Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Хакасский технический институт — филиал ФГАОУ ВО
«Сибирский федеральный университет»
институт
Электроэнергетика
кафедра
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
Г.Н.Чистяков
подпись инициалы, фамилия
« » 017 г.
13.03.0 «Электроэнергетика и электротехника»
код – наименование направления
Анализ и оценка структуры коммерческих потерь электроэнергии в
электрических сетях ООО «МРЭС» производственная база РЭС-1
тема
Руководитель ____________ доцент каф. ЭЭ. к.э.н. Н.В.Дулесова
подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия
Выпускник ____________ В.Н.Александров
подпись, дата инициалы, фамилия
Нормоконтролер ____________ А.В.Коловский
подпись, дата инициалы, фамилия
Абакан 017
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Хакасский технический институт — филиал ФГАОУ ВО
«Сибирский федеральный университет»
институт
Электроэнергетика
кафедра
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
Г.Н.Чистяков
подпись инициалы, фамилия
« » 017 г.
ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ
в виде бакалаврской работы Студенту Александрову Виктору Николаевичу________________________
(фамилия, имя, отчество студента) Группа ЗХЭн-1-01 (З-1) Направление _______13.03.0____________________
(код) ____________________«Электроэнергетика и электротехника»__________________________
(наименование) Тема выпускной квалификационной работы: Анализ и оценка структуры коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях ООО «МРЭС» производственная база РЭС -1_ Утверждена приказом по университету № __14__от____8.0.017 г.____________________ Руководитель ВКР: _Н.В.Дулесова, доцент каф. «Электроэнергетика», к.э.н._______________
(инициалы, фамилия, должность и место работы) Исходные данные для ВКР: Однолинейная схема электрических соединений ПС №34 «Насосная 110/10», данные технико-экономических показателей предприятия за 011-016 г.г., данные о полезном отпуске на подстанциях, фактических и нормативных потерях электроэнергии._____ Перечень разделов выпускной квалификационной работы: Введение. 1 Теоретическая часть. 1.1 Понятие и структура коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. 1. Причины возникновения коммерческих потерь. 1.3 Методические аспекты анализа коммерческих потерь. Аналитическая часть. .1 Характеристика предприятия. . Нормирование потерь на предприятии. .3 Общая оценка эффективности деятельности ООО «МРЭС». .4 Анализ коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях производственной базы РЭС-1. . Анализ и оценка коммерческих потерь ПС №34 «Насосная». 3 Мероприятия по снижению коммерческих потерь в электрических сетях ООО «МРЭС» РЭС-1 . Заключение. Перечень обязательных листов графической части: 1. Структура потерь электроэнергии. . Однолинейная схема электрических соединений ПС №34 «Насосная 110/10». 3. Анализ коммерческих потерь электроэнергии. 4. Мероприятия по снижению коммерческих потерь в электрических сетях.
Автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии
... автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) на базе многофункциональных высокоточных микропроцессорных электросчетчиков, анализ работы действующих систем учета ... автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях Энергорынка – государственного предприятия, осуществляющего руководство оптовым рынком электрической энергии [ 1 ]. Использование автоматизированных систем ...
Руководитель ВКР _________________ Н.В.Дулесова
(подпись) (инициалы и фамилия)
Задание принял к исполнению _________________ В.Н.Александров
(подпись) (инициалы и фамилия)
«___» ___________ 017г.
РЕФЕРАТ
Выпускная квалификационная работа по теме «Анализ и оценка структуры коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях ООО «МРЭС» производственная база РЭС-1» содержит 63 страницу текстового документа, 7 рисунков, 1 таблицы, 7 использованных источников, 4 листа графического материала.
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ, КОММЕРЧЕСКИЕ ПОТЕРИ, СТРУКТУРА, НОРМИРОВАНИЕ, ПОТРЕБИТЕЛЬ, ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ, ХИЩЕНИЕ.
Объект исследований – районные распределительные электрические сети, питающие потребителей РЭС-1.
Предмет исследований – способы анализа и оценки коммерческих потерь в электрических сетях.
Методы исследования – комплексное исследование коммерческих потерь по результатам деятельности распределительных сетей района.
Научная новизна – использование комплексных методов оценки структуры коммерческих потерь с применением исходной информации по результатам деятельности распределительных сетей.
Цель работы заключается в анализе структуры и последующей оценке коммерческих потерь в электрических сетях для выработки рекомендаций по их снижению.
Значимость работы – обусловлена тем, что полученные результаты нашли отражение в методических разработках ООО «МРЭС» и в настоящее время включены в инструктивные материалы.
Область применения – работа может быть предложена электросетевым организациям как методика оценки и разработки мероприятий по снижению коммерческих потерь.
Задачи выпускной квалификационной работы:
выделить методические аспекты анализа и оценки коммерческих потерь в электрических сетях;
выполнить анализ структуры потерь в электрической сети;
выполнить оценку коммерческих потерь в электрической сети;
предложить мероприятия по снижению коммерческих потерь в электрических сетях производственной базы РЭС-1.
В течение проработки проекта были получены следующие результаты:
представлены теоретические обоснования необходимости снижения
коммерческих потерь в электрических сетях;
сформированы исходные данные для анализа и оценки коммерческих
потерь электрической энергии;
Выпускной квалификационной работы «Разработка проекта узла коммерческого ...
... а также общие технические требования к узлам коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя [13]. Правила действуют на территории Российской Федерации и обязательны для ... потери давления в трубопроводе (25-30 кПа) даже на номинальном расходе. Электромагнитные теплосчетчики, в основе которых лежат электромагнитные расходомеры, используют способность измеряемой жидкости возбуждать электрический ...
выполнен анализ коммерческих потерь и их структурных составляющих;
выполнена оценка и предложены мероприятия по снижению коммерческих потерь в районных электрических сетях.
ABSTRACT
Graduation qualification work on the topic «Analysis and evaluation of the structure of commercial electricity losses in electric grids of LLC»MRES «production base of RES-1» contains 63 pages of a text document, 8 drawings, 3 tables, 7 used sources, 3 sheets of graphic material.
ELECTRIC NETWORK, COMMERCIAL LOSSES, STRUCTURE, NORMALIZATION, CONSUMER, ELECTRICITY, PURIFICATION.
The object of research is the regional distribution electric networks feeding consumers of RES-1.
The subject of research is the ways of analyzing and assessing commercial losses in electrical networks.
Research methods — a comprehensive study of commercial losses based on the results of the distribution network in the district.
Scientific novelty is the use of complex methods for estimating the structure of commercial losses with the use of initial information on the results of distribution networks.
The purpose of the work is to analyze the structure and subsequent assessment of commercial losses in electrical networks to develop recommendations for their reduction.
The significance of the work is due to the fact that the results obtained are reflected in the methodological developments of LLC «MRES» and are now included in the instructional materials.
Scope of application — the work can be offered to electric grid organizations as a methodology for assessing and developing measures to reduce commercial losses.
The tasks of the final qualifying work:
to allocate methodical aspects of the analysis and estimation of commercial losses in electric networks;
perform an analysis of the structure of losses in the electrical network;
perform an assessment of commercial losses in the electrical network;
propose measures to reduce commercial losses in the electrical networks of the RES-1 production base.
During the development of the project, the following results were obtained:
theoretical justification of the need to reduce commercial losses in electric networks;
initial data for analysis and estimation of commercial losses of electric energy are generated;
analysis of commercial losses and their structural components;
evaluation was carried out and measures were proposed to reduce commercial losses in the regional electric grids.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение……………………….………………………………………………… 7 1 Теоретическая часть………………………………………..…………………. 8 1.1 Понятие и структура коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях……………………………………………………..…… 8 1. Причины возникновения коммерческих потерь……………………….. 10
1..1 Несанкционированное потребление электрической энергии……. 14 1.3 Методические аспекты анализа коммерческих потерь………………… 16 Аналитическая часть……….…………………………………………………. 19 .1 Характеристика предприятия………..…………………………………… 19 . Нормирование потерь на предприятии…………………………………. 3 .3 Общая оценка эффективности деятельности ООО «МРЭС»……..…… .4 Анализ коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях производственной базы РЭС-1……………………………………………….. 8 . Анализ и оценка коммерческих потерь ПС №34 «Насосная»………… 3 3 Мероприятия по снижению потерь в электрических сетях ООО «МРЭС» РЭС-1………………………………………..…………….……………………… 46 Заключение……………………………………………………………………….. 60 Список использованных источников…………………………………..………. 61 Приложение А……………………………………………………..…………….. 63
Заключение международных коммерческих контрактов
... продавца и покупателя на территории разных государств. 2. Форма международного коммерческого контракта Существуют две формы международного коммерческого контракта - устная и письменная. Устная форма предполагает наличие устной договоренности ... Law and Practice. Oxford, 2007; Fazio S. The Harmonization of International Commercial Law. The Hague, 2007; Reiley E. International Sales Contracts: The UN ...
ВВЕДЕНИЕ
Коммерческие потери электроэнергии в электрических сетях – важнейший показатель эффективности и рентабельности их работы. Снижение коммерческих потерь электрической энергии – один из путей и реальных источников поступления денежных средств, направляемых на развитие электрических сетей, на повышение надежности и качества электроснабжения потребителей.
Анализ литературных источников и практические данные показывают, что несовершенство законодательно — правовой базы, отсутствие у сетевых предприятий прямых договорных отношений по энергоснабжению с потребителями, недостаточное финансирование и невозможность значительного увеличения штата сотрудников, контролирующих электропотребление, рост несанкционированного потребления электричекой энергии ограничивает возможности сетевых организации в выявлении и устранении причин возникновения коммерческих потерь электроэнергии.
Актуальность данной работы связана со значительным распространением исследуемого явления и заключается в необходимости разработки мероприятий по снижению коммерческих потерь в электрических сетях.
Объект исследований – районные распределительные электрические сети, питающие потребителей РЭС-1.
Предмет исследований – способы анализа и оценки коммерческих потерь в электрических сетях.
Цель работы заключается в анализе структуры и последующей оценке коммерческих потерь в электрических сетях для выработки рекомендаций по их снижению.
Задачи выпускной квалификационной работы:
выделить методические аспекты анализа и оценки коммерческих потерь в электрических сетях;
выполнить анализ структуры потерь в электрической сети;
выполнить оценку коммерческих потерь в электрической сети;
предложить мероприятия по снижению коммерческих потерь в электрических сетях производственной базы РЭС-1.
В работе применяются методы комплексного исследования коммерческих потерь в электрических сетях, такие, как анализ динамики реализации электрической энергии с разделением ее на отпуск электроэнергии в сеть и отпуск потребителям, сопоставление динамики фактических потерь и нормативных потерь с динамикой отпуска электроэнергии в сеть, анализ и оценка структуры коммерческих потерь в динамике, выявление причин повышенных коммерческих потерь с детальным анализом.
Практическая значимость работы заключается в том, что она может быть предложена электросетевым организациям как методика оценки и разработки мероприятий по снижению коммерческих потерь.
1 Теоретическая часть
1.1 Понятие и структура коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях
Организация внутризаводских взаиморасчетов по удельным и общим ...
