Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений.

На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Теоретически технические потери могут быть измерены при установке соответствующих приборов, фиксирующих поступление и отпуск электроэнергии на рассматриваемом объекте. Практически же оценить действительное их значение с приемлемой точностью с помощью средств измерения нельзя. Для отдельного элемента это объясняется сравнительно малым значением потерь, сопоставимым с погрешностью приборов учета. Например, измерение потерь в линии, фактические потери энергии в которой составляют 2 %, с помощью приборов, имеющих погрешность ±0,5 %, может привести к результату от 1,5 до 2,5 %. Для объектов, имеющих большое количество точек поступления и отпуска электроэнергии (электрическая сеть), установка специальных приборов во всех точках и обеспечение синхронного снятия их показаний практически нереальна (особенно для определения потерь мощности). Во всех этих точках счетчики электроэнергии и так установлены, однако мы не можем сказать, что разность их показаний и есть действительное значение технических потерь. Это связано с территориальной разбросанностью многочисленных приборов и невозможностью обеспечения полного контроля правильности их показаний и отсутствия случаев воздействия на них других лиц. Разность показаний этих приборов представляет собой фактические потери, из которых следует выделить искомую составляющую. Поэтому можно утверждать, что измерить технические потери на реальном сетевом объекте нельзя. Их значение можно получить только расчетным путем на основе известных законов электротехники;

2) расход электроэнергии на СН подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения (недоучет электроэнергии, метрологические потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков). В расчет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода электроэнергии на СН подстанций;

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых трех составляющих.

Три первые составляющие укрупненной структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином -технологические потери. Четвертая составляющая — коммерческие потери - представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, потребление энергии помимо счетчиков, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей и мест установки приборов учета) и т. п.

Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на рис. 1.1.

Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру.

Нагрузочные потери включают в себя потери:

• в проводах линий передачи;
• силовых трансформаторах и автотрансформаторах;
• токоограничивающих реакторах;
• заградителях высокочастотной связи;
• трансформаторах тока;
• соединительных проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.

Последние две составляющие в силу отсутствия практики их поэлементных расчетов и незначительной величины обычно определяют на основе удельных потерь, рассчитанных для средних условий, и включают в состав условно-постоянных потерь.

Потери холостого хода включают в себя постоянные (не зависящие от нагрузки) потери:

• в силовых трансформаторах (автотрансформаторах); компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных компенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующих реакторах);
• оборудовании системы учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);
• вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения;
• устройствах присоединения высокочастотной связи (ВЧ-связи); изоляции кабелей.

Потери, обусловленные погодными условиями (климатические потери) включают в себя три составляющие:

• потери на корону в воздушных линиях электропередачи (BЛ) 110 кВ и выше;
• потери от токов утечки по изоляторам BЛ;
• расход электроэнергии на плавку гололеда.

Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режимами работы различных (до 23) типов ЭП. Этот расход можно разбить на шесть составляющих:

• на обогрев помещений;
• вентиляцию и освещение помещений;
• системы управления подстанцией и вспомогательные устройства синхронных компенсаторов;
• охлаждение и обогрев оборудования;
• работу компрессоров воздушных выключателей и пневматических приводов масляных выключателей;
• текущий ремонт оборудования, устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), дистилляторы, вентиляцию закрытого распределительного устройства (ЗРУ), обогрев и освещение проходной (прочий расход).

Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных ТТ, ТН и электрических счетчиков. Коммерческие потери также могут быть разделены на многочисленные составляющие, отличающиеся причинами их возникновения.

Все перечисленные составляющие подробно рассмотрены в последующих главах.

Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера. Некоторые специалисты считают, что расход электроэнергии на СН подстанций надо относить к отпуску электроэнергии, а остальные составляющие - к потерям. Расход на СН подстанций по характеру использования электроэнергии действительно ничем не отличается от ее использования потребителями. Однако это не является основанием считать его полезным отпуском, под которым понимают электроэнергию, отпущенную потребителям. Расход же электроэнергии на СН подстанций является внутренним потреблением сетевого объекта. Кроме того, при таком подходе необоснованно предполагается, что расход части энергии в элементах сетей на доставку другой ее части потребителям (технические потери), в отличие от расхода на СН подстанций, не является полезным.

Приборы учета не изменяют потоков мощности по сети, они лишь не совсем точно их регистрируют. Поэтому некоторые специалисты считают теоретически неверным относить недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями приборов, к потерям (ведь объем электроэнергии не изменяется от того, каким образом приборы ее регистрируют!).

