результатам расчета балансов электроэнергии по электрической сети.

8 Разрабатываемая программа действий по снижению потерь электрической энергии должна быть среднесрочной (на 5-10 лет) с разбивкой по годам и содержать перечень мероприятий с оценкой их технико-экономической эффективности, а также сроки внедрения мероприятий. За выполнением каждого мероприятия закрепляется ответственный исполнитель.

9 Программа снижения потерь электроэнергии должна быть обеспечена финансовыми, материальными и людскими ресурсами для практической реализации разработанных мероприятий.

10 Контроль разработки и выполнения программы по снижению технических и коммерческих потерь электрической энергии внутри сетевой компании осуществляет из первых руководителей компании.

Порядок разработки программы по снижению потерь электрической энергии

1 Разработка программы снижения потерь электроэнергии основана на результатах энергетического обследования ЭСО, проводимого с привлечением внешних специалистов или собственными силами персонала ЭСО.

2 В процессе аудита определяются резервы снижения потерь электроэнергии по результатам выполнения анализа:

- численных значений и динамики фактических потерь электроэнергии, структурных составляющих технических и коммерческих потерь;

- существующих систем расчетного и технического учета;

- режимов работы электрических сетей;

- технического состояния основного оборудования электрической сети; параметров качества электроэнергии;

- эффективности сбора информации о потреблении электроэнергии.

3 В соответствии с определенными резервами снижения потерь электроэнергии, структурой технических и коммерческих потерь электроэнергии разрабатывается перечень мероприятий по их снижению.

4 Типовой перечень мероприятий представлен в [6] и состоит из трех групп:

организационные мероприятия;

- технические мероприятия;

- мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии;

В разделе 5.5 настоящего пособия представлен более широкий круг групп мероприятий по снижению потерь

5 Мероприятия первой группы направлены в основном на снижение технических потерь электроэнергии, практически не требуют дополнительных

капиталовложений и должны внедряться в условиях эксплуатации и оперативного управления электрических сетей в приоритетном порядке в зависимости от расчетного абсолютного эффекта снижения технических потерь электроэнергии от их внедрения.

6 Мероприятия второй группы направлены на снижение технических потерь электроэнергии, требующие, как правило, дополнительных капиталовложений на их внедрение, разрабатываемые в составе схем развития, проектов реконструкции или технического перевооружения электрических сетей.

7 Мероприятия второй группы должны внедряться в очередности, зависящей от расчетных значений чистого дисконтированного дохода (ЧДД) или с большими значениями ЧДЦ и сроков окупаемости затрат на их выполнение. Мероприятия с меньшими сроками окупаемости затрат внедряются в первую очередь.

8 Мероприятия третьей группы направлены на снижение коммерческих потерь электроэнергии. Внедрение этих мероприятий не оказьюает прямого влияния на экономию электроэнергии (снижение технических потерь), но повышает точность информации о фактических потерях электроэнергии, о структуре баланса и перетоков электроэнергии по ступеням напряжения, о величине поступившей в сеть и отпущенной из сети электроэнергии. Практически все мероприятия этой группы требуют капиталовложений. И только незначительная часть мероприятий из этой группы носят организационный характер и не требуют затрат.

9 Очередность внедрения мероприятий, не требующих дополнительных затрат, определяется в зависимости от величины снижения потерь электроэнергии в результате их внедрения.

10В соответствии с разработанными мероприятиями, требующими затрат на их внедрение, определяется объем необходимого финансирования. В случае невозможности обеспечения всего запланированного перечня затратных мероприятий по снижению потерь их перечень сокращается. При этом в отредактированном перечне мероприятий остаются первоочередные мероприятия с наибольшим эффектом от внедрения.

11. По результатам определения очередности внедрения мероприятий и объемов финансирования формируется программа снижения потерь электроэнергии с результирующим перечнем мероприятий (таблица 8.1). Для каждого мероприятия в программе должны быть указаны:

- срок исполнения;

- объемы мероприятий;

- затраты на внедрение;

- годовое снижение потерь электроэнергии по результатам внедрения;

- ответственный исполнитель (подразделение и персональный ответственный).

- Таблица 8.1.

№ п/п	Наименование мероприятий	Срок испол­нения	Объемы меро­приятий	Затраты, тыс. руб.	Годовое снижение потерь электро­энергии, тыс. кВт.ч.	Ответст­венная служба	Фамилия И.О., должность исполнителя
ВСЕГО

Типовой перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Основной перечень типовых мероприятий по снижению потерь электрической энергии приведен в Инструкции по снижению технологического расхода электрической энергии.