... службами поставщика электроэнергии и подстанции; необходимость создания АСКУЭ на крупных промышленных предприятиях, где наряду с коммерческим учетом необходим внутризаводской (технический) учет. Как правило, ... предназначены для подключения приборов коммерческого учета, и имеющие класс точности не ниже 0.2S, O.SS [4.8]. 2. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) В ...
Коммерческие потери электроэнергии в электpических сетях – важнейший показатель экономичности их pаботы, наглядный индикатор сoстояния системы учета электроэнергии, эффективности электросетевых организаций.
Собирательное выражение «коммерческие потери электроэнергии» на сегодняшний день не закреплено в законодательстве, но встречается в отраслевых нормативно-технических документах. В одном из них под коммерческими потерями понимается разность между отчетными и техническими потерями, при этом «техническими потерями электроэнергии» считается весь «технологический расход электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям, определяемый расчетным путем» [1].
Также, в форме федерального статистического наблюдения № 3-Н «Сведения о производстве и распределении электрической энергии», утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 01.10.01 г. № 09, используется отчетный показатель «коммерческие потери». Его определение в рамках формы звучит как «данные о количестве электроэнергии, не оплаченной абонентами» [0].
Коммерческие потери невозможно измерить приборами и рассчитать по самостоятельным формулам. Они определяются математически как разность между фaктическими и технoлогическими потерями электроэнергии и не подлежат включению в норматив потерь электрoэнергии. Затраты, связанные с их оплатой, не кoмпенсируются тарифным pегулированием [1].
Применяемое определение «коммерческие» (англ. «commerce» – «торговля») для этого вида потерь, подчеркивает связь убытка с процессом оборота товара, которым является электроэнергия. Потери электроэнергии, относимые к категории кoммерческих, большей частью являются электропотреблением, которое по разным причинам не зафиксировано документально. Поэтому оно не учтено как отпуск из сетей, и никому из потребителей не предъявлено к оплате [1].
В соответствии с действующим законoдательством, сетевые оpганизации обязаны оплачивать фактические потеpи электроэнергии, возникшие в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства, как следствие, и коммерческие потери в их составе.
Коммерческие потери электроэнергии являются прямым финансовым убытком сетевых компаний. Являясь, с одной стороны, причиной денежных расходов сетевого предприятия, они в то же время являются и его упущенной выгодой от неоплаченной передачи электроэнергии. Поэтому сетевые организации в большей степени, чем другие участники рынка электроэнергии, заинтересованы в максимально точном учете электроэнергии и правильности расчетов её объемов в точках поставки на границах своей балансовой принадлежности [7].
В идеальном случае коммерческие потери электроэнергии в электрической сети, должны быть равны нулю. Однако, в реальных условиях отпуск в сеть, полезный отпуск и технические потери определяются с погрешностями. Разности этих погрешностей фактически и являются структурными составляющими коммерческих потерь[4].
Обобщенная структура коммерческих потерь электроэнергии в распределительных сетях может быть представлена в виде, показанном на рисунке 1.
Коммерческие потери
Измерение и учёт электрической энергии
... учету электроэнергии. С появлением в 70-х годах двадцатого века первых аналоговых и цифровых интегральных микросхем толчок в развитии получили и счетчики электрической энергии. ... приборы, для учёта расхода электроэнергии постоянного тока (электрический транспорт, электрифицированная железная дорога) - электродинамические счётчики. Количество электроэнергии, пропорциональное числу оборотов подвижной ...
Потери, обусловленные погрешностями измерений
отпущенной в сеть и полезно отпущенной потребителям
электроэнергии
Потери из-за недостатка энергосбытовой деятельности
и хищений
Потери от погрешности расчета технических потерь
Потери от низкого качества электроэнергии
Задержки по оплате
Рисунок 1– Структура коммерческих потерь
Потери, обусловленные погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной потребителям электроэнергии включают []: неправильное подключение электросчетчиков; погрешности снятий показаний; погрешности от неисправных приборов учета; сверхнормативные сроки службы; низкие коэффициенты мощности нагрузки. К потерям из-за недостатка энергосбытовой деятельности и хищений относятся:
потери при выставлении счетов;
наличие бесхозных потребителей;
несоответствие дат снятия показаний с расчетным периодом;
договоры безучетного потребления;
потери от хищений.
Задержки по отплате подразумевают длительно неоплаченные счета.
Перечисленные показатели являются структурными составляющими коммерческих потерь. Их своевременный анализ позволит сформулировать основные направления повышения эффективности функционирования электросетевого предприятия [].
Это разработка и внедрение мероприятий, связанных с:
предотвращением и выявлением фактов хищения электроэнергии, в том числе обнаружением мест несанкционированного подключения к линиям электроснабжения;
совершенствованием внутриорганизационной деятельности на энерго предприятии;
контролем своевременности и полноты платежей за потребленную электроэнергию;
реализацией функций оперативного диспетчерского управления на уровне каждого энергопотребителя;
контролем качества электроэнергии и оперативным устранением причин, вызывающих нарушение качества электроэнергии.
1. Причины возникновения коммерческих потерь
Коммерческие потери электроэнергии являются проявлением «человеческого фактора» и имеют под собой организационные, экономические, психологические и юридические корни [0].
Основные причины коммерческих потерь электроэнергии можно объединить в следующие группы: инструментальные потери, связанные с погрешностями измерений количества электроэнергии, износ приборов учета электроэнергии, погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям, несанкционированное потребление электрической энергии, погрешности расчетов технологических потерь электроэнергии [6].
Рассмотрим каждую из перечисленных групп более подробно.
1) Инструментальные потери, связанные с погрешностями измерений количества электроэнергии.
Работа измерительных комплексов электроэнергии сопровождается инструментальной погрешностью, зависящей от фактических технических характеристик приборов учета и реальных условий их эксплуатации.
Требования к измерительным приборам, установленные законодательными и нормативно–техническими документами, влияют в конечном итоге на максимально допустимую величину недоучета электроэнергии, которая входит в состав нормативных технологических потерь [16].
Отклонение фактического недоучета электроэнергии от расчетного допустимого значения относится к коммерческим потерям.
Государственное регулирование тарифов на тепловую и электрическую ...
... энергии; на электрическую энергию; на передачу электрической и тепловой энергии; на коммунальные услуги; расчет нормативного технологического расхода (потерь) тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям. Тихомиров Ю. А. обоснованный выбор их с учетом ...
Основные причины, приводящие к появлению инструментальных потерь [10]:
перегрузка вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения;
влияние на счетчик электроэнергии магнитных и электромагнитных полей различной частоты;
низкий коэффициент мощности (cos φ) измеряемой нагрузки;
несимметрия и значительное падение напряжения во вторичных измерительных цепях;
отклонения от допустимого температурного режима работы;
недостаточный порог чувствительности счетчиков электроэнергии;
завышенный коэффициент трансформации измерительных трансформаторов тока;
систематические пoгрешности индукционных электросчетчиков.
Также на результат измерений влияют следующие факторы, наличие которых во многом определяется существующим в сетевой организации уровнем контроля состояния и правильности работы используемого парка приборов учета [1]:
неисправность приборов учета;
сверхнормативные сроки службы измерительных комплексов;
ошибки при монтаже приборов учета, в т. ч. неправильные схемы их подключения, установка измерительных ТТ с различными коэффициентами трансформации в разные фазы одного присоединения и т.п.
) Износ приборов учета электроэнергии.
До сих пор в эксплуатации находятся устаревшие, выработавшие свой ресурс индукционные электросчетчики класса точности ,. Причем такие приборы учета встречаются не только у граждан-потребителей, но и у потребителей-юридических лиц.
Индукционные счетчики класса точности , исключены из Государственного реестра средств измерений, они не принемаются на государственную поверку и не производятся. Срок поверки для однофазного индукциoнного счетчика составляет 16 лет, а трехфазного счетчика – 4 года. Поэтому, по срокам межповерочного интервала, трехфазные индукционные электросчетчики класса точности , уже несколько лет не должны применяться для коммерческого учета электроэнергии.
Действующий в настоящее время ГОСТ Р 31-00 (МЭК 60311:003) распространяется на электромеханические (индукционные) счетчики ватт-часов классов точности 0,; 1 и . Для индукционных электросчетчиков класса , в настоящее время нет действующих нормативных документов, устанавливающих метрологические требования [16].
Применение однофазных индукционных электросчетчиков в настоящее время с классом точности , в качестве средств измерения не соответствует положениям Федерального закона от 6.06.008 № 10-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» [10].
3) Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям.
Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям обусловлены следующими факторами:
искажения данных о фактических показаниях счетчиков электроэнергии на любом этапе операционного процесса;
Сюда относятся ошибки при визуальном снятии показаний счетчиков, неправильный ввод информации в электронные базы данных и неточная передача данных, и т.п.
несоответствие информации о применяемых приборах учета, расчетных коэффициентах, их фактическим данным;
Ошибки могут возникать уже на этапе заключения договора, а также при неточном внесении информации в электронные базы данных, их несвоевременной актуализации и т.п. Сюда же следует отнести случаи замены приборов учета без одновременного составления актов и фиксации показаний снятого и установленного счетчика, коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов [1].
Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического ...
... При решении задач производственной практики были изучены следующие ... электроэнергии по электрическим сетям. Техническое обслуживание, ремонт и наладка введенных в эксплуатацию электрических сетей ... являются: Оказание услуг по передаче электрической энергии; Обеспечение эксплуатации ... или распоряжением. Журнале учета работ по нарядам и ... потерь в общем объеме переданной на реализацию электроэнергией. ...
неурегулированные договорные условия в области электроснабжения и оказания услуг по передаче электроэнергии в отношении состава точек поставки, приборов учета и используемых алгоритмов расчета потерь в электрооборудовании при их установке не на границе балансовой принадлежности, что может приводить не только к ошибкам в расчетах, особенно при смене владельца объекта, реструктуризации организаций потребителей электроэнергии и т.п., но и к фактическому «бездоговорному» электроснабжению объектов в отсутствие официального внесения конкретных точек поставки в договоры энергоснабжения или оказания услуг по передаче электроэнергии [3].
неодновременность снятия показаний приборов учета электроэнергии, как у потребителей, так и по точкам поступления электроэнергии в сеть (отдачи из сети);
установка приборов учета не на границе балансовой принадлежности сетей, неточности и погрешности применяемых алгоритмов расчета потерь электрической энергии в элементах сети от границы балансовой принадлежности до точки измерения, либо отсутствие таких алгоритмов для «дорасчета» потерь электроэнергии;
несоответствие календарных периодов выявления и включения неучтенной электроэнергии в объемы её передачи;
«безучетное» электроснабжение, с определением количества потребленной электроэнергии по установленной мощности электроприемников, а также с применением других нормативно-расчетных методик;
определение количества переданной электроэнергии расчетными методами в отсутствие приборов учета или его неисправности.
Такие случаи нарушают полoжения Федерального закона № 61 — ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 3.11.009, в чaсти оснащения приборами учета электрической энергии и их ввода в эксплуатацию [6].
наличие бесхозяйных сетей, отсутствие работы по установлению их балансодержателей;
недостаточная оснащенность приборами учета электрической энергии границ балансовой принадлежности электрических сетей, в т.ч. с многоквартирными жилыми домами;
применение замещающей (расчетной) информации за время недоучета электроэнергии при неисправности прибора учета.
4) Несанкционированное электропотребление.