Можно согласиться с теоретической правильностью таких рассуждений, как и — одновременно — с их практической бесполезностью. Определять структуру потерь нас заставляет не наука (для научных исследований все подходы имеют смысл), а экономика. Поэтому для анализа отчетных потерь следует применять экономические критерии. С экономических позиций потери - это та часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, полученной сетью от производителей электроэнергии. Под полезным отпуском электроэнергии понимается не только та электроэнергия, денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет энерго-снабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, то есть потребление энергии зафиксировано. Выставление счетов является практикой, применяемой к юридическим лицам, потребление энергии которыми фиксируется ежемесячно. В отличие от этого ежемесячные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, обычно неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют по поступившей за месяц оплате, поэтому вся неоплаченная энергия автоматически попадает в потери.

Расход электроэнергии на СН подстанций не является продукцией, оплачиваемой конечным потребителем, и с экономической точки зрения ничем не отличается от расхода электроэнергии в элементах сетей на передачу остальной ее части потребителям.

Занижение объемов полезно отпущенной электроэнергии приборами учета (недоучет) имеет такой же экономический характер, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Поэтому все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

Фактические потери являются строго детерминированной величиной, жестко связанной с денежными средствами, полученными за проданную энергию. Задача «исправления» отчетных потерь на основе учета погрешностей счетчиков бессмысленна, так как не может привести к изменению объема полученных (и недополученных) денежных средств.

Потерянный рубль остается потерянным независимо от того, по какой причине и где он потерян. Но для того, чтобы принять наиболее эффективные меры по снижению потерь, необходимо знать, где и по каким причинам они происходят. В связи с этим основной задачей расчета и анализа потерь является определение их детальной структуры, выявление конкретных очагов потерь и оценка возможностей их снижения до экономически оправданных значений. Одним из методов такой диагностики потерь является анализ небалансов электроэнергии на объектах (подстанциях, предприятиях сетей) и в сетевых организациях.

Для просмотра фотографий, размещённых на сайте, в увеличенном размере необходимо щёлкнуть кнопкой мышки на их уменьшенных копиях.

Методика расчёта технологических потерь электроэнергии
в линии электропередач ВЛ-04кВ садоводческого товарищества

До какого-то определённого времени необходимость расчёта технологических потерь в линии электропередач , принадлежащей СНТ, как юридическому лицу, или садоводам, имеющим садовые участки в границах какого-либо СНТ , была не нужна. Правление даже не задумывалось об этом. Однако дотошные садоводы или, скорее, сомневающиеся, заставили ещё раз бросить все силы на способы вычисления потерь электроэнергии в ЛЭП . Самый простой путь, безусловно - это тупое обращение в компетентную компанию, то бишь, электроснабжающую или мелкую фирмочку, которые и смогут рассчитать для садоводов технологические потери в их сети. Сканирование Интернета позволило разыскать несколько методик расчёта энергопотерь во внутренней линии электропередач применительно к любому СНТ. Их анализ и разбор необходимых значений для вычисления конечного результата позволил отбросить те из них, которые предполагали замер специальных параметров в сети с помощью специального оборудования.

Предлагаемая Вам для использования в садоводческом товариществе методика основана на знании основ передачи электроэнергии по проводам базового школьного курса физики. При её создании были использованы нормы приказа Минпромэнерго РФ № 21 от 03.02.2005 г. "Методика расчёта нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях", а также книга Ю.С Железко, А.В Артемьева, О.В. Савченко "Расчёт, анализ и нормирование потерь элекроэнергии в электрических сетях", Москва, ЗАО "Издательство НЦЭНАС", 2008.

Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ - 63000 кВт/ч;

Дело в том, что, если суммарно садоводы и электроустановки СНТ превышают выделяемое на всех количество электроэнергии, то соответственно расчёт технологических потерь должен уточняться для другого количества потребленных кВт/ч. Чем больше СНТ съест электроэнергии, тем больше будут и потери. Корректировка расчётов в этом случае необходима для уточнения величины платежа за технологические потери во внутренней сети , и последующего утверждения её на общем собрании.

К электрической сети, через 3 одинаковых по параметрам фидера (длина, марка провода (А-35), электрическая нагрузка), подключено 60 участков (домов).

Т.е. к распределительному щиту СНТ, где расположен общий трёхфазный счётчик, подключены 3 провода (3 фазы) и один нулевой провод. Соответственно к каждой фазе подключены равномерно по 20 домов садоводов, всего 60 домов.

Длина линии электропередач в СНТ составляет 2 км.

Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.

