53
Экспериментальные исследования
по выявлению дополнительных
факторов, влияющих на величину
технологических потерь
электроэнергии
В
статье
рассматриваются
результаты
реализации
Программы
эксперимен
-
тальных
исследований
по
выявлению
дополнительных
факторов
,
влияющих
на
величину
технологических
потерь
в
филиалах
ПАО
«
МРСК
Центра
».
Целью
данной
программы
было
выявить
дополнительные
факторы
и
оценить
степень
их
влияния
на
величину
технологических
потерь
по
сравнению
с
«
Инструкци
-
ей
по
организации
в
Министерстве
энергетики
Российской
Федерации
работы
по
расчету
и
обоснованию
нормативов
технологических
потерь
электроэнер
-
гии
при
ее
передаче
по
электрическим
сетям
».
Магон
А
.
И
.,
начальник
службы
электрических
режимов
филиала
ПАО
«
МРСК
Центра
» — «
Смоленскэнерго
»
Н
а
данном
этапе
развития
энергетики
предъявляются
все
более
жесткие
требования
к
системе
определения
потерь
электроэнергии
,
трудности
в
учете
и
контроле
которых
обусловлены
ве
-
роятностно
определенными
или
неопреде
-
ленными
исходными
данными
.
Все
это
делает
приоритетным
постоянное
развитие
методи
-
ческих
подходов
к
решению
данной
пробле
-
мы
.
В
связи
с
этим
целесообразным
является
развитие
теории
и
методов
расчета
потерь
электроэнергии
,
а
также
методов
планирова
-
ния
мероприятий
по
снижению
потерь
элемен
-
тов
электрических
сетей
[1].
В
настоящее
время
при
расчете
потерь
электроэнергии
руководствуются
«
Инструкци
-
ей
по
организации
в
Министерстве
энергети
-
ки
Российской
Федерации
работы
по
расчету
и
обоснованию
нормативов
технологических
потерь
электроэнергии
при
ее
передаче
по
электрическим
сетям
»,
утвержденной
прика
-
зом
Минэнерго
России
№
326
от
30
декабря
2008
года
(
далее
—
Инструкция
).
Настоящая
Инструкция
разработана
для
рас
-
чета
и
обоснования
нормативов
технологических
потерь
электроэнергии
и
их
снижения
в
электри
-
ческих
сетях
организаций
,
осуществляющих
ус
-
луги
по
передаче
электроэнергии
,
в
том
числе
территориальных
сетевых
организаций
(
ТСО
),
федеральной
сетевой
компании
(
ФСК
)
и
маги
-
стральных
сетевых
компаний
(
МСК
) [2].
В
тоже
время
,
Министерством
энергетики
была
проведена
работа
по
сравнительному
анализу
(
бенчмаркингу
)
потерь
электроэнер
-
гии
электросетевых
компаний
с
целью
оценки
эффективности
их
деятельности
[3].
На
основе
данного
анализа
приказом
№
887
от
26.09.2017
«
Об
утверждении
нормативов
потерь
электри
-
ческой
энергии
при
ее
передаче
по
электриче
-
ским
сетям
территориальных
сетевых
органи
-
заций
»
были
утверждены
нормативы
потерь
электроэнергии
для
сетевых
компаний
.
Если
рассматривать
с
финансовой
точки
зре
-
ния
,
то
сверхнормативные
потери
электроэнер
-
гии
в
электрических
сетях
—
это
прямые
фи
-
нансовые
убытки
электросетевых
компаний
[4].
В
то
же
время
,
согласно
[5],
технические
потери
электроэнергии
определяются
расчетным
путем
на
основе
законодательства
об
электроэнерге
-
тике
,
а
также
схемных
и
режимных
параметров
сетей
.
Технические
потери
являются
необходи
-
мым
технологическим
расходом
электроэнергии
на
передачу
электроэнергии
по
электрическим
сетям
.
Коммерческие
потери
электроэнергии
представляют
собой
разность
между
величина
-
ми
отчетных
и
технических
потерь
и
включают
в
себя
все
виды
неучтенной
электроэнергии
,
в
том
числе
хищения
,
а
также
различные
виды
погрешностей
.