Это одна из наиболее существенных составляющих коммерческих потерь.
Существуют три основных группы способов хищений электроэнергии:
механическое вмешательство в работу счетчика (сверление отверстий в донной части корпуса, крышке или стекле счетчика, вставка различных предметов типа пленки шириной 3 мм, иглы и т.п. для того, чтобы остановить вращение диска или сбросить показания счетчика, перемещение счетчика из нормального вертикального в полугоризонтальное положение для того, чтобы снизить скорость вращения диска, самовольный срыв пломб, нарушение в центровке осей механизмов для предотвращения полной регистрации расхода электроэнергии) [18]; электрические способы хищения («наброс» на выполненную голым проводом воздушную линию, инвертирование фазы тока нагрузки, применение различного типа «отмотчиков» для частичной или полной компенсации тока нагрузки с изменением ее фазы, шунтирование токовой цепи счетчика, установка «закороток», заземление нулевого провода нагрузки, нарушение чередования фазного и нулевого проводов в сети с заземленной нейтралью питающего трансформатора, отключение токовых цепей ТТ, замена нормальных предохранителей ТН на перегоревшие и т.п.); магнитные способы хищения (применение магнитов с внешней стороны счетчика может повлиять на его рабочие характеристики).
Рынок электроэнергии
... электроэнергию от разных электростанций, принадлежащих разным производителям, и улицы многих городов оказывались опутанными проводами воздушных линий электропередачи (кабели для подземной прокладки сетей стали применяться позднее). Следующий этап развития электроэнергетики ...
) Погрешности расчетов технологических потерь электроэнергии.
Поскольку коммерческие потери — расчетная величина, получаемая математически, то погрешности определения технологического расхода электроэнергии имеют прямое влияние на значение коммерческих потерь [].
Погрешности расчетов технологических потерь обусловлены применяемой методикой расчетов, полнотой и достоверностью информации.
Точность расчетов нагрузочных потерь электроэнергии, проводимых методов оперативных расчетов или расчетных суток, несомненно выше, чем при расчетах по методу средних нагрузок или обобщенным параметрам сети. К тому же, реальные технические параметры элементов электрической сети зачастую имеют отклонения от справочных и паспортных значений, применяемых в расчетах, что связано с продолжительностью их эксплуатации и фактическим техническим состоянием электрооборудования [9].
Информация о параметрах электрических режимов работы сети, расходах электроэнергии на собственные нужды, также не обладает идеальной достоверностью, а содержит некоторую долю погрешности. Все это определяет суммарную погрешность расчетов технологических потерь. Чем выше их точность, тем более точным будет и расчет коммерческих потерь электроэнергии [3].
1..1 Несанкционированное потребление электрической энергии
Одной из наиболее весомых составляющих коммерческих потерь является несанкционированное потребление электрической энергии, приобретающие в последние годы угрожающие масштабы.
Несанкционированное потребление электроэнергии можно объеденить в две большие группы: бездоговорное и безучетное потребление.
Вопросы бездоговорного и безучетного потребления электрической энергии урегулированы «Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии», утвержденными Постановлением Правительства РФ от 04.0.01 N 44 [11].
К случаям бездоговорного потребления электрической энергии отнoсятся:
- — потребление электрической энергии в отсутствие заключенного в установленном порядке договора электроснабжения;
- — самовольное подключение энергопринимающих устройств к объектам электросетевого хозяйства предприятия.
К случаям безучетного потребления электрической энергии относятся все факты потребления электроэнергии с нарушением установленного договором энергоснабжения поставки электрической энергии или договором оказания услуг по передаче электрической энергии со стороны потребителя.
Существуют три основных группы способов хищений электроэнергии: механические, электрические, магнитные [13].
Механические способы хищений электрической энергии – это механическое вмешательство в работу счетчика, которое может принимать различные формы, включая:
− сверление отверстий в донной части корпуса, крышке или стекле счетчика (вставка в отверстие различных предметов типа пленки шириной 3 мм, иглы и т.п. для того, чтобы остановить вращение диска или сбросить показания счетчика);
− самовольный срыв пломб, нарушение в центровке осей механизмов для предотвращения полной регистрации расхода электроэнергии;
− перемещение счетчика из нормального вертикального в полугоризонтальное положение для того, чтобы снизить скорость вращения диска;
− раскатывание стекла при вставке пленки, которая остановит дисковое вращение.
Обычно механическое вмешательство оставляет след на счетчике, который сложно обнаружить, если счетчик не будет полностью очищен от пыли и грязи и осмотрен опытным специалистом.
К механическому способу хищения электроэнергии можно отнести достаточно широко распространенные умышленные повреждения средств измерения бытовыми потребителями или хищения счетчиков, установленных на лестничных клетках жилых домов и бытовом секторе [4].
Электрические способы хищений электроэнергии. Наиболее распространенным электрическим способом хищений электроэнергии является так называемый «наброс» на выполненную голым проводом воздушную линию электропередач. Достаточно широко используются также такие способы, как:
− инвертирование фазы тока нагрузки;
− шунтирование токовой цепи счетчика − установка так называемых «закороток»;
− применение различного типа «отмотчиков» для частичной или полной компенсации тока нагрузки с изменением ее фазы;
− нарушение чередования фазного и нулевого проводов в сети с заземленной нейтралью питающего трансформатора;
− заземление нулевого провода нагрузки.
Если приборы учета включаются через измерительные трансформаторы, могут применяться также:
− отключение токовых цепей ТТ;
− замена нормальных предохранителей ТН на перегоревшие и т.п.
Магнитные способы хищений электроэнергии. Применение магнитов с внешней стороны счетчика может повлиять на его рабочие характеристики. В частности, можно при использовании индукционных счетчиков старых типов с помощью магнита замедлить вращение диска, в механических приборах учета замедляется или останавливается счетный механизм. В настоящее время новые типы счетчиков производители стараются защитить от влияния магнитных полей. Поэтому этот способ хищений электроэнергии становится все более ограниченным [4].
Все вышеперечисленные случаи бездоговорного и безучетного потребления являются фактами хищения электрической энергии.
Приведенная характеристика многочисленных и разнообразных способов хищения электрической энергии показывает, что все эти способы будут не только применяться в дальнейшем, но и совершенствоваться, принимая все более скрытые и изощренные формы. Для этого существуют объективные предпосылки, в том числе [17]:
повышение стоимости электроэнергии;
снижение платежеспособности населения;
сравнительная простота и доступность использования способов хищения электроэнергии;
несовершенство законодательной базы для привлечения недобросовестных потребителей к ответственности.
Поэтому для обнаружения, предотвращения и устранения хищения электрической энергии требуется продолжительная целенаправленная работа, требующая постоянного внимания и бдительности со стороны контролеров сетевых организаций, а также значительных материальных затрат на совершенствование средств учета электроэнергии, создание информационного обеспечения и эффективных технических средств для выявления фактов хищений [].
1.3 Методические аспекты анализа и оценки коммерческих потерь
Величина кoммерческих потерь электроэнергии зависит от значений других структурных показателей баланса электроэнергии.
Для того, чтобы узнать объем коммерческих потерь электроэнергии за определенный период, необходимо сначала составить баланс электроэнергии рассматриваемого участка электрической сети, определить фактические потери и рассчитать все составляющие технологических потерь электроэнергии [14].
Дальнейший анализ потерь электроэнергии помогает локализовать их участки и выявить причины их возникновения для последующей выработки мероприятий по их снижению.
Для исключения неопределенности любого рода при исследовании коммерческих потерь электроэнергии целесообразно использовать структуру таких потерь, в которой они разделены на составляющие, исходя из физической природы информационных потоков и самих потерь, реальных условий эксплуатации электрических сетей [8].
Такой подход обусловливает структуру потерь электроэнергии в распределительных сетях по следующим признакам:
в элементах сети;
в зависимости от параметров режима;
по качеству исходной информации.
Структурный анализ коммерческих потерь электроэнергии полагает их исследование в динамике:
по видам составляющих потерь;
по классам напряжения;
по видам оборудования;
по зависимости от отпуска электроэнергии в сеть;
по загрузке элементов сети;
по зависимости от пропуска электроэнергии через элемент, участок сети (отдельно для каждого вида потерь);
по типам потребителей электроэнергии и их процентному содержанию в электропотреблении;
по качеству информационных потоков;
по временным интервалам.
Детальный анализ коммерческих потерь электроэнергии в конкретной электрической сети позволит выбрать оптимальный инструментарий по их снижению и прогнозированию и получить наибольшую прибыль в условиях эксплуатации.
Для эффективного управления уровнем коммерческих потерь электроэнергии их комплексное исследование в распределительных сетевых организациях целесообразно осуществлять в следующем порядке:
1) Исследование динамики реализации электрической энергии с разделением ее на отпуск электроэнергии в сеть и отпуск потребителям
) Сопоставление динамики отчетных и технологических потерь с динамикой отпуска электроэнергии в сеть
3) Детальная структура потерь в динамике
4) Выявление «очагов» повышенных потерь по всем их оставляющим с детальным анализом.
Динамику отпуска электроэнергии в сеть и из сети и уровень потерь электроэнергии в распределительных сетях целесообразно проводить за 3- лет по сети в целом, и отдельно по классам номинальнoго напряжения.
При этом оценивается коррелированность потерь и их составляющих как с отпуском электроэнергии в сеть, так и с отпуском ее из сети, с загрузкой силовых трансформаторов и линий электропередач. Определяется характер тренда отпуска электроэнергии в сеть и соотносится с трендом потерь [8].
Структура нормативных и сверхнормативных потерь в сетевых компаниях необходима для выделения тех сетевых районов, в которых величина потерь электроэнергии недопустимо велика.
Дальнейший анализ потерь осуществляется в этих районах, а также соотношение потерь, в том числе и их составляющих, и отпуска электроэнергии в сеть по сезонам года (по месяцам).
Выделяются значащие составляющие потерь электроэнергии в процентах от отпуска в сеть и потребления электроэнергии, и проводится их анализ.
Осуществляется аналогичный анализ по присоединениям подстанций, определяются сверхнормативные потери, и выявляются те присоединения, в которых наблюдается недопустимо большой их уровень. Выявляются и анализируются причины сложившейся ситуации [0].
Для определения приоритетных направлений и последовательности внедрения мероприятий по снижению потерь необходим тщательный анализ:
технического состояния, условий применения и погрешностей приборов учета электроэнергии (трансформаторов тока, напряжения и счетчиков);
энергетических балансов электрических сетей в целом и их отдельных узлов (подстанций);
организации работы по внедрению мероприятий по снижению потерь.
На основе результатов анализа и оценки коммерческих потерь, разрабатываются основные мероприятия по снижению потерь электроэнергии по следующим направлениям:
1. Мероприятия по оптимизации режимов электрических сетей и совершенствованию их эксплуатации
. Мероприятия по совершенствованию технического учета, метрологического обеспечения измерений электроэнергии
3. Мероприятия по выявлению, предотвращению и снижению хищений электроэнергии
4. Мероприятия по уточнению расчетов нормативов потерь, балансов электроэнергии по фидерам, центрам питания и электрической сети в целом
. Мероприятия по строительству, реконструкции, техперевооружению и развитию электрических сетей, вводу в работу энергосберегающего оборудования
6. Мероприятия по совершенствованию организации работ, стимулированию снижения потерь, повышению квалификации персонала, контролю эффективности его деятельности.