Для расчёта потерь используется следующая формула:

ΔW = 9,3·W²·(1 + tg²φ)·K ф ²·K L .L
Д F

ΔW - потери электроэнергии в кВт/ч;

W - электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 63000 кВт/ч или 63х10 6 Вт/ч );

К ф - коэффициент формы графика нагрузки;

К L - коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 - для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 20 домов садоводов);

L - длина линии в километрах (в нашем примере 2 км);

tgφ - коэффициент реактивной мощности (0,6 );

F - сечение провода в мм²;

Д - период в днях (в формуле используем период 365 дней);

К ф ² - коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:

K ф ² = (1 + 2К з)
3K з

где К з - коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение - 0,3 ; тогда: K ф ² = 1,78 .

Расчёт потерь по по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 2 километра.

Считаем, что общая нагрузка равномерно распределена по линиям внутри фидера. Т.е. годовое потребление по одной линии фидера равно 1/3 от общего потребления.

Тогда: W сум. = 3 * ΔW в линии .

Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 63000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 63000 / 3 = 21000 кВт/ч или 21·10 6 Вт/ч - именно в таком виде значение присутствует в формуле.

ΔW линии =9,3· 21²·10 6 ·(1+0,6²)·1,78·0,37 . 2 =
365 35

ΔW линии = 573,67 кВт/ч

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔW сум. = 3 х 573,67 = 1721 кВт/ч .

Потери за год в ЛЭП в процентах: ΔW сум. % = ΔW сум /W сум x 100% = 2,73%

Учёт потерь на вводе в дома.

При условии, что все приборы учета потребляемой энергии размещены на опорах ЛЭП, то длина провода от точки присоединения линии, принадлежащей садоводу до его индивидуального прибора учёта составит всего 6 метров (общая длина опоры 9 метров).

Сопротивление провода СИП-16 (самонесущий изолированный провод, сечением 16 мм²) на 6 метров длины составляет всего R = 0,02ом .

P ввода = 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).

Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт: I ввода = P ввода /220 = 4000Вт / 220в = 18 (А) .

Тогда: dP ввода = I² x R ввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт - потери за 1 час при нагрузке.

Тогда суммарные потери за год в линии одного подключённого садовода: dW ввода = dP ввода x Д (часов в год) х К исп.макс. нагрузки = 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Вт/ч (17,029 кВт/ч) .

Тогда суммарные потери в линиях 60 подключённых садоводов за год составят:
dW ввода = 60 х 17,029 кВт/ч = 1021,74 кВт/ч

Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

ΔW сум. итог = 1721 + 1021,24 = 2745,24 кВт/ч

ΔW сум. %= ΔW сум / W сум x 100%= 2745,24/63000 х 100%= 4,36%

Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 2 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 60 домами, при общем потреблении 63000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 4,36%

Важные замечания:

• Если в СНТ несколько фидеров, которые отличаются друг от друга протяжённостью, сечением провода и количеством проходящей через них электроэнергии, то подсчёт необходимо делать отдельно для одной линиии каждого фидера. Затем суммировать потери по всем фидерам для выведения общего процента потерь.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, учитывался коэффициент сопротивления (0, 02ом) одного провода марки СИП-2х16 при 20°C протяжённостью 6 метров. Соответственно, если у Вас в СНТ счётчики висят не на опорах, то необходимо увеличивать коэффициент сопротивления пропорционально длине провода.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, также следует учитывать разрешённую мощность для дома. При разном потреблении и разрешённой мощности потери будут разными. Правильным и целесообразным будет распределение мощности в зависимости от потребностей:
  для садовода-дачника - 3,5 кВт (т.е. соответствует ограничению по автомату защитного отключения на 16А);
  для постоянно проживающего в СНТ садовода - от 5,5 кВт до 7 кВт (соответственно автоматы защитного отключения при перегрузке на 25А и 32А).
• При получении данных по потерям для проживающих и для дачников целесообразно установить и различную оплату технологических потерь для этих категорий садоводов (см. пункт 3 расчёта, т.е. в зависимости от величины I - силы тока, у дачника при 16А потери будут меньше, чем у постоянно проживающего при 32А, а значит и расчёта потерь на вводе в дома должно быть два отдельных).

Пример: В заключении следует добавить то, что нашему СНТ "Пищевик" ЭСО "Янтарьэнерго" при заключении Договора на электроснабжение в 1997 г. установило рассчитанную ими величину технологических потерь от ТП до места установки общего прибора учёта электроэнергии равную 4,95% за 1 кВт/ч. Подсчёт потерь в линии составил по данной методике 1,5% максимум. С трудом верится в то, что потери в трансформаторе, который СНТ не принадлежит, составляют ещё почти 3,5%. А по Договору потери трансформатора не наши. Пора с этим разобраться. О результате Вы скоро узнаете.
Продолжим. Ранее наш бухгалтер в СНТ брал 5% к кВт/ч за потери, установленные "Янтарьэнерго" и 5% за потери внутри СНТ. Никто, естественно ничего не рассчитывал. Пример расчёта, который использован на странице, почти на 90% соответствует действительности при эксплуатации старой ЛЭП в нашем СНТ. Так вот этих денег хватало на оплату всех потерь в сети. Даже оставались и постепенно накапливались излишки. Это подчеркивает тот факт, что методика работает и вполне соответствует действительности. Сравните сами: 5% и 5% (идет постепенное накопление излишков) или 4,95% и 4,36% (нет излишков). Т.е., расчёт потерь электроэнергии соответствует действительным потерям.