То
есть
подобные
потери
не
от
-
носятся
к
технологическим
и
,
следовательно
,
нет
оснований
относить
стоимость
подобных
по
-
терь
по
подпункту
3
пункта
7
статьи
254
Налого
-
вого
Кодекса
РФ
.
Таким
образом
,
при
передаче
электро
-
энергии
от
поставщика
к
потребителю
в
соот
-
ветствии
с
заключенным
договором
техноло
-
гические
потери
электроэнергии
(
нагрузочные
потери
и
потери
в
линиях
электропередачи
)
при
транспортировке
и
реализации
являются
потерями
собственника
электроэнергии
,
у
ко
-
учет электроэнергии
№
4 (49) 2018
54
торого
они
и
могут
быть
уч
-
тены
в
уменьшение
нало
-
гооблагаемой
прибыли
по
подпункту
3
пункта
7
статьи
254
Налогового
Кодекса
РФ
.
При
этом
,
поскольку
в
указанном
подпункте
не
содержится
указаний
на
то
,
что
технологические
потери
принимаются
в
пределах
каких
-
либо
норм
,
то
техно
-
логические
потери
электро
-
энергии
сверх
норм
,
уста
-
новленных
региональной
энергетической
комиссией
субъекта
Российской
Феде
-
рации
,
могут
быть
учтены
для
целей
налогообложе
-
ния
прибыли
при
экономи
-
ческой
оправданности
[6].
Таким
образом
,
сущест
-
вуют
риски
признания
ком
-
мерческих
потерь
электро
-
энергии
убытками
в
со
-
ответствии
с
Налоговым
кодексом
РФ
.
В
целях
выявления
дополнительных
факторов
,
влияющих
величину
технологических
потерь
,
но
не
учитываемых
в
настоящее
время
при
расчете
в
специализированных
программных
комплек
-
сах
,
для
подготовки
предложений
в
Министерство
энергетики
РФ
по
дополнению
Инструкции
,
в
части
учета
дополнительных
факторов
,
влияющих
на
объем
технологических
потерь
электроэнергии
,
в
ПАО
«
МРСК
Центра
»
была
реализована
Про
-
грамма
экспериментальных
исследований
по
вы
-
явлению
дополнительных
факторов
,
влияющих
на
объем
технологических
потерь
.
Согласно
данной
программе
были
выполнены
следующие
исследо
-
вания
:
1.
Оценка
погрешности
расчета
активных
сопро
-
тивлений
проводов
ЛЭП
110
кВ
из
-
за
неучета
различных
метеоусловий
.
2.
Определение
размера
возможных
неучтенных
потерь
электроэнергии
в
соединениях
участков
провода
— «
скрутках
»
сети
0,4
кВ
.
3.
Определение
размера
возможных
неучтенных
потерь
в
изоляции
кабелей
6(10)
и
0,4
кВ
.
4.
Оценка
систематических
погрешностей
,
обу
-
словленных
сверхнормативными
сроками
служ
-
бы
измерительных
комплексов
(
ИК
).
5.
Определение
размера
возможных
неучтенных
потерь
в
силовых
трансформаторах
,
в
том
чис
-
ле
:
–
потерь
в
магнитопроводе
трансформатора
после
ремонта
;
–
потерь
,
обусловленных
сроком
службы
транс
-
форматоров
.
6.
Оценка
дополнительных
нагрузочных
потерь
,
обусловленных
фактическим
потреблением
ре
-
активной
мощности
в
сети
0,4
кВ
.
Рассмотрим
подробнее
результаты
вышеуказан
-
ных
исследований
.
Табл
. 1.
Сравнение
расчетных
и
фактических
потерь
для
ВЛ
110
кВ
Наименование
филиала
Количество
ис
сле
ду
е
-
мых
ЛЭП
110
кВ
,
шт
Фактические
потери
боль
ше
рас
-
четных
,
шт
Расчетные
потери
больше
фак
-
ти
ческих
,
шт
В
разные
периоды
соотношение
фак
-
тических
и
рас
-
четных
потерь
разное
,
шт
Белгородэнерго
28
–
–
Брянскэнерго
14
6
3
5
Воронежэнерго
6
5
0
1
Костромаэнерго
8
2
6
Курскэнерго
6
4
2
Липецкэнерго
1
произв
.