Мероприятия по оптимизации режимов электрических сетей и совершенствованию их эксплуатации

Оптимизация установившихся режимов электрических сетей: по реактивной мощности; уровням напряжения

Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями переключениями в ее схеме

Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями

Отключение в режимах малых нагрузок: линий электропередачи в замкнутых электрических сетях и на двухцепных линиях; трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами, отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой

Сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования сетей: линий, трансформаторов, синхронных компенсаторов; комплексных ремонтов: присоединений; ячеек; подстанций; распределительных устройств и др.

Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, том числе: оптимизация продолжительности работы и числа включенных вентиляторов охлаждения трансформаторов и автотрансформаторов; оптимизация работы средств отопления и освещения зданий управления подстанцией

Ввод в работу неиспользуемых средств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) и автоматического регулирования (АРН)

Выполнение ремонтных и эксплутационных работ под напряжением

Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ

Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей

Мероприятия по строительству, реконструкции и развитию электрических сетей, вводу в работу энергосберегающего оборудования

Установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях: батарей конденсаторов; шунтирующих реакторов; статических компенсаторов

Увеличение рабочей мощности установленных в электрических сетях компенсирующих устройств

Замена перегруженных, установка и ввод в эксплуатацию дополнительных силовых трансформаторов на действующих подстанциях

Установка и ввод в работу: вольтодобавочных трансформаторов с поперечным регулированием; устройств РПН на трансформаторах с ПБВ; регулировочных трансформаторов; устройств автоматического регулирования коэффициента трансформации на трансформаторах с РПН; устройств автоматического регулирования мощности батарей статических конденсаторов

Оптимизация загрузки электрических сетей за счет строительства: линий; подстанций

Установка и ввод в работу средств определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности аварийных неоптимальных режимов Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиям

Перевод на более высокое номинальное напряжение: линий, подстанций Разукрупнение распределительных линий 0,38-35 кВ

Мероприятия по совершенствованию расчетного и технического учета, метрологического обеспечения измерений электроэнергии

Инвентаризация измерительных комплексов электроэнергии, в том числе счетчиков трехфазных; трансформаторов тока; трансформаторов напряжения

Разработка, аттестация и ввод в действие: местных инструкций по учету электроэнергии; местных методик выполнения измерений электрической энергии; местных методик выполнения измерений электрической мощности; типовой методики выполнения измерений потерь напряжения в линях соединения счетчика с ТН; типовой методики выполнения измерений вторичной нагрузки ТТ в условиях эксплуатации; типовой методики выполнения измерений мощности нагрузки ТН в условиях эксплуатации

Ремонт счетчиков

Проверка в условиях эксплуатации: ТТ, в том числе с фактическими значениями вторичной нагрузки; ТН, в том числе с фактическими значениями мощности нагрузки

Составление паспортов-протоколов измерительных комплексов учета электроэнергии на энергообъектах

Определение фактических рабочих условий применения и погрешностей средств измерений электроэнергии

Проведение калибровки и поверки счетчиков электроэнергии: трехфазных; однофазных

Проведение проверок схем присоединения измерительных ТТ, ТН и счетчиков

Установка отдельных счетчиков учета электроэнергии, расходуемой на: собственные нужды подстанций; хозяйственные нужды подстанций.

Установка отдельных счетчиков для потребителей, получающих электроэнергию от трансформаторов собственных нужд

Установка на границах балансовой принадлежности сетевой компании недостающих: счетчиков электроэнергии; трансформаторов тока; трансформаторов напряжения

Установка недостающих счетчиков: расчета баланса по ПС; для другого ПО Замена счетчиков на счетчики повышенных классов точности Замена измерительных трансформаторов на трансформаторы повышенных классов точности, в том числе: трансформаторов тока; трансформаторов напряжения Установка счетчиков потерь на линиях

Установка счетчиков технического учета на границах электрических сетей Установка приборов учета со стороны сетевой компании для контроля потребления электроэнергии энергоемкими потребителями

Установка автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ): на подстанциях

Устранение недогрузки и перегрузки: трансформаторов тока; трансформаторов напряжения

Устранение недопустимых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к трансформаторам напряжения

Компенсация индуктивной нагрузки трансформаторов напряжения Устранение недопустимых условий работы счетчиков по условиям вибрации, обогрева и т.п.

Проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятия показаний счетчиков

Организация оптимального маршрута при снятии показаний счетчиков Определение потребителей электроэнергии, искажающих качество электроэнергии

Установка счетчиков, защищенных от искажений качества электроэнергии.

Организация согласованного учета электроэнергии энергоснабжающей энергообъектом и мощным потребителем, искажающим качество электроэнергии.

Оснащение метрологической службы: современными образцовыми средствами; поверочным оборудованием; необходимой вычислительной техникой; специализированной мобильной метрологической лабораторией; транспортными средствами.

Увеличение штата персонала метрологической службы

Внедрение автоматизированной системы планирования ремонтов, поверки, замены и модернизации системы учета (автоматизированное рабочее место метролога). Оснащение коттеджных поселков двухтарифными счетчиками Установка счетчиков пря