В прошлом номере журнала мы опубликовали материал Юрия Железко, посвященный нормированию технологических потерь электроэнергии в сетях низкого и среднего напряжения. Автор изложил свою методику определения норматива. Сегодня мы представляем иной взгляд на ту же тему Валерия Эдуардовича Воротницкого.

Анализ зарубежного опыта показывает , что рост потерь электроэнергии в сетях – это объективный процесс для стран с кризисной экономикой и реформируемой энергетикой, признак имеющихся разрывов между платежеспособностью потребителей и тарифами на электроэнергию, показатель недостаточности инвестиций в сетевую инфраструктуру и систему учета электроэнергии, отсутствия полномасштабных автоматизированных информационных систем по сбору и передаче данных о полезном отпуске электроэнергии, структуре потоков электроэнергии по ступеням напряжения, балансам электроэнергии в электрических сетях.
В странах, где перечисленные факторы имеют место, потери электроэнергии в электрических сетях, как правило, высоки и имеют тенденцию к росту. Динамика потерь в отечественных электрических сетях за последние 10-12 лет показывает, что Россия в этом смысле не является исключением.
Стоимость потерь – это часть затрат на передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям. Чем больше потери, тем выше эти затраты и соответственно тарифы на электроэнергию для конечных потребителей. Известно, что часть потерь является технологическим расходом электроэнергии, необходимым для преодоления сопротивления сети и доставки потребителям выработанной на электростанциях электроэнергии. Этот технологически необходимый расход электроэнергии должен оплачиваться потребителем. Он-то, по существу, и является нормативом потерь.
Потери, обусловленные неоптимальными режимами работы электрической сети, погрешностями системы учета электроэнергии, недостатками в энергосбытовой деятельности, являются прямыми убытками энергоснабжающих организаций и, безусловно, должны снижаться. Вот почему Федеральная энергетическая комиссия России как главный государственный орган исполнительной власти, призванный сдерживать рост тарифов на электроэнергию, устанавливает нормативы потерь электроэнергии в электрических сетях и методы их расчета. Вокруг этих методов в настоящее время ведутся достаточно острые дискуссии как научного, так и чисто практического плана. Имеются, в частности, предложения по методике учета некоторых дополнительных составляющих норматива потерь .
Цель настоящей статьи – изложить один из подходов к нормированию потерь, который был озвучен автором в ноябре 2002 г. на Международном научно-техническом семинаре «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях – 2002» и получил поддержку как на самом семинаре, так и в некоторых публикациях специалистов по потерям электроэнергии, в частности в .

Структура норматива потерь
В основе норматива потерь лежат технические потери электроэнергии в электрических сетях, обусловленные физическими процессами передачи и распределения электроэнергии, определяемые расчетным путем и включающие «переменные» и условно-постоянные потери, а также нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций .
В соответствии со статьями 247, 252, 253 и 254 главы 25 Налогового кодекса РФ, норматив потерь электроэнергии в электрических сетях можно определить как экономически обоснованный и документально подтвержденный технологический расход электроэнергии при ее транспортировке при условии, что этот расход произведен для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Согласно п. 58 и таблице п.1.3 Постановления ФЭК РФ N 37-Э/1 от 14.05.2003 , в норматив потерь должны включаться:

• потери холостого хода в трансформаторах, батареях статических конденсаторов и статических компенсаторов, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах (СК) и генераторах, работающих в режиме СК;
• потери на корону в линиях;
• расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;
• прочие обоснованные и документально подтвержденные условно-постоянные потери;
• нагрузочные переменные потери в электрических сетях;
• потери в связи с погрешностями приборов учета электроэнергии.