оценка
изменения
потерь
от
температуры
Орелэнерго
3
0
3
Смоленскэнерго
4
3
1
Тамбовэнерго
4
4
0
Тверьэнерго
6
произв
.
оценка
изменения
потерь
от
температуры
Ярэнерго
12
3
9
ИТОГО
по
МРСК
Центра
92
27
24
6
ИССЛЕДОВАНИЕ
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ
ПОТЕРЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В
ВЛ
110
КВ
Для
исследований
была
выбрана
группа
,
состоя
-
щая
из
92
ВЛ
110
кВ
.
Результаты
сравнения
факти
-
ческих
и
расчетных
потерь
приведены
в
таблице
1.
Сравнение
фактических
и
расчетных
нагрузоч
-
ных
потерь
электроэнергии
в
исследованных
ВЛ
110
кВ
(
оснащенных
по
концам
АСКУЭ
)
не
выявило
каких
-
либо
неучтенных
факторов
.
Это
объясняется
следующими
особенностями
:
–
число
линий
,
по
которым
расчетные
потери
пре
-
вышают
фактические
,
примерно
равно
числу
линий
,
по
которым
расчетные
потери
меньше
фактических
,
что
характерно
для
нормального
закона
распределения
в
пределах
погрешностей
измерительных
комплексов
(
трансформаторов
тока
,
трансформаторов
напряжения
и
приборов
учета
);
–
основной
метеофактор
,
влияющий
на
уровень
потерь
, —
температура
наружного
воздуха
—
учитывается
при
расчетах
(
адекватность
учета
в
ПК
данного
метеофактора
была
подтверж
-
дена
расчетами
потерь
в
зимний
и
летний
пе
-
риоды
);
–
влияние
еще
одного
метеофактора
—
скорости
ветра
в
районе
прохождения
ВЛ
—
в
настоящее
время
учесть
невозможно
по
техническим
при
-
чинам
(
отсутствие
соответствующих
датчиков
,
преобразователей
и
т
.
п
.).
Планируемая
«
цифровизация
»
электросетевого
комплекса
,
возможно
,
позволит
передавать
в
ПК
метеоданные
в
районах
прохождения
конкретных
ЛЭП
в
режиме
реального
времени
(
наряду
с
дан
-
ными
об
узловых
нагрузках
и
напряжениях
).
Это
позволит
учесть
все
метеофакторы
,
оказывающие
даже
не
слишком
значительное
влияние
на
точ
-
ность
расчета
технологических
потерь
.
УЧЕТ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
55
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
РАЗМЕРА
ВОЗМОЖНЫХ
НЕУЧТЕННЫХ
ПОТЕРЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В
СОЕДИНЕНИЯХ
УЧАСТКОВ
ПРОВОДА
—
«
СКРУТКАХ
»
СЕТИ
0,4
КВ
Лабораторные
измерения
переходного
сопротивле
-
ния
соединения
двух
участков
алюминиевого
про
-
вода
,
выполненного
«
скруткой
»,
были
организованы
и
проведены
в
двух
филиалах
ПАО
«
МРСК
Центра
»:
«
Костромаэнерго
»
и
«
Белгородэнерго
».
Результаты
замеров
сопротивлений
представлены
на
рисун
-
ках
1
и
2.
Лабораторные
измерения
переходного
сопро
-
тивления
соединения
двух
участков
провода
,
вы
-
полненного
«
скруткой
»,
показали
,
что
в
данном
слу
-
чае
сопротивление
участка
провода
снижается
по
сравнению
с
участком
целого
провода
аналогичной
длины
.
Это
снижение
,
при
технологически
правиль
-
ном
соединении
,
обусловлено
увеличением
сечения
в
месте
соединения
.
Наличие
единичных
«
некаче
-
ственных
»
скруток
является
недостатком
должного
обслуживания
ВЛ
и
не
может
быть
причиной
допол
-
нительных
потерь
,
которые
можно
будет
нормиро
-
вать
.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
РАЗМЕРА
ВОЗМОЖНЫХ
НЕУЧТЕННЫХ
ПОТЕРЬ
В
ИЗОЛЯЦИИ
КАБЕЛЕЙ
6(10)
И
0,4
КВ
Исследования
показали
,
что
значения
потерь
в
обо
-
лочках
трехжильных
кабелей
с
бумажной
изоляцией
не
имеют
большего
отличия
от
значений
,
заданных
в
Инструкции
.