Таким образом, снижение коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях это сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений, необходимых для оптимизации развития электрических сетей, совершенствования системы учета электроэнергии, внедрения новых информационных технологий в энергосбытовой деятельности и управления режимами сетей, обучения персонала и его оснащения средствами поверки средств измерений электроэнергии [8].
При этом, ни одно отдельно взятое организационное или техническое мероприятие не сможет дать ощутимого эффекта. Их применение должно быть комплексным, одно мероприятие должно дополнять другое. Комплексный подход позволит одновременно решать общую задачу снижения коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях [17].
Аналитическая часть
.1 Характеристика предприятия
Общество с ограниченной ответственностью «Межрайонные распределительные электрические сети» (ООО «МРЭС») учреждено в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации юридическими лицами: ОАО « Хакассетьремонт» (% уставного капитала общества) и ООО « СибирьЭнергоСервис» (9% уставного капитала общества).
Предприятие является юpидическим лицом и свою деятельность opганизует на основании Устава, ФЗ № 14 от 08.0.1998 (ред. от 9.1.01) «Об обществах с ограниченной ответственностью», Гражданского кодекса Российской Федерации и иными нормативно-правовыми актами.
Основным видом деятельности предприятия являются:
оказание услуг по передаче электрической энергии; бесперебойное, гарантированное, обеспечение потребителей электрической энергией необходимого качества на основании заключенных договоров;
выдача в установленном порядке технических условий и осуществление технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) физических и юридических лиц к электрическим сетям;
рассмотрение проектов и выдача заключения по ним;
эксплуатация электрических сетей.
Организационная структура предприятия включает в себя три производственные базы, в зону обслуживания которых включены территории следующих населенных пунктов Республики Хакасия:
РЭС-1: р.п. Усть-Абакан, пгт. Вершина Теи, п. Расцвет, с.Зеленое, с.Солнечное, с. Калинино, п. Имени Ильича, д. Курганная, д. Заря.
РЭС-: г. Сорск, с. Усть-Бюрь, п. Майский, аал. Чарков.
РЭС-3: г. Абаза.
Организационная структура предприятия представлена на рисунке .
Целью деятельности РЭС-1 является надежное и бесперебойное электроснабжение электрооборудования и электроустановок потребителей электрической энергией, поддержание рабочего состояния воздушных линий электропередач, кабельных линий, преобразовательных подстанций, оборудования.
Основные направления деятельности прозводственной базы РЭС-1:
обеспечение надежной и экономичной работы всех устройств и оборудования, находящихся на балансе РЭС, осуществление мер по предупреждению отказов, браков в работе и аварий, при выполнении ПТЭ и требований ПТБ;
круглосуточное обеспечение потребителя электрической энергией надлежащего качества, подаваемой в необходимых объемах; Рисунок – Организационная структура РЭС-1
контроль за экономичным расходованием электроэнергии и соблюдением ПУЭ на предприятии и в районе деятельности РЭС;
автоматизация учета электропотребления;
проектирование систем электроснабжения на напряжении до и выше 1 кВ;
реализация программ по техническому перевооружению и модернизации электрооборудования;
разработка и учет электрических схем питающих и распределительных сетей;
снижения потерь электроэнергии в сети путем оперативной оптимизации режимов ее работы;
снижения времени ликвидации аварий в сетях;
повышения качества и надежности функционирования линий электропередач;
уменьшения аварийного недоотпуска электроэнергии.
На обслуживании участка РЭС-1 находится 90 трансформаторных подстанций 10-6/0,4 кВ, восемь из которых являются двухтрансформаторными, которые в свою очередь запитаны от ПС №6 «Калининская», ПС №34 «Насосная», ПС №11 «Искож», ПС №1 «Гидролизная», ПС №84 «Солнечная».
Однолинейная схема ПС №34 «Насосная 110/10» представлена ниже на рисунке 3.
Территория, входящая в зону обслуживания РЭС-1 составляет , км.
Потребители электрической энергии в электрических сетях производственной базы РЭС-1 относятся преимущественно ко второй и третей категориям надежности.
Количество точек технологического присоединения составляет 614 единиц, в том числе:
юридические лица (340);
бюджетные учреждения (74);
население (00).
ООО
МРЭС
ПП-3 Раздел ПП-1
границ Районная
ТП-34-17 больница
АСБу
3х10
1Т 160
АСБ
км
3х10
3х0
Т
L=0,00км
0,03км
ААШВ
АСБу
«СТС»
3х10
L=0.03
L=0.07км
АСБу
3х10
0,1км
ЗН
0,18км
ЗН резерв ЗН
АСБу 3х0
ЗН ЗН ЗН
ЗН К согласующему в ст. ЗН в ст. в ст. в ст.
3х18
в ст.
ААШВ
в ст. ТП-34 тр-ру на ПС линии в ст. 1Т линии
L=1,30км
линии
АСБу
в ст. Т линии
3х18
линии 17-1 линии
ЗН
L=0.06км
Гидролизная ЗН 0 АСБ 3х10
в ст. «РОВД»
3х10
в ст. 0,1км ЗН
ААБЛу
линии линии ШР-1Т ШР ВН ф.16- ВН ф.16- в ст.
СР-1сек СР-сек 4 34/17 линии
ВН-Т
ВНф.4-08
ВНф.4-16
ТП-34-17- ТП-34-17-16 1
ВНф.3-34/17
ТП-34-17-09 630+400
ЗН ВН ф 34/08 63 ТП-34-17-3 9 ШР-Т в ст. ВН ф 0 «Профилакт 0
«Россе» х400 0 0
ШР-1Т
«Нефедов» орий» ПС 110/10 линии3
ШР-1Т
«Больница (нов)»
АСБу
ТП-34-17-3
3х10
34/17
ШР-Т
АСБу
L=0.0км
ВН-1Т
3х10
ВНф.4-34/
400 ЗН
ВН ф.01 L=0.0км
ВН-1Т ВН-Т ЗН В-10 №34
«Хлебозавод» ЗН в ст.
ТП-34-17-19 в ст. 1Т в ст. ТП-34-16-4
Т «Насосная»
0 линии «Рудич»
ВН-1Т
«Банк»
ВН ф 0-03
ЗН ЗН 1сек.-10 1 сек. в ст.
Т 1Т 6
в ст. Т
1Т 1Т Т
кВ 6 10 кВ ТП-34-16-4
17 8 «Искож»
СВ-1 ТП-34-17- 1Т Т сек
01 ААШВ ААШВ ТП-34-08 0+400 3х10 3х18 10кВ В-10 01
АСБу
3х10
«Школа L=0,0км L=0,83км «ДОЦ»
L=0.03км
№1»
ЗН ЗН
в ст. ТП-34-08-0
км
в ст.
3х0
ТП-34-08-04
АСБу
ТП-34-08-0 «Лесокомбинат»
L=0.001
линии линии «Речная»
«Лесная»
ТП-34-06-39
«ЧП
Нурдынов»
ВНф.8-34/17
ВНф.8-34/06
ЯКНО ф.34/
1 16-ТП-4
3 4
СР1- сек.
м
ВН- ТП-34-08-03
3х70
ВН-Т
3х18
ААШв
ААШв
«Агрегатный»
L=0.06к
1Т
L=0.13км
L=0.1км
АСБ 3х10
ЗН
Т
ЗН ШР-Т
в ст. ЗН
ЯКНО
ЛР
в ст. Т
ф.34-06
1-9
в ст.
3х70
1Т
АБлУ
ЯКНО
L=0.03км
линии
ф.34-16 ТП-34-16-8
ТП-34-06 3 ТП-34-06- 1Т «Кирзавод»
11 ШР-1Т
3х70
«Садовая»
ААШв
1Т Т ТП-34-06-1
км
L=0.06км
ТП-34-17- 400
А 70
ТП-34-17-08
L=0.49
4 «Восход» ПП-6 «Новофинская»
х630 ТП-34-06-
400+0
«Смешторг» «Налоговая»
«Сбербанк»
Т
км
3х0
АСБу
L=0.001
ЗН ШР-Т
ПП- в ст.
ТП-34-16-60
ТП-34-06- линии
8 400 ТП-34-16 400 «Шахтерская» ТП-34-16- ТП-34-16-66 7
ТП-34- ТП-34-16- ТП-34-16- 1Т
«Дырин» 47 400 «АВТК»
16-38 66 44 ШР-1Т
ТП-34-16- 400 «Некрасова» «Берег»
ТП-34-16-14 400 0
Ш
ЗН 18 «Дачи» ТП-34-16
В
L=
ТП-34-16-03 0 «Прибой» Михайлов»
400 ТП-34- 48
3х
в ст.
0.0
0 «0 лет «ХРМУ-» 400
линии 16-17 ТП-34-16-0
АА 9 3км
ВНф.1-34/06 «Саянская» Победы» «Кож.цех»
400 «Домолего» ТП-34-16-43
«ХРМУ» «Федченко»
ААБЛу
3х10
1Т
ВН-1Т ТП-34-06-1
х630
«Полив»
ТП-34-16-40
ВНф.-34/06
ЗН ЗН Т
в ст. «ЧП ШР-Т
1 в ст. ТП-34-16-13
км
ШР-Т ШР-1Т Мациборская» ТП-34-16 АСБ
3х9
1Т
L=0.0
линии 400
ШР-1Т «Микроквартал»
ТП-34-06-37 «Чкалова»
«Агромонтаж»
АСБ
ВНф.1-34/16 3х10
Т 1Т
1Т Т
ВН-1Т
ЗН
км
км
3х0
3х0
АСБу
АСБу
L=0.00
в ст.
L=0.001
ТП-34-06- ТП-34-06-04 ТП-34-06-36
ТП-34-06-01
0 100
0 линии
ПП-4 100 ТП-34- ЗН
«Связист» «Колбасный ТП-34-06 «Кангин и ТП-34-06- «Дворянчиков» в ст.
0 цех» 06-36 3
Ко»
100 0 х400 ТП-34-06 Т
«ИП Зуев» «Сигнал» «СПТУ»
«МПМК»
АСБу
АСБу
3х10
3х10
ЗН
L=0.03км
L=0.038км
в ст.
линии ЗН
ТП-34-16-10
в ст. «База»
линии.
34/06
34/17
ВН ф.0 ВН ф.0 ТП-34-16- ТП-34- ТП-34-16- ТП-34 16-09 ТП-34-16 04 0 16-0 ТП-34-16-68
630 67
630 400 400 0
«Абаканс 0
«Полевая «Школа «Сибир «Строитель
ЗН кая» «Молодеж
» №» ь» ная»
ная»
ШР-1Т
в ст. 1Т ТП-34-17-30
«Ветучасток»
ТП-34-17-63
«ЦТП-3»
ТП-34-06-0
630 ТП-34-17-46 ТП-34-17-34 ТП-
630 160
ТП-1 РТП-1 ТП-3 ТП-4 ТП- ТП-6
«ПМК-»
«Ашихин» «Искра»
«Новообразцово»
Рисунок 3 – Схема электрических соединений ПС №34 «Насосная 110/10»
. Нормирование потерь электрической энергии на предприятии
Размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, переданной в сеть и объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами, присоединенными к этой сети.