Какие потери имеем?
К настоящему времени разработано достаточно большое количество методов расчета технических потерь электроэнергии. Эти методы – результат многолетней работы большой армии специалистов, которые в различные годы посвятили себя уточнению расчетов потерь в сетях. Защищено большое количество кандидатских и докторских диссертаций по этой тематике, а вопрос и поныне остается актуальным и до конца не изученным. Это связано с тем, что отсутствует полная и достоверная информация о нагрузках электрических сетей всех ступеней напряжения. Причем, чем ниже номинальное напряжение сети, тем менее полная и достоверная информация о нагрузках имеется в наличии.
Различия методов, предложенных отдельными специалистами, в основном заключаются в попытках или восполнить недостающую информацию, или повысить ее точность за счет обобщения, использования статистических данных за аналогичные прошедшие периоды и т.п. Начало унификации методов расчета технических потерь и установления нормативов потерь совпадает примерно с началом активного внедрения вычислительной техники в практику расчетов режимов электрических сетей в середине 60-х годов XX века.
Первые нормативы потерь были установлены во Временных нормативах по эксплуатации городских и сельских электрических сетей, утвержденных приказом Министерства коммунального хозяйства РСФСР N 334 от 30.11.1964.
За последние тридцать лет был выпущен ряд отраслевых инструкций по методам расчета потерь электроэнергии в электрических сетях всех ступеней напряжения. Так, в 1976 г. была введена в действие Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем, разработанная «Уралтехэнерго», в 1987 г. – Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений , разработанная ВНИИЭ и «Уралтехэнерго», и в 2001 г. – Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6) – 0,4 кВ, разработанные «Роскоммунэнерго» и ЗАО «АСУ Мособлэлектро».
Перечисленные нормативные документы сыграли свою положительную роль. В соответствии с этими документами было разработано достаточно большое количество вычислительных программ для ЭВМ. В основе программ лежат практически одни и те же методы расчетов потерь. Отличия программ состоят в основном в их сервисных возможностях, в количестве учитываемых составляющих потерь, объеме и количестве решаемых задач.
Большинство энергосистем и коммунальных электрических сетей, используя ту или иную программу расчета, могут в настоящее время сравнительно точно рассчитать переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в электрических сетях 6 – 750 кВ. Значительную трудность представляет пока расчет потерь в сетях 0,38 кВ в связи с большими объемами этих сетей и малым количеством информации или ее отсутствием о нагрузках этих сетей и об их параметрах (схемах, марках проводов и т.п.). Результаты расчетов по этим программам почти повсеместно показывают, что суммарные технические потери в сетях 0,38-750 кВ не превышают 10-12% от отпуска электроэнергии в сеть. При этом, чем выше ступень напряжения сети, тем, очевидно, ниже относительные потери электроэнергии в ней. Уровень 10-12% считается максимально возможным для потерь электроэнергии в электрических сетях большинства стран с развитой экономикой . Оптимальные же потери находятся в диапазоне 4-6%. Эти цифры подтверждаются докризисным уровнем потерь в электрических сетях энергосистем бывшего СССР в середине – конце 80-х годов прошлого века.
Что же делать в таком случае энергосистемам, у которых фактические потери достигли значений 20-25%? Как правило, в таких энергосистемах значительную долю суммарного полезного отпуска (до 40%) составляют бытовые и мелкомоторные потребители. Здесь наметились два основных пути. Первый путь тяжелый, но правильный – разработка, согласование с региональными энергетическими комиссиями, утверждение и практическая реализация программ снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии. Обеспечение за счет этих программ сначала замедления роста, а затем снижения потерь в сетях.
Второй, более легкий путь – поиск объективных причин роста потерь, обоснование и лоббирование в РЭК повышенного до уровня фактических норматива потерь. Сказанное иллюстрируется таблицей по нормативам потерь в сетях некоторых энергосистем по данным ОАО «Инженерный центр ЕЭС филиала «Фирма ОРГРЭС».
Эти два пути полностью соответствуют известному выражению: «Тот, кто хочет работать, ищет способы, как работу выполнить, тот, кто не хочет или не может, – ищет причины, почему работу сделать нельзя».
Очевидно, что первый путь выгоден абсолютно всем: энергоснабжающим организациям, потребителям, местным администрациям. В этом заинтересованы также РЭК и Госэнергонадзор, так как, снижая потери в сетях, энергоснабжающие организации повышают рентабельность своей работы, а потребители за счет уменьшения стоимости услуг на передачу и распределение электроэнергии получают соответствующее снижение тарифов на электроэнергию. Вместе с тем понятно, что практическая реализация этого пути требует значительных организационных, технических, физических и финансовых усилий. Наши расчеты показывают, что для снижения потерь в сетях на 1 млн. кВт.ч в год нужно затратить около 1 млн. руб. на внедрение соответствующих мероприятий. Второй путь – тупиковый, так как, чем больше потерь будет включено в тариф, тем выше будет тариф на электроэнергию для конечного потребителя, тем больше будет стимулов у этого потребителя к хищению электроэнергии и тем больше вероятность роста потерь и следующего увеличения норматива и т.д.
Задача же, как известно, перед всеми стоит прямо противоположная – остановить рост потерь и добиться их снижения. При этом, как показывают энергетические обследования энергосистем, резервы снижения потерь есть как в сетях с уровнем потерь 20-25%, так и в сетях с потерями 6-8%. Для того, чтобы это сделать практически, необходимо:

1. провести достаточно глубокий расчет и анализ потерь, их структуры и динамики;
2. определить обоснованные уровни нормативных потерь;
3. разработать, согласовать, утвердить, обеспечить финансовыми, материальными, людскими ресурсами и внедрить мероприятия по снижению потерь.