Однако
особого
внимания
(
в
соответ
-
ствии
с
Технической
политикой
ПАО
«
Россети
»)
за
-
служивает
все
большее
применение
одножильных
кабелей
из
сшитого
полиэтилена
(
СПЭ
).
Условия
электромагнитной
совместимости
которых
требуют
экранирования
каждой
фазы
,
что
вызывает
необ
-
ходимость
принятия
дополнительных
мер
электро
-
безопасности
—
заземления
экрана
с
обеих
сторон
кабеля
.
Это
приводит
к
появлению
тока
в
экране
кабеля
и
дополнительным
потерям
,
сопоставимым
с
потерями
электроэнергии
в
жиле
.
Проблема
усугубляется
необходимостью
делать
сечение
экрана
достаточно
большим
по
условию
термической
стойкости
при
двухфазном
замыкании
(
рисунок
3).
Это
приводит
к
увеличению
наведенного
тока
и
,
соответственно
,
к
увеличению
потерь
.
Были
произведены
замеры
потерь
электроэнер
-
гии
в
кабелях
из
сшитого
полиэтилена
,
а
также
про
-
ведены
расчеты
потерь
электроэнергии
по
этим
кабелям
в
программе
РАП
-
стандарт
,
согласно
Ин
-
струкции
.
Также
были
произведены
расчеты
потерь
электроэнергии
в
экране
согласно
[7].
Результаты
представлены
в
таблице
2.
Таким
образом
,
главным
результатом
исследова
-
ний
дополнительных
потерь
электроэнергии
в
кабе
-
лях
является
то
,
что
при
расчете
потерь
в
кабелях
СПЭ
некорректно
использовать
методологию
,
изло
-
женную
в
Инструкции
,
которая
не
описывает
меха
-
низм
расчета
дополнительных
потерь
электроэнер
-
гии
в
экране
кабеля
СПЭ
.
цельный
1 скрутка
2 скрутки
3 скрутки
4 скрутки
5 скруток
0,02199
0,02183
0,02167
0,02151
0,02135
0,02119
0,0035
0,0033
0,0020
0,0020
0,0014
0,0008
А-16 А-25 А-35
Цельный провод
Провод со скруткой
Рис
. 1.
Сопротивление
участков
проводов
сечением
16
мм
2
и
длиной
10
м
с
различным
количеством
скруток
,
Ом
Рис
. 2.
Сопротивление
участков
проводов
длиной
2
м
и
различных
сечений
:
цельных
и
со
скруткой
,
Ом
Рис
. 3.
Сечение
кабеля
из
сшитого
полиэти
-
лена
Табл
. 2.
Сравнительный
анализ
расчетных
и
фактических
потерь
электроэнергии
в
кабелях
СПЭ
Марка
кабеля
Длина
кабеля
,
км
Отпуск
в
сеть
,
кВт
·
ч
Разница
расхода
—
фактические
потери
,
кВт
·
ч
Расчет
в
ПК
,
кВт
·
ч
(
с
учетом
потерь
в
изоляции
)
Разница
фактических
потерь
и
расчетных
,
кВт
·
ч
Разница
фактических
потерь
и
расчетных
,
%
от
ОС
Расчетное
значение
потерь
в
экране
*,
кВт
·
ч
Расчетное
значение
потерь
в
изоляции
,
кВт
·
ч
2
х
3
АПвП
-240
1,02
161 185
846
212
634
+ 0,39%
45
144
2
х
3
АПвПу
-240
0,98
33 202
118
142
– 24
– 0,07%
30
138
*
Потери
в
экране
были
рассчитаны
в
соответствии
со
Стандартом
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
»
СТО
56947007 29.06.20.103-
2011 «
Силовые
кабели
.
Методика
расчета
устройств
заземления
экранов
,
защиты
от
перенапряжений
изоляции
силовых
кабелей
на
напряжение
110–500
кВ
с
изоляцией
из
сшитого
полиэтилена
».
Учитывая
одинаковую
физику
процессов
в
кабелях
более
низкого
напряжения
,
была
применена
данная
методика
и
для
кабелей
с
более
низким
на
-
пряжением
,
чем
110
кВ
.