ООО «МРЭС» обязано оплачивать стоимость фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах, за вычетом стоимости потерь, учтенных в тарифах на электрическую энергию.
Ежегодно данное предприятие в Государственном комитете по тарифам и энергетике Республики Хакасия защищает разработанную цену (тариф) на электрическую энергию, в который заложена рассчитанная величина нормативных (плановых) потерь.
Нормативы потерь электрической энергии в электрических сетях ООО «МРЭС» устанавливаются в отношении совокупности линий электропередачи и всех объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих данному предприятию.
Нормативные (плановые) потери определяются на основе:
1. Технологических потерь электрической энергии (технические потери, расход электроэнергии на собственные нужды, потери, обусловленные инструментальными погрешностями).
. Сравнительного анализа потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям предприятия с дифференциацией по уровням напряжения.
Для анализа и оценки коммерческих потерь, которые обусловлены хищениями электроэнергии, несоответствием оплаты бытовыми потребителями показаниям счетчиков и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением электроэнергии, необходимы данные о нормативных (плановых) потерях на предприятии за период 011-016 г.г.
Необходимые данные представим в виде таблиц 1 и .
Таблица 1 – Плановые потери электроэнергии за 011-016 г.г. в целом по предприятию, %
Месяц/год 011 01 013 014 01 016 1 3 4 6 7 Январь 9,11 7,06 9, ,4 31,66 8,99 Февраль 3,9 3, 6,7 6, 6, ,78 Март 6,14 , ,7 ,19 ,19 ,3 Апрель 3,88 4,7 4,61 4,61 4,68 Май ,83 1, 1,07 0,96 0,96 1,07 Июнь 3,3 ,33 1,87 1,87 16,16 1,86 Июль 0,1 0,6 19,13 18,97 13, 18,73 Август ,17 0,4 19,49 19,3 18,1 19,1 Сентябрь 4,3 3,69 ,81 ,69 ,69 1,14 Октябрь 6,9 4,94 4,89 4,67 3,33 Окончание таблицы 1
1 3 4 6 7 Ноябрь 7,41 4,86 4, 4,16 4,16 1,67 Декабрь ,16 4,1 4, 31, 1,4
Для анализа коммерческих потерь электрической энергии в электрических сетях производственной базы РЭС-1 будут использованы данные о плановых потерях электроэнергии по подстанциям, которые приведены в таблице .
Таблица – Плановые потери электроэнергии за период 011-016 г. г. по подстанциям, %
Отчетный год Наименование ПС
011 01 013 014 01 016
1 3 4 6 7 ПС №1 «Гидролизная» 1,1 1,8 19,1 17,1 17, 17,6 ПС №34 «Насосная» 3,9 18,9 16,9 14,9 1,9 1,9 ПС №11 «Искож» 0,9 18,4 6,6 1,7 0,7 19,4 ПС №6 «Калининская» 9,9 4,9 ,9 0,9 18,9 1,9 ПС №84 «Солнечная» 9,3 37,4 3,4 33,6 9,3 3,6 Прочие населенные пункты 8, 6,6 4,7 ,4 1,4 19,
При оценке коммерческих потерь воспользуемся данными, представленными в таблице 3.
Таблица 3 – Плановые потери электроэнергии за 011-016 г.г. ПС №34 «Насосная», %
Месяц/год 011 01 013 014 01 016
1 3 4 6 7 Январь 9,11 7,06 9, 9,4 31,66 8,99 Февраль 3,9 3, 6,7 6, 6, ,78 Март 6,14 , ,7 ,19 ,19 ,3 Апрель 3,88 4,7 4,61 4,61 4,68 Май ,83 1, 1,07 0,96 0,96 1,07 Июнь 3,3 ,33 1,87 1,87 16,16 1,86 Июль 0,1 0,6 19,13 18,97 13, 18,73 Август ,17 0,4 19,49 19,3 18,1 19,1 Сентябрь 4,3 3,69 ,81 ,69 ,69 1,14 Октябрь 6,9 4,94 4,89 4,67 3,33 Ноябрь 7,41 4,86 4, 4,16 4,16 1,67 Декабрь 30,7 ,16 4,1 4, 31, 1,4
.3 Общая оценка эффективности деятельности ООО «МРЭС»
Основными показателями, характеризующими эффективность работы электросетевой организации являются:
отпуск электрической энергии в сеть;
потери электрической энергии в сети;
полезный отпуск электрической энергии из сети;
доход предприятия.
Пользуясь данными о технико-экономических показателях предприятия за период 011-016 г.г., был выполнен общий анализ работы ООО «МРЭС». При этом учитывались как фактические данные, так и плановые величины, разработанные планово-экономическим отделом предприятия, описанные ранее в пункте ..
Данные для анализа представлены ниже в таблице 4.
Таблица 4 – Технико-экономические показатели предприятия за период 011016 г.г.
План Факт Отклонение
сети, тыс.кВт·ч
сети, тыс.кВт·ч
сети, тыс.кВт·ч
сеть, тыс.кВт·ч
сеть, тыс.кВт·ч
сеть, тыс.кВт·ч
эл.энергии в
эл.энергии в
эл.энергии в
эл.энергии в
эл.энергии в
эл.энергии в
эл.энергии в
эл.энергии в
эл.энергии в
сети, %
сети, %
сети, %
Отпуск
Потери
Потери
Отпуск
Потери
Потери
Отпуск
Потери
Потери Год
1 3 4 6 7 8 9 10 011 17760 3767 ,6 16044 41607,8 33,01 -1716, 8840,8 7,41 01 1811 437 4,1 19734 66846,8 33,87 16198,6 3091,8 9,71 013 17980 43640 4,3 189808 9034 31,1 108, 1394 6,8 014 17968 4308 4, 19039 7447,4 30,1 10910, 13939,4 ,93 01 1798 4398 4,11 184107 49366,4 7,81 4,3 6068,4 3,7 016 18866 43849 3,4 06604 4343,9 6,3 1794,3 10494,9 3,06
Согласно данных, описанных выше, построим графики изменения в течение шести лет фактического отпуска электрической энергии в сеть и фактических потерь, а также их плановых величин. Полученный график представлен ниже на рисунке 4.
Начиная с 01 года фактический отпуск в сеть превышает запланированный как следствие ежегодного превышения фактических потерь электроэнегии над плановыми.
Технико-экономические показатели предприятия за период
011-016 гг
0000
00000
10000
100000
0000
011 01 013 014 01 016
Плановый отпуск эл.энергии в сеть, тыс.кВтч
Фактический отпуск эл.энергии в сеть, тыс.кВтч
Плановые потери эл.энергии в сети, тыс.кВтч
Фактические потери эл.энергии в сеть, тыс.кВтч
Рисунок 4 – Анализ основных показателей деятельности предприятия за 011 016 г.г.
Потери электрической энергии в % от отпуска в сеть, а также их отклонение от нормы представлены на рисунках и 6.
Потери электрической энергии в сети за период 011-016 гг 3 1 011 01 013 014 01 016
Плановые потери эл.энергии в сети,% Фактические потери эл.энергии в сети, %
Рисунок – Потери электрической энергии в сети
Отклонение потерь эл.энергии от нормы, % 10 9,71
8 7,41
6,8
,93 4 3,7
3,06 0
011 01 013 014 01 016
Рисунок 6 – Отклонение потерь электрической энергии от нормы
Несмотря на то, что ежегодно фактические потери в сетях предприятия превышают запланированную величину, с 01 года наблюдается тенденция по снижению величины фактических потерь. Отклонение потерь электрической энергии от нормы за четыре года снизилось на 6, 6 % и на конец 016 года составило 6 % от фактического отпуска электроэнергии в сеть, что говорит об эффективности работы предприятия.
Еще одним не менее важным показателем деятельности предприятия является его доход. Сводные данные о величине выручки предприятия представлены в таблице .3. и на рисунке .3.4.
Таблица – Выручка предприятия за 011-016 г.г.
Выручка, тыс.руб
Год
План Факт Отклонение
1 3 4
011 87477,3 8001 6976,3
01 164446,99 1773,43 36711,6
013 18616,4 18188,6 447,94
014 18036,86 173817,16 819,7
01 13168,06 0663,6 704,46
016 180987,37 17304,07 794,3
Выручка за период 011-016 гг 0000
00000
10000
100000
0000
011 01 013 014 01 016
Плановая выручка, тыс.руб Фактическая выручка, тыс.руб
Рисунок 7 – Выручка предприятия за период 011-016 г.г.
Результатом работы ООО «МРЭС» является полученная прибыль, большую долю которой составляет выручка от основного вида деятельности, т.е. транспортировки электрической энергии. В 01-013 г.г. фактическая выручка много меньше запланированной. Начиная с 014 г. Видна положительная тенденция – отклонение плана от факта начинает количественно уменьшаться и к концу 016 г. Составило 794,3 тыс.руб. в 4,6 раза меньше, чем в 01 г., что говорит о существенных результатах от проделанной работы предприятием за 6 лет и готовности его к продолжению дальнейшей эффективной деятельности.
.4 Анализ коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях производственной базы РЭС-1
Для анализа коммерческих потерь в электрических сетях производственной базы РЭС-1 выделим пять крупных подстанций, питающих наибольшую часть потребителей, остальных отнесем к «прочим населенным пунктам».Результаты сбора данных за период 011-016 г.г., необходимых для анализа приведен ниже в таблице .
Таблица 6 – Фактические данные о потерях по подстанциях РЭС-1
Отпущен- Отчетный период Наименование
ная э/э, ПС 011 г. 01 г. 013 г. 014 г. 01 г. 016 г.
тыс.кВт
1 3 4 6 7 8 ПС №1 Всего, в
4010,6 4807,0 41966,1 4417,1 41048,3 41141,8 «Гидролизная» том числе: Окончание таблицы 6
1 3 4 6 7 8
Всего, в том
4010,6 4807,0 41966,1 4417,1 41048,3 41141,8
числе: ПС №1 юр. лица 1696,9 17339,9 1860,8 1834,8 19766,8 1901,8 «Гидролизная бюджет, 1837,0 1378,8 913, 1098,8 941,3 149,0
»
население 1461,3 16699,3 14376,0 110,9 13697,0 13149,6
факт. потери 11964,3 1788,9 8071,0 988,6 6643, 747,
Всего, в том
6309,3 70793,8 6419,3 634,3 9849, 668,0
числе:
юр. лица 18,4 1190, 1737,1 196,3 108,8 1189,7 ПС №34
бюджет, 4707,9 00,6 467,7 3697,6 4010,7 4446,7 «Насосная»
население 14, 4377,3 3313,9 474, 931, 6717,0
факт.
3773, 60,8 310,6 0976, 0848, 8,6
потери
Всего, в том
6, 6449,6 61470,6 60319, 804,4 9094,
числе:
юр. лица 1717, 1688,6 009,7 1878,9 17367,0 1693,9 ПС №11
бюджет, 36, 964,4 779,0 3066,4 336,6 81,4 «Искож»
население 197,8 1896, 17983,8 18948,9 1986,0 19366,1
факт.
1,0 143,4 0498, 191,4 1809,8 19979,7
потери
Всего, в том
609,8 68,9 7,3 68,9 76,8 398,9
числе: ПС №6 юр. лица 19, 136,3 1194,6 141,0 101,4 88,7 «Калининская бюджет, 3,8 76,8 6,8 111,6 9, 146,7
» население 317,7 3076,9 94, 3104,9 971, 90,
факт.