Обоснованный норматив потерь
Превышение фактических потерь в сетях над техническими в два раза и более вынуждают, как уже было сказано выше, и разработчиков методов нормирования потерь, и сами энергосистемы искать дополнительные составляющие норматива потерь.
По общему мнению, такой составляющей, которая, кроме технических потерь, может быть учтена в нормативе, является составляющая, обусловленная погрешностями приборов учета электроэнергии. Это нашло отражение в Постановлении ФЭК РФ от 14.05.03 N37-Э/1 . Однако там не сказано, о каких погрешностях идет речь. А таких как минимум три:

1. допускаемая погрешность измерительного комплекса (ИК), в общем случае состоящего из трансформатора тока, трансформатора напряжения и счетчика при нормальных условиях их эксплуатации;
2. систематическая погрешность ИК (как отрицательная, так и положительная), обусловленная ненормированными рабочими условиями применения ИК;
3. систематическая отрицательная погрешность старых индукционных счетчиков, отработавших свой ресурс, и счетчиков с просроченными сроками поверки.

С учетом приведенного выше определения норматива потерь, вытекающего из требований НК РФ, и основываясь на Постановлении ФЭК РФ N 37-Э/1 от 14.05.2003, под нормативом потерь электроэнергии в электрических сетях мы понимаем алгебраическую сумму технических потерь электроэнергии (DWт) , норматив расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и модуль значения допустимого небаланса электроэнергии в электрической сети (НБД), определяемого в соответствии с по формуле:
D W норм = D W т + |НБ Д |,
Восьмилетний опыт использования в эксплуатации электрических станций и сетей подтвердил стимулирующую направленность основных методических положений Типовой инструкции по повышению достоверности систем учета электроэнергии. При этом допустимый небаланс электроэнергии в и в вышеприведенной формуле рассматривается в практике работы электрических станций и сетей не как нулевое математическое ожидание, а как значение, которое не должен превышать фактический небаланс. Считаем, что электрическая сеть в данном случае не является исключением. Легитимный способ определения систематических погрешностей ИК – инструментальные обследования в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками выполнения измерений. Попытки усреднить погрешности ИК для страны в целом , да еще без учета весьма существенных факторов, могут привести к явным ошибкам. В частности, принятие «типового значения cosj =0,85» может приводить к завышенным или заниженным значениям отрицательных систематических погрешностей. Известно, что в ночные часы в электрических сетях 6-10 кВ cosj часто снижается до 0,4-0,6 из-за их низкой загрузки и преобладающего характера реактивного тока холостого хода распределительных трансформаторов. При низких cosj отрицательная систематическая погрешность трансформаторов, связанная с их недогрузкой по току, может быть скомпенсирована положительной угловой погрешностью. Таким образом, «новая методология» расчета допустимого недоучета электроэнергии как минимум требует уточнения, а по существу, может нанести вред работе по снижению потерь в сетях, так как искусственно увеличивает норматив потерь.
По нашему мнению, недоучет электроэнергии, связанный с ненормированными рабочими условиями применения ИК, с физическим износом индукционных счетчиков, не может быть допустимым и рассматриваться как норматив. В этом случае все потребители за этот «норматив» будут платить и ситуация, как было отмечено выше, будет лишь усугубляться, так как владельцы систем учета не будут заинтересованы в ее совершенствовании. Но поскольку существующая в России система учета электроэнергии не соответствует современным требованиям и недоучет электроэнергии имеет место, задачу по его уменьшению следует решать по-другому.
Уточненный с учетом различных влияющих факторов недоучет электроэнергии в денежном выражении должен быть основой для включения в инвестиционную составляющую тарифа на электроэнергию затрат на совершенствование учета электроэнергии. В этом случае в РЭК одновременно с оценкой ущерба энергоснабжающей организации от несовершенства системы учета электроэнергии (отрицательных систематических погрешностей) должна представляться развернутая обоснованная программа снижения потерь в сетях за счет уменьшения недоучета электроэнергии.
Потребители при этом не просто платят за завышенный «технологически обоснованный расход электроэнергии», а как бы кредитуют работу энергоснабжающих организаций по доведению системы учета электроэнергии до нормативных требований.