жила
экран
изоляция
r
2
r
1
r
3
r
4
№
4 (49) 2018
56
ОЦЕНКА
СИСТЕМАТИЧЕСКИХ
ПОГРЕШНОСТЕЙ
,
ОБУСЛОВЛЕННЫХ
СВЕРХНОРМАТИВНЫМИ
СРОКАМИ
СЛУЖБЫ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ
КОМПЛЕКСОВ
Исследования
систематических
погрешностей
,
обусловленных
сверхнормативными
сроками
службы
измерительных
комплексов
(
ИК
),
прове
-
денные
в
шести
филиалах
ПАО
«
МРСК
Центра
»
на
основании
существующих
методик
,
показали
,
что
объем
этих
потерь
в
среднем
не
превышает
7%
от
рассчитываемых
в
существующих
ПК
потерь
,
об
-
условленных
допустимыми
погрешностями
прибо
-
ров
учета
,
что
составляет
весьма
незначительную
величину
.
При
достаточно
высоких
затратах
временных
ресурсов
на
сбор
информации
для
расчета
этой
составляющей
потерь
,
постоянном
обновлении
парка
приборов
учета
и
,
как
следствие
,
сниже
-
нии
систематической
погрешности
,
вызванной
сверхнормативным
сроком
службы
ИК
,
данный
дополнительный
фактор
при
расчетах
потерь
электроэнергии
можно
не
учитывать
.
Однако
в
процессе
исследований
было
обращено
вни
-
мание
на
наличие
еще
одного
фактора
,
оказыва
-
ющего
влияние
на
объем
фактических
потерь
, —
систематическую
отрицательную
погрешность
измерительных
комплексов
,
вызванную
в
первую
очередь
низкой
загрузкой
(
менее
20%)
трансфор
-
маторов
тока
,
входящих
в
ИК
,
изображенную
на
ри
-
сунке
4.
На
эту
тему
имеются
научные
исследования
и
предложены
методики
оценки
объема
недоуче
-
та
пропущенной
через
ИК
электроэнергии
.
Имеет
смысл
оценить
возможный
объем
недоучета
при
-
нятой
к
распределению
в
сети
электроэнергии
,
а
также
объем
недоучета
электроэнергии
,
отдан
-
ной
потребителям
,
имеющим
в
составе
своих
ИК
трансформаторы
тока
.
Оценка
делается
на
осно
-
вании
фактических
данных
о
количестве
таких
ИК
и
реальной
средней
загрузке
трансформаторов
тока
.
Наличие
в
нескольких
филиалах
ПАО
«
МРСК
Центра
»
значительных
отрицательных
«
коммер
-
ческих
»
потерь
в
сетях
высокого
напряжения
(
там
,
где
формируется
основной
объем
принятой
к
рас
-
пределению
электроэнергии
)
позволяет
сделать
предположение
о
значительном
влиянии
низкой
загрузки
трансформаторов
тока
на
погрешность
определения
объема
электроэнергии
,
учитыва
-
емой
ИК
,
в
состав
которых
входят
данные
транс
-
форматоры
.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
РАЗМЕРА
ВОЗМОЖНЫХ
НЕУЧТЕННЫХ
ПОТЕРЬ
В
СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРАХ
1.
Дополнительные
потери
электроэнергии
в
маг
-
нитопроводе
трансформатора
после
ремонта
.
Увеличение
потерь
в
магнитопроводе
трансформа
-
тора
после
ремонта
,
связанного
с
разборкой
маг
-
нитопровода
(
например
,
для
ремонта
или
замены
обмотки
трансформатора
)
составляет
в
среднем
порядка
40%.
Средняя
мощность
ремонтируемых
трансформаторов
составила
100
кВА
.
Если
учесть
,
что
в
основном
ремонту
подвергались
трансформа
-
торы
,
прослужившие
много
лет
(
и
даже
паспортный
уровень
потерь
в
них
не
соответствует
современ
-
ным
требованиям
энергоэффективности
),
встает
вопрос
об
экономической
целесообразности
про
-
изводства
такого
ремонта
.
Предлагается
прово
-
дить
обязательное
технико
-
экономическое
обо
-
снование
эффективности
капитального
ремонта
силового
трансформатора
с
учетом
увеличения
по
-
терь
в
трансформаторе
после
ремонта
на
40%
или
установки
нового
трансформатора
с
потерями
,
со
-
ответствующими
современным
требованиям
энер
-
гоэффективности
.