19,1 169,0 101,7 1,4 1647,6 1416,4
потери
Всего, в том
64,1 7931,7 744,8 7914,7 773,7 811,1
числе:
юр. лица 188,4 139,0 186,3 1187, 100, 108,3 ПС №84
бюджет, 76, 198,4 187,1 10,9 193,3 68,0 «Солнечная»
население 94,1 34,3 349,0 383,7 409,6 40,0
факт.
06,4 98,1 474,4 7,6 49,6 304,9
потери
Всего, в том
40073, 38674, 37698,7 3813, 36818,7 4069,9
числе: Прочие юр. лица 7733,3 73,7 706,9 789,9 699,3 781,3 населенные бюджет, 30073, 38674, 37698,7 3813, 36818,7 4069,9 пункты население 79,6 76,7 7734,0 7849,4 783, 864,1
факт.
17779,7 7108,8 630, 6688,6 696,6 7303,0
потери
Для анализа коммерческих потерь, построим график изменения потерь по подстанциям в течение 6 лет (рисунок 8).
Фактические потери электрической энергии, тыс. кВт
ПС №1 «Гидролизная» ПС №34 «Насосная» ПС №11 «Искож»
ПС №6 «Калининская» ПС №84 «Солнечная» Прочие населенные пункты
011 01 013 014 01 016
Рисунок 8 – Потери электрической энергии по подстанциям за 6 лет
Очевидно, что подстанцией на выходе которой концентрируется наибольший объем потерь является ПС №34 «Насосная» (рисунок 8).
Для дальнейшей оценки сделаем анализ отклонения фактических потерь от нормативных. Данные для анализа указаны в таблице 6.
Таблица 6 – Потери по подстанциям за 011-016 г.г.
Наименование Отчетный период
Показатель ПС 011 г. 01 г. 013 г. 014 г. 01 г. 016 г.
1 3 4 6 7 8
Отпущенная э/э,
4010,61 4806,9 41966,07 4417,08 41048,31 41141,8
тыс.кВт
Фактические ПС №1 11964,3 1788,94 8071,0 988,6 6643, 747,0
потери, тыс.кВт «Гидролизная» Фактические
6,8 6,3 19,3 ,0 16,18 18,17
потери, %
Плановые потери, % 1,1 1,8 19,1 17,1 17, 17,6
Отпущенная э/э 6309,9 70793,81 6419,30 634,31 6849,0 6468,00
Фактические потери 3773,48 60,7 310,61 0976,18 0848,0 8,60 ПС №34 «Насосная» Фактические
38,1 37,0 36,61 33,6 33,17 34,37
потери, %
Плановые потери, % 3,9 18,9 16,9 14,9 1,9 1,9 ПС №11
Отпущенная э/э 64,87 6449,64 61470,63 60319, 804,4 9094,16 «Искож» Окончание таблицы 6
1 3 4 6 7 8
Фактические потери 1789,30 143,44 0498,1 191,38 1809,84 19979,74
Фактические
7,31 3,94 33,3 3,36 31,06 33,81
потери, %
Плановые потери, % 0,9 18,4 6,6 1,7 0,7 19,4
Отпущенная э/э 609,84 68,91 7,30 68,91 76,7 398,89
Фактические потери 19,10 168,97 101,7 1,4 1647,6 1416,37 ПС №6 «Калининская» Фактические
1,17 ,4 0,00 1,6 8,8 6,3
потери, %
Плановые потери, % 9,9 4,9 ,9 0,9 18,9 1,9
Отпущенная э/э 64,1 7931,71 744,81 7914,70 773,74 811,13
Фактические потери 06,44 98,13 474,4 7,6 49,9 304,91 ПС №84 «Солнечная» Фактические
31,4 37,60 33, 34,78 31,4 8,38
потери, %
Плановые потери, % 9,3 37,4 3,4 33,6 9,3 3,6
Отпущенная э/э 40073,4 38674,3 37698,71 3813,49 36818,70 4069,86 Прочие Фактические потери 17779,67 7108,84 630,17 6688,60 696,60 730,97 населенные Фактические пункты 44,37 18,38 17,3 17,4 17,10 18,00
потери, %
Плановые потери, % 8, 6,6 4,7 ,4 1,4 19,
Результаты анализа отклонения фактических потерь от норматива представлены в виде графика на рисунке 9.
Отклонение фактических потерь от плановых , %
ПС №1 «Гидролизная» ПС №34 «Насосная» ПС №11 «Искож»
ПС №6 «Калининская» ПС №84 «Солнечная» Прочие населенные пункты
19,71 0,7
18,1 18,7 18,47
14, 14,8 14,41
10,66 10,36
6,41 6,7
4,78
,10 1,18 ,10 ,47 4,69 0,0 0,11 0,8 ,06 0,4
011 01 013 014 01 016
Рисунок 9 – Отклонение фактических потерь от плановых за 011-016 г.г.
Процент фактических потерь считаем от отпущенной электроэнергии в сеть. Отклонение получаем путем разности процента фактических потерь и плановых (заданных нормативом).
Отклонение фактических потерь от плановых также ярко выражено на данной подстанции. Самая большая величина приходится на 01 год – 0,7 %, в 016 году наблюдается незначительное снижение, что связано с частичным выносом приборов учета у населения на границу балансовой принадлежности. Но в целом, тенденцию нельзя назвать положительной, поскольку отклонение достаточно велико по сравнению с другими подстанциями.
Для наглядности представим результаты долю коммерческих потерь каждой ПС за 016 г. в виде диаграммы (рисунок 10).
Коммерчиские потери за 016 г.
1%
11%
10%
44% ПС №1 «Гидролизная»
ПС №34 «Насосная»
ПС №11 «Искож»
34% ПС №6 «Калининская»
ПС №84 «Солнечная»
Рисунок 10 – Коммерческие потери по подстанциям за 016 г.
Наибольшая доля отклонения фактических потерь электрической энергии от плановых приходится ПС №34 «Насосная».
В связи с этим, ПС №34 «Насосная 110/10 кВ» рассматриваем в качестве объекта для более детального анализа и оценки коммерческих потерь в сетях производственной базы РЭС-1.
. Анализ и оценка коммерческих потерь ПС №34 «Насосная 110/10 кВ»
В данной работе была выделена подстанция с наибольшими потерями электрической энергии за период 011-016 гг, питающая потребителей сельскохозяйственного назначения: ПС №34 «Насосная 110/10 кВ».
Подстанция представлена двумя классами напряжения: 110 и 10 кВ.
От ПС №34 «Насосная 110/10 кВ» запитано 3 трансформаторные подстанции, расположенные на территории р.п.Усть-Абакан. Перечень ТП и поопорные схемы представлены в приложении.
В качестве исходных данных при анализе используются данные о нормативных потерях и выкладки из годовых отчетов о полезном отпуске и фактических потерях на предприятии, представленные в таблице 7.
Таблица 7 – Данные для анализа коммерческих потерь ПС №34 «Насосная»
Отчетный период Месяц Показатель
011 01 013 014 01 016 1 3 4 6 7 8
Отпуск в сеть, кВт 8873874 831034 803199 80 6947386 7897008
Фактические потери, кВт 383303 3614767 3164 3770 4690 317971 Январь Фактические потери, % 43,19 43,0 40,0 46,60 3,4 44,
Плановые потери, % 9,11 7,06 9, 9,4 31,66 8,99
Отклонение, % 14,08 16,44 10,3 17,1 3,88 1,6
Отпуск в сеть, кВт 697416 88380 7038 711146 634978 7018676
Фактические потери, кВт 343043 389969 316391 83378 317789 31439 Февраль Фактические потери, % 49,37 4,44 41,90 39,8 36,0 3,97
Плановые потери, % 3,9 3, 6,7 6,0 6,0 ,78
Отклонение, % ,4 1,9 1,63 13,6 10,30 7,19
Отпуск в сеть, кВт 680734 784996 6836866 908476 604306 6147844
Фактические потери, кВт 311816 303497 8647 08470 10840 19810 Март Фактические потери, % 4,81 41,66 41,90 3,8 3,10 3,3
Плановые потери, % 6,14 ,0 ,7 ,19 ,19 ,3
Отклонение, % 19,67 16,16 16,63 10,09 9,91 7,00
Отпуск в сеть, кВт 4437100 099 499044 4888 4348 4038
Фактические потери, кВт 167733 1679066 178016 1107480 9987 1001078 Апрель Фактические потери, % 37,36 3,9 3,77 ,83 0,47 ,1
Плановые потери, % 3,88 ,00 4,7 4,61 4,61 4,68
Отклонение, % 13,48 7,9 11,0 1, -4,14 -,3
Отпуск в сеть, кВт 378616 417668 436904 443786 383908 4164
Фактические потери, кВт 848799 98983 14871 11117 60038 98394 Май Фактические потери, % ,4 3,07 3,74 7,30 1,64 3,34
Плановые потери, % ,83 1,0 1,07 0,96 0,96 1,07
Отклонение, % -0,41 1,7 11,67 6,34 -,3 ,7
Отпуск в сеть, кВт 79790 944406 38178 3471174 3364 3186768
Фактические потери, кВт 4374 3933 316 0083 7344 11831 Июнь Фактические потери, % 1,7 13,3 9,80 ,78 8,1 3,71
Плановые потери, % 3,30 ,33 1,87 1,87 16,16 1,86
Отклонение, % -7,73 -8,98 -1,07 -16,09 -7,6 -18,1
Отпуск в сеть, кВт 911474 3010314 301763 300749 3096 3139
Фактические потери, кВт 689687 37964 400310 331076 416933 1107 Июль
Фактические потери, % 3,69 7,90 13,1 11,01 13,01 1,89
Плановые потери, % 0,1 0,6 19,13 18,97 13, 18,73 Окончание таблицы 7
1 3 4 6 7 8
Отклонение, % 3,7 -1,36 -6,01 -7,96 -0,4 -,84 Август Отпуск в сеть, кВт 98 3173986 314397 30718 3341 3361304
Фактические потери, кВт 43489 976394 068 60384 808 78068
Фактические потери, % 14,71 30,76 16,61 19,7 17,6 3,1
Плановые потери, % ,17 0,4 19,49 19,3 18,1 19,10
Отклонение, % -7,46 10, -,88 0,40 -1, 4,11
Отпуск в сеть, кВт 38717 3891304 4468090 4371146 4168910 379876
Фактические потери, кВт 10439 146336 184141 141389 1166 1018618 Сентябрь Фактические потери, % 6,93 37,66 41,30 3,3 9,18 6,8
Плановые потери, % 4,3 3,69 ,81 ,69 ,69 1,14
Отклонение, % ,8 13,97 18,49 9,66 6,49 ,68
Отпуск в сеть, кВт 47768 78364 1110 8940 07741 844846
Фактические потери, кВт 18736 78364 3009 0001 09379 464966 Октябрь Фактические потери, % 39, 37,0 41,74 37,8 40,6 4,17
Плановые потери, % 6,9 4,94 ,00 4,89 4,67 3,33
Отклонение, % 1,33 1,08 16,74 1,93 1,89 18,84
Отпуск в сеть, кВт 638890 60083 60474 614474 6043 606390
Фактические потери, кВт 90077 8309 77731 43807 3809 67787 Ноябрь Фактические потери, % 4,1 43,10 4,64 39,68 39,01 39,47
Плановые потери, % 7,41 4,86 4, 4,16 4,16 1,67
Отклонение, % 18,10 18,4 18,39 1, 14,8 17,80
Отпуск в сеть, кВт 7796330 96964 677017 70719 6719738 696340
Фактические потери, кВт 31661 4613978 307307 99847 34984 96741 Декабрь Фактические потери, % 4,09 49,78 44,7 41,60 34,97 4,6
Плановые потери, % 30,7 ,16 4,1 4, 31,0 1,4
Отклонение, % 14, 4,6 0,1 17,0 3,77 1,38
В ходе анализа были построены графики изменения фактических и плановых потерь в течение года за шестилетний период. Полученные графики изображены на рисунках 11-16.