Мероприятия по выполнению норматива
Для энергосистем, в сетях которых фактические потери электроэнергии составляют 20-25%, дискуссия о том, какие погрешности приборов учета электроэнергии будут включены в норматив, допустимые или систематические, носит схоластический характер. От того, будут ли к расчетным техническим потерям 8-12% прибавлены 0,5 или 2,5%, проблема не станет менее острой. Всё равно разница между нормативом и фактом потерь будет от 10 до 12%, что в денежном выражении может составить десятки и сотни миллионов рублей прямых убытков в месяц.
Для снижения этих убытков и доведения фактических потерь до нормативного уровня необходима согласованная с РЭК долговременная программа снижения потерь, так как за один-два года снизить фактические потери в 2 раза практически невозможно. 90-95% этого снижения необходимо будет обеспечить за счет уменьшения коммерческой составляющей потерь. Структура коммерческих потерь и мероприятия по их снижению рассмотрены в .
Стратегический путь снижения коммерческих потерь – внедрение АСКУЭ не только на энергообъектах и у энергоемких потребителей, но и у бытовых потребителей, совершенствование энергосбытовой деятельности и системы учета электроэнергии в целом. Очень важен в деле снижения потерь учет «человеческого фактора» . Опыт передовых энергосистем показывает, что инвестиции в обучение персонала, его оснащение соответствующими приборами обнаружения хищений электроэнергии, транспортными средствами, вычислительной техникой и современными средствами связи окупаются за счет снижения потерь, как правило, быстрее, чем инвестиции в счетчики или установку компенсирующих устройств в сетях.
Очень большую опасность для эффективной работы по снижению потерь представляет разделение электросетевого и энергосбытового бизнесов в условиях реструктуризации энергетики. Планируемое и уже кое-где ведущееся выделение из АО-энерго независимых сбытовых компаний (НСК) может нарушить многолетние связи энергосбытов и предприятий электрических сетей, если одновременно не обеспечить взаимную ответственность за потери между будущими распределительными сетевыми компаниями (РСК) и НСК. Возложение всей ответственности за технические и коммерческие потери на РСК без выделения на это соответствующих материальных, финансовых и людских ресурсов может резко увеличить убытки РСК и привести к еще большему росту потерь в сетях. Но это тема уже другой статьи.

Литература

1. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь электроэнергии в электроэнергетических системах // Электрические станции. –1998. – N 9. – С.53-59.
2. Постановление ФЭК РФ от 17.03.2000 N 14/10 «Об утверждении нормативов технологического расхода электрической энергии (мощности) на ее передачу, принимаемых для целей расчета и регулирования тарифов на электрическую энергию (размера платы за услуги по ее передаче)» // Экономика и финансы электроэнергетики. – 2000. – N 8. – С.132-143.
3. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. Утв. Постановлением ФЭК РФ от 31.07.02 N 49-Э/8.
4. Постановление ФЭК РФ от 14.05.03 N 37-Э/1 «О внесении изменений и дополнений в Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденные постановлением ФЭК РФ от 31.07.02 N 49-Э/8».
5. Железко Ю. Нормирование технологических потерь электроэнергии в сетях. Новая методология расчета // Новости электротехники. – 2003. – N 5 (23). – С. 23-27.
6. Воротницкий В.Э. Измерение, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Проблемы и пути решения // Сборник информационных материалов международного научно-технического семинара «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях – 2002». – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.
7. Броерская Н.А., Штейнбух Г.Л. О нормировании потерь электроэнергии в электрических сетях // Электрические станции. – 2003. – N 4.
8. И 34-70-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. – М.: СПО «Союзтехэнерго», 1987.
9. Инструкция по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ. – М.: СПО Союзтехэнерго, 1981.
10. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. – М: СПО ОРГРЭС, 1995.
11. Воротницкий В., Апряткин В. Коммерческие потери электроэнергии в электрических сетях. Структура и мероприятия по снижению// Новости ЭлектроТехники. – 2002. – N 4 (16).

Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня. Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения нецелевых затрат и выбрать способы их снижения. Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

• Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
• Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
• Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:

• Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
• Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу (). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:

• Холостая работа силовых установок.
• Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
• Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

• системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
• отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
• освещение прилегающих к подстанциям территорий;
• зарядное оборудование АКБ;
• оперативные цепи и системы контроля и управления;
• системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
• различные виды компрессорного оборудования;
• вспомогательные механизмы;
• оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

• в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
• неправильно указанный тариф;
• отсутствие контроля за данными приборов учета;
• ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

1. Механический . Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
2. Электрический . Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
3. Магнитный . При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

• Оптимизация схемы и режима работы электросети.
• Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
• Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
• Оптимизация нагрузки трансформаторов.
• Модернизация оборудования.
• Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

• регулярный поиск несанкционированных подключений;
• создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
• проверка показаний;
• автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

• проведение оперативных вычислений;
• суточный критерий;
• вычисление средних нагрузок;
• анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
• обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Теперь переходим к расчету.