Для
учета
увеличения
потерь
в
трансформаторах
после
ремонта
необходимо
вносить
изменения
,
учитывающие
увеличение
по
-
терь
холостого
хода
,
в
расчетные
модели
ПК
.
2.
Исследования
дополнительных
потерь
элек
-
троэнергии
,
обусловленных
сроком
службы
трансформаторов
.
Данные
увеличения
потерь
электроэнергии
в
магнитопроводе
трансформато
-
ров
,
обусловленных
сроком
их
службы
,
полученные
на
основании
реальных
измерений
и
имеющихся
научных
работ
на
данную
тему
,
позволили
сделать
вывод
о
достаточной
стабильности
потерь
холосто
-
го
хода
в
силовых
трансформаторах
на
протяжении
первых
двадцати
лет
эксплуатации
и
последующем
их
увеличении
в
среднем
на
1,75%
от
первоначаль
-
ного
уровня
в
год
,
и
формула
зависимости
роста
потерь
х
.
х
.
для
трансформаторов
старше
20
лет
бу
-
дет
выглядеть
следующим
образом
:
P
х
.
х
.
расч
=
P
х
.
х
.
пасп
· (1 + 0,0175 · (
T
сл
– 20)).
(1)
По
итогам
экспериментальных
исследований
,
проведенных
филиалами
«
Тамбовэнерго
», «
Смо
-
ленскэнерго
»
и
«
Ярэнерго
»,
зависимость
изменения
потерь
холостого
хода
от
срока
службы
такова
,
что
для
трансформаторов
со
сроком
эксплуатации
бо
-
лее
6
лет
потери
мощности
холостого
хода
увеличи
-
ваются
на
0,4%
за
каждый
год
эксплуатации
после
6
лет
.
То
есть
формула
будет
выглядеть
следующим
образом
:
P
х
.
х
.
расч
=
P
х
.
х
.
пасп
· (1 + 0,004 · (
T
сл
– 6)).
Согласно
оценке
,
проведенной
на
осно
-
вании
данных
существующего
парка
сило
-
вых
трансформаторов
6–110
кВ
(
таблица
3),
общий
по
ПАО
«
МРСК
Центра
»
объем
недо
-
учитываемых
потерь
может
составлять
по
-
рядка
100
млн
кВт
·
ч
в
год
в
трансформаторах
35–110
кВ
и
100
млн
кВт
·
ч
в
год
в
трансфор
-
маторах
6–10
кВ
.
Дифференциация
групп
-1
-0,5
0
0,5
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,05
Рис
. 4.
Зависимость
систематической
погрешности
трансфор
-
матора
тока
классом
точности
0,5
от
его
загрузки
УЧЕТ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
57
трансформаторов
по
срокам
службы
представлена
на
рисунке
5.
В
связи
с
вышесказанным
,
возникает
необхо
-
димость
дополнительных
исследований
,
которые
позволят
вычислить
и
учесть
при
расчетах
техно
-
логических
потерь
данный
дополнительный
фак
-
тор
в
зависимости
от
срока
эксплуатации
силового
трансформатора
.
ОЦЕНКА
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ
НАГРУЗОЧНЫХ
ПОТЕРЬ
,
ОБУСЛОВЛЕННЫХ
ФАКТИЧЕСКИМ
ПОТРЕБЛЕНИЕМ
РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ
В
СЕТИ
0,4
КВ
Проведенная
оценка
дополнительных
нагрузочных
потерь
,
обусловленных
фактическим
потреблени
-
ем
реактивной
мощности
в
сети
0,4
кВ
,
показала
,
что
сегодняшнее
потребление
электроэнергии
бы
-
товым
сектором
имеет
значительную
реактивную
составляющую
.
Так
более
30%
бытовой
и
смешан
-
ной
нагрузки
имеет
tg
выше
нормативного
значе
-
ния
для
данного
уровня
напряжения
— 0,35.
Табл
. 3.
Дополнительные
потери
х
.
х
.
силовых
трансформаторов
сроком
службы
более
20
лет
по
филиалам
ПАО
«
МРСК
Центра
»
Наименование