Исходя из графика видно (рисунок 11), что наибольшая величина потерь приходится на зимние месяцы. Наибольшее отклонение фактических потерь от нормативных преимущественно на холодное время года. Коммерческие потери достигают максимума в феврале 011 года и составляют ,4%. 0
011 год 30 10
Плановые потери, % Фактические потери, %
Рисунок 11 – Потери ПС №34 «Насосная», 011 г.
01 год 30 10
Плановые потери, % Фактические потери, %
Рисунок 1 – Потери ПС №34 «Насосная», 01 г.
В 01 году наблюдается аналогичная ситуация. Коммерческие потери достигают максимума в декабре и составляют 4,6%. 0
013 год 30 10
Плановые потери, % Фактические потери, %
Рисунок 13 – Потери ПС №34 «Насосная», 013 г.
На данном графике наблюдается небольшое снижение коммерческих потерь в первом квартале, а в третьем квартале идет прирост.
В 014-016 г.г. ситуация не меняется (рисунки 14-16).
014 год 30 10
Плановые потери, % Фактические потери, %
Рисунок 14 – Потери ПС №34 «Насосная», 014 г. 0
01 год 30 10
Плановые потери, % Фактические потери, %
Рисунок 1 – Потери ПС №34 «Насосная», 01 г.
016 год 30 10
Плановые потери, % Фактические потери, %
Рисунок 16 – Потери ПС №34 «Насосная», 016 г.
Проанализировав фактические и плановые потери и процент их отклонения, в целом, за период 011-016 г.г., можно сделать вывод, что величина недоучета электроэнергии преобладает в зимний период (рисунок 17).
Это может быть связано с увеличение нагрузки в холодное время года и как следствие хищением электрической энергии, преимущественно у бытовых потребителей.
Коммерческие потери, 011-016 г.г.
17% 1% январь
февраль
14%
март
16% апрель
май
1% июнь, июль, август
14% сентябрь
4%
9% октябрь
ноябрь
декабрь
%
Рисунок 17 – Потери ПС №34 «Насосная», 011-016 г.г.
Видно, что наибольшая величина коммерческих потерь приходится на IV квартал (октябрь, ноябрь, декабрь) – 48% и I квартал (январь, февраль, март) – 41%.
Для более детальной оценки коммерческих потерь и анализа причин их возникновения, проследим их изменение по месяцам в течение шести лет.
Данные по месяцам выделим в таблицы 8-13.Результаты представим на рисунках 17-.
Таблица 8 – Потери электроэнергии за январь 011-016 г.г.
Отчетный период
Показатель
011 01 013 014 01 016
1 3 4 6 7 Фактические потери, % 43,19 43,0 40,0 46,60 3,4 44, Плановые потери, % 9,11 7,06 9, 9,4 8,67 8,99 Отклонение, % 14,08 16,44 10,3 17,1 6,87 1,6
Потери электрической энергии, январь 011-016 г.г.
17,1 1,6
14,08 16,44 10,3
6,87
9,11 7,06 9, 9,4 8,67 8,99
011 01 013 014 01 016
Плановые потери, % Коммерческие потери, %
Рисунок 17 – Потери электроэнергии на ПС №34, январь 011-016 г.г.
В январе 01 года заметно существенное снижение коммерческих потерь. Это произошло в связи с тем, что в ноябре 014 года были произведены работы по выносу приборов учета на границу балансовой принадлежности у части потребителей, запитанных от фидера 34-16. В январе 016 года происходит рост потерь, в связи с участившимися хищениями электроэнергии.
Таблица 9 – Потери электроэнергии за февраль 011-016 г.г.
Отчетный период
Показатель
011 01 013 014 01 016
1 3 4 6 7 Фактические потери, % 49,37 4,44 41,90 39,8 36,0 3,97
Плановые потери, % 3,9 3, 6,7 6,0 6,0 ,78
Отклонение, % ,4 1,9 1,63 13,6 10,30 7,19
Из рисунка 18 видно, что в феврале наблюдается снижение коммерческих потерь. К 016 году потери снизились в 3, раза (с , 4% до 7,19%).
Потери электрической энергии, февраль 011-016 г.г.
,4
1,9 1,63 13,6 10,30
7,19
3,9 3, 6,7 6,0 6,0 ,78
011 01 013 014 01 016
Плановые потери, % Коммерческие потери, %
Рисунок 18 – Потери электроэнергии на ПС №34, февраль 011-016 г.г.
Таблица 10 – Потери электроэнергии за март 011-016 г.г.
Отчетный период
Показатель
011 01 013 014 01 016
1 3 4 6 7 Фактические потери, % 4,81 41,66 41,90 3,8 3,10 3,3 Плановые потери, % 6,14 ,0 ,7 ,19 ,19 ,3
Отклонение, % 19,67 16,16 16,63 10,09 9,91 7,00
Потери электрической энергии, март 011-016 г.г.
14,08
16,44
10,3
17,1
1,6
6,87
19,67
16,16 16,63
10,09 9,91
7,00
011 01 013 014 01 016
Плановые потери, % Коммерческие потери, %
Рисунок 19 – Потери электроэнергии на ПС №34, март 011-016 г.г.
В 01 году наблюдается существенное уменьшение коммерческий потерь до 6, 87 % по сравнению с аналогичным периодом остальных лет.
Таблица 11 – Потери электроэнергии за октябрь 011-016 г.г.
Отчетный период
Показатель
011 01 013 014 01 016
1 3 4 6 7 Фактические потери, % 39, 37,0 41,74 37,8 40,6 4,17 Плановые потери, % 6,9 4,94 ,00 4,89 4,67 3,33 Отклонение, % 1,33 1,08 16,74 1,93 1,89 18,84
Потери электрической энергии, октябрь 011-016 г.г.
1,33 16,74 1,89 18,84
1,08 1,93
6,9 4,94 ,00 4,89 4,67 3,33
011 01 013 014 01 016
Плановые потери, % Коммерческие потери, %
Рисунок 0 – Потери электроэнергии на ПС №34, октябрь 011-016 г.г.
В октябре наблюдается в целом стабильная высокое положение величины коммерческих потерь, с незначительными изменениями в течение анализируемого периода.
Таблица 1 – Потери электроэнергии за ноябрь 011-016 г.г.
Отчетный период
Показатель
011 01 013 014 01 016
1 3 4 6 7 Фактические потери, % 4,1 43,10 4,64 39,68 39,01 39,47 Плановые потери, % 7,41 4,86 4, 4,16 4,16 1,67 Отклонение, % 18,10 18,4 18,39 1, 14,8 17,80
Потери электрической энергии, ноябрь 011-016 г.г.
18,10
18,4 18,39 1, 14,8 17,80
7,41 4,86 4, 4,16 4,16 1,67
011 01 013 014 01 016
Плановые потери, % Коммерческие потери, %
Рисунок 1 – Потери электроэнергии на ПС №34, ноябрь 011-016 г.г.
В ноябре 014 года произошло небольшое снижение коммерческих потерь (на 3%) и в течение следующих трех лет остается на прежнем уровне.
Таблица 13 – Потери электроэнергии за декабрь 011-016 г.г.
Отчетный период
Показатель
011 01 013 014 01 016
1 3 4 6 7 Фактические потери, % 4,09 49,78 44,7 41,60 34,97 4,6 Плановые потери, % 30,7 ,16 4,1 4, 3,41 1,4 Отклонение, % 14, 4,6 0,1 17,0 3,77 1,38
Потери электрической энергии, декабрь 011-016 г.г.
14, 4,6
0,1 17,0 1,38
11,6
30,7
,16 4,1 4, 3,41 1,4
011 01 013 014 01 016
Плановые потери, % Коммерческие потери, %
Рисунок – Потери электроэнергии на ПС №34, декабрь 011-016 г.г.
Декабрь является наиболее показательным месяцам. Так как величина коммерческих потерь в целом по ПС достигает своего максимума (4,6 %).
В 01 году наблюдается снижение в связи с мероприятиями, произведенными предприятием, но к 016 году потери достигают 1,38 %.
Анализ рассматриваемого периода по сезонам показал, что возрастает доля летней нагрузки с одновременным снижением летних фактических потерь.
Слабая коррелированность фактических потерь с отпуском электроэнергии в сеть вызвана коммерческими потерями, причем они имеют наибольшие значения в отопительный сезон.
Анализ также показал, что коммерческие потери изменяются в достаточно широких пределах, при этом имеют определенную зависимость. На протяжении рассматриваемого периода 011-016 г.г. коммерческие потери имели тенденцию к существенному снижению с апреля по июнь, в июле начинался медленный рост потерь, достигающий своего максимума в декабре каждого года.
По результатам анализа выявлено, что устойчиво высокий уровень коммерческих потерь удерживается в период с октября по апрель включительно. В период с апреля по ноябрь происходит существенное снижение потерь с минимально устойчивым уровнем. Это свидетельствует о явном сезонном характере распределения коммерческих потерь электрической энергии в течение года.
Для оценки структуры коммерческих потерь, проанализируем величину потерь электрической энергии в зависимости от уровня напряжения. Данные о фактических потерях, дифференцированные по уровню напряжения приведены в таблице 13.
Таблица 13 – Потери электроэнергии ПС №34, кВт
Уровень напряжения
Год
ВН СН НН
1 3 4
011 10187,6 19004 376607
01 114996, 149710 40181
013 9941,71 1434013 197717
014 96,43 147499 194346
01 9480,7 1406989 16346681
016 90,18 974,4 191703
Полученные данные представим в виде диаграмм (рисунок 3).
Фактические потери, 011-016 г.г.
1%
6%
ВН
СН
НН
93%
Рисунок 3 – Потери ПС №34 «Насосная»
Очевидно, что преимущественно фактические потери на подстанции приходятся на сети 0,4 кВ.
Всевозможными способами хищений электроэнергии занимаются в большинстве своем бытовые потребители, особенно в частном жилом секторе, но имеются случаи хищения электроэнергии промышленными и торговыми предприятиями, преимущественно небольшими. Оценку структуры, представим в виде диаграммы 4.
Структура коммерческих потерь
9%
18%
6%
1%
%
Потери, обусловленные погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной потребителям электроэнергии
Потери из-за недостатка энергосбытовой деятельности и хищений
Задержки по оплате
Потери от погрешности расчета технических потерь
Потери от низкого качества электроэнергии
Рисунок 4 – Структура коммерческих потерь
На диаграмме преимущественно большую долю составляют потери из-за недостатка энергосбытовой деятельности и хищений (%).