Потери электроэнергии в электрических сетях
Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показа-тель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния сис-темы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятель-ности энергоснабжающих организаций.
Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающих-ся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей, совершенствовании методов и средств их эксплуатации и управления, в повышении точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т.п.
По мнению международных экспертов, относительные потери элек-троэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5 %. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно счи-тать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи элек-троэнергии по сетям.
Становится все более очевидным, что резкое обострение проблемы снижения потерь электроэнергии в электрических сетях требует актив-ного поиска новых путей ее решения, новых подходов к выбору соот-ветствующих мероприятий, а главное, к организации работы по сни-жению потерь.
В связи с резким сокращением инвестиций в развитие и техниче-ское перевооружение электрических сетей, в совершенствование сис-тем управления их режимами, учета электроэнергии, возник ряд негативных тенденций, отрицательно влияющих на уровень потерь в сетях, таких как: устаревшее оборудование, физический и моральный износ средств учета электроэнергии, несоответствие установленного оборудования передаваемой мощности.
Из вышеотмеченного следует, что на фоне происходящих измене-ний хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот выдвину-лась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности энерго-снабжающих организаций.
Некоторые определения:
Абсолютные потери электроэнергии --– разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям.
Технические потери электроэнергии – потери обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии, определяются расчетным путем.
Технические потери делятся на условно-постоянные и переменные (зависящие от нагрузки).
Коммерческие потери электроэнергии – потери, определяемые как разность абсолютных и технических потерь.

СТРУКТУРА КОММЕРЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В идеальном случае коммерческие потери электроэнергии в элек-трической сети, должны быть равны нулю. Очевидно, однако, что в реальных условиях отпуск в сеть, по-лезный отпуск и технические потери определяются с погрешностями. Разности этих погрешностей фактически и являются структурны-ми составляющими коммерческих потерь. Они должны быть по возможности сведены к минимуму за счет выполнения соответствую-щих мероприятий. Если такая возможность отсутствует, необходимо внести поправки к показаниям электросчетчиков, компенсирующие систематические погрешности измерений электроэнергии.

Погрешности измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям.
Погрешность измерений электроэнергии в общем случае может быть разбита на
множество составляющих.рассмотрим наиболее значимые составляющие погрешностей изме-рительных комплексов (ИК), в которые могут входить: трансформатор тока (ТТ), трансформатор напряжения (ТН), счетчик электроэнергии (СЭ), линия присоединения СЭ к ТН.
К основным составляющим погрешностей измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии относятся:

погрешности измерений электроэнергии в нормальных условиях
работы ИК, определяемые классами точности ТТ, ТН и СЭ;
дополнительные погрешности измерений электроэнергии в реаль-ных условиях эксплуатации ИК, обусловленные:
заниженным против нормативного коэффициентом мощности
нагрузки (дополнительной угловой погрешностью); .
влиянием на СЭ магнитных и электромагнитных полей различной частоты;
недогрузкой и перегрузкой ТТ, ТН и СЭ;
несимметрией и уровнем подведенного к ИК напряжения;
работой СЭ в неотапливаемых помещениях с недопустимо низ-
кой температурой и т.п.;
недостаточной чувствительностью СЭ при их малых нагрузках,
особенно в ночные часы;
систематические погрешности, обусловленные сверхнормативны-ми сроками службы ИК.
погрешности, связанные с неправильными схемами подключения электросчетчиков, ТТ и ТН, в частности, нарушениями фазировки подключения счетчиков;
погрешности, обусловленные неисправными приборами учета электроэнергии;
погрешности снятия показаний электросчетчиков из-за:
ошибок или умышленных искажений записей показаний;
неодновременности или невыполнения установленных сроков
снятия показаний счетчиков, нарушения графиков обхода счет-
чиков;
ошибок в определении коэффициентов пересчета показаний
счетчиков в электроэнергию.
Следует заметить, что при одинаковых зна-ках составляющих погрешностей измерений отпуска в сеть и полезного отпуска коммерческие потери будут уменьшаться, а при разных - уве-личиваться. Это означает, что с точки зрения снижения коммерческих потерь электроэнергии необходимо проводить согласованную техниче-скую политику повышения точности измерений отпуска в сеть и полезного отпуска. В частности, если мы, например, будем односторонне уменьшать систематическую отрицательную погрешность измерений (модернизировать систему учета), не меняя погрешность измере-ний, коммерческие потери при этом возрастут, что, кстати, имеет место на практике.