При этом объемы хищений электроэнергии возрастают в периоды пониженной температуры воздуха, что свидетельствует о том, что основная часть не учитываемой электроэнергии в этот период расходуется на отопление, что можно наблюдать на рисунках 17-.
Задержки по отлате составляют 1 % от общей величины коммерческих потерь. Многие потребители не платят своевременно за потребленную электрическую энергию, в том числе население запитанное от фидеров 34-06, 34-16 и 34-17 отходящих от ПС №34 «Насосная», что влечет их дальнейшее отключение от сети.
Потери от низкого качества электроэнергии составляют 9 % в связи с износом сетевого хозяйства. Потребители энергоприемники которых находятся в конце питающей линии получают электроэнергию более низкого качества, в частности пониженного напряжения.
На долю потерь, обусловленных погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной потребителям электроэнергии и расчета технических потерь приходится 18% и 6% соответственно.
Таким образом, определено распределение коммерческих потерь по их структурным составляющим. Коммерческие потери, вызванные несанкционированным потреблением электроэнергии являются самой большой составляющей суммарных коммерческих потерь. Они обусловлены ростом тарифов, низким уровнем платежеспособности населения, отсутствием соответствующей законодательной базы, несовершенством средств учета, и, как следствие, их незащищенностью от несанкционированного воздействия с целью хищения электрической энергии.
На основании вышеизложенного будут выделены приоритетные направления и предложены мероприятия по снижению коммерческих потерь в электрических сетях производственной базы РЭС-1.
3 Мероприятия по снижению коммерческих потерь в электрических
сетях ООО «МРЭС» РЭС-1
В результате проделанного анализа коммерческих потерь в электрических сетях ООО «МРЭС» производственной базы РЭС-1 за период 011-016 г.г. в качестве приоритетного направления по снижению потерь определена борьба с несанкционированным потреблением, а именно хищениями электрической энергии (рисунок 4).
Таким образом, с целью снижения коммерческих потерь на данном предприятии предлагается реализация следующих мероприятий:
выделение средств и материальных ресурсов для приобретения необходимого оборудования;
введение дополнительной штатной единицы – контролер по работе с юридическими лицами;
организация рейдов по обнаружению фактов хищения электрической энергии;
разработка системы стимулирования и материального поощрения контролеров РЭС-1 за выявление фактов хищения;
перенос расчетных приборов учета на границу балансовой принадлежности потребителей электроэнергии частных владений;
введение системы учета с дистанционной передачей данных.
Рассмотрим более подробно каждое из предложенных мероприятий:
1. Выделение средств и материальных ресурсов для необходимого оборудования.
Для эффективной работы группы по транспортировке электрической энергии производственной базы РЭС-1, в лице трех контролеров и одного электромонтера по эксплуатации электросчетчиков, необходимо специальное оборудование для безопасной работы с приборами учета и своевременного выявления фактов несанкционированного потребления электрической энергии.
В настоящее время в течение трудовой деятельности контролеров используются следующие инструменты:
отвертка крестовая изолирующая (4 шт.);
отвертка плоская изолирующая (4 шт.);
плоскогубцы изолирующие (4 шт.);
кусачки боковые (4 шт.).
Для профессиональной, а также безопасной деятельности персонала необходимо наличие дополнительных приборов и инструментов для проверки системы учета и выявления фактов хищения электроэнергии. А также необходимы бинокли для снятия показаний с приборов учета, расположенных на фасадах жилых домов и прочих помещений.
Перечень необходимых приборов для более качественной работы контролеров приведен в таблице 14.
Все цены электроизмерительных приборов взяты из прайс-листов, предоставленных Новосибирской компанией ООО «СибЭкоПРОМ», специализирующейся в области комплексных поставок контрольноизмерительных приборов [1].
Таблица 14 – Перечень оборудования
Наименование Цена за штуку, Общая цена,
Марка Количество, шт.
прибора руб. руб.
1 3 4 Индикатор-отвертка ИНО-00 4 40,00 160,00 Указатель напряжения ЭЛИН-1 СЗ ИП-М 118,00 3036,00 Указатель скрытой
УСП-1 438,00 876,00
проводки Электроизмерительные
К47А 1910,00 380,00
клещи Мультиметр цифровой Fluke 18В 1 4670,00 4670,00 Компактный бинокль Navigator 8×1 3 1090 370,00
Итого 1783,00
Таким образом, общая сумма выделенных средств на профессиональное оборудование для безопасной работы и борьбы с хищениями контролерами РЭС-1 составит 17 тысяч 83 рубля, что является незначительной долей затрат по сравнению с объемом коммерческих потерь.
. Введение дополнительной штатной единицы – контролер по работе с юридическими лицами.
Помимо того, что основная доля коммерческих потерь связана с хищениями электроэнергии гражданами-потребителями, многие предприятия и организации, особенно в сфере малого и среднего бизнеса, также не справляются с ростом тарифов и переходят в разряд неплательщиков, а некоторые из них встают на путь хищения электроэнергии.
В связи с этим, рекомендуется ввести дополнительную единицу в штатное расписание предприятия.
В должностные обязанности инспектора по работе с юридическими лицами будет входить:
контроль за состоянием и работой приборов учета, в том числе ежемесячный осмотр с занесением нарушений в журнал замечаний;
обслуживание потребителей электроэнергии (юридических лиц), в частности опломбировка приборов учета;
отслеживание вновь вводимых объектов и их приемка с оформлением акта-допуска в эксплуатацию;
выявление случаев безучетного пользования электроэнергией у юридических лиц;
проведение расчетов при нарушении учета электроэнергии;
снятие показаний электросчетчиков ежемесячно.
Рассчитаем средние ежемесячные затраты на оплату труда для предложенной штатной единицы, исходя из величины оклада контролера по транспортировке электроэнергии (таблица 1).
Таблица 1 – Расчет затрат на оплату труда
Надбавки (районный Структурное Оклад, Премия Итого,
Должность коэффициент, надбавка подразделение руб. (100%), руб. руб.
за стаж работы), руб.
1 3 4 6
Контролер по
работе с ПТО 783,4 783,4 471,04 0418,84
юридическими
лицами
Таким образом, при ежегодном оплачиваемом отпуске в 36 дней, в среднем годовой фонд оплаты труда на данного работника составит тысяч 3 рублей 0 копеек.
3. Организация рейдов по обнаружению фактов хищения электрической энергии.
Первым этапом данного мероприятия является подготовка к рейду.
Правильно проведенная подготовка к рейду включает:
проводимый анализ потребления и оплат, наличие газа/эл.плиты и др.
анализ данных работы контролеров, которые при обходе фиксируют предполагаемые нарушения и способы хищения, записывают жалобы и наводки потребителей;
выбор даты рейда;
создание рейдовой бригады, которая должна состоять не менее чем из трех человек;
подготовка и обучение персонала безопасным методам и приемам работы.
Рейдовые бригады должны быть оснащены транспортом, средствами индивидуальной защиты (отпугиватель для собак, баллончики со слезоточивым газом), средствами связи, приборами для замеров нагрузки, индикаторами контактными, бесконтактными для поиска скрытой проводки, фотоаппаратом для визуального фиксирования фактов хищения электроэнергии.
Следующий этап это обследование абонентов.
Работники рейдовой бригады обязаны, в корректной форме, представится потребителю, указать ему на факт наличия нагрузки в ночное время и получить разрешение на осмотр и проверку электроустановки и приборов учета. В это же время визуально необходимо осмотреть вводной кабель, дворовую проводку и пронаблюдать за действиями людей, находящихся в данный момент во дворе, так как очень часто абоненты пытаются ввести контролеров в заблуждение и устранить факт нарушения. В случае возражения потребителя, факт недопуска фиксируется в ведомости, а бригада переходит к другому абоненту.
В случае если бригада допускается к системе учета, при проверке устанавливаются:
показания прибора учета;
правильность фазировки;
наличие опломбировки;
состояние внутренних электропроводок и вводного устройства.
Если в результате проверки обнаружен факт безучётного пользования электроэнергией или вмешательство в работу прибора учёта – составляется акт строгой отчётности установленного образца. После проведения рейда, бригадир заполняет журнал замечаний, информация из которого, в дальнейшем принимается в работу. Отключение бытовых потребителей, по результату составленных актов, должно производиться по возможности сразу на основании п. 3, п. 3 Правил пользования электрической энергией для населения, утвержденных постановлением Кабмина №91 от 3 августа 016 года [19].
После оплаты по акту, необходимо выполнить комплекс мероприятий направленных на исключения хищения электроэнергии в дальнейшем. Как итог выполненной работы необходимо обязательно составить Акт устранения нарушения.
Данное мероприятие является исключительно организационным и не требует материальных вложений.
4. Усовершенствование системы стимулирования и материального поощрения контролеров РЭС-1 за выявление фактов хищения.
В настоящее время в действующем стандарте организации материальном стимулировании работников за снижение потерь электрической энергии прописано, что 1 % от размера суммы, полученной предприятием в результате оплаты акта о неучтенном потреблении, начисляется сотруднику за выявленный факт хищения электрической энергии. При этом сумма выплаты не может превышать месячный оклад контролера.
Для более наглядного представления произведем необходимые расчеты на примере: при выставленном счете в 000 руб., размер премии, за вычетом подоходного налога составит 6, руб., при 40000 руб. – 0 руб., при 100000 руб. – 783,4 руб.
Таким образом, сотрудники не заинтересованы выявлять факты хищения электрической энергии на большие суммы, так как в результате, по прописанным ограничениям, работник не может получить премии больше одного оклада.
Для того, чтобы заинтересовать персонал на получение хороших результативных показателей в выявлении фактов хищения электроэнергии предлагается реформировать систему материального стимулирования — за достигнутые результаты в процессе выполнения своей работы помимо оклада и полагающихся начислений сотрудники будут получать поощрения в виде премии.
Согласно предлагаемому мероприятию, выраженный в денежном эквиваленте эффект от снижения потерь, то есть все сэкономленные в подразделении деньги, делятся на две равные части. Одна часть направляется на различные потребности самого РЭС-1: приобретение инструментов, приборов учета электрической энергии, а другая часть – на дополнительное материальное стимулирование сотрудников. При этом рекомендуется снять ограничение по окладу.
Система премирования предполагает выплату премии за месяц определенному кругу работников на основании разработанных условий премирования в определенном размере, таблица 16.
Таблица 16 – Механизм формирования премиального фонда за выявление безучетного/бездоговорного потребления электроэнергии
Наименование Значение показателя
1 Размер суммы выставленной в
до 10000 10001-0000 Свыше 0000
общем платеже, руб.
Процент премии 30% 0% 1%
Из данной таблицы видно, что процент премиального фонда определяется в зависимости от размера суммы, выставленной в общем платеже за оказанную услугу в текущем месяце. Для более наглядного представления произведем необходимые расчеты, взяв определенную сумму в предложенной сетке: при выставленном счете в 000 руб., размер премии составит 130 руб., при 40000 руб. – 6960 руб., 100000 руб. – 1300 руб.
Наглядно, размер премии при действующей и рекомендованной системе премирования за выявление работниками фактов хищения электроэнергии представлен на рисунке .
1300
6960
783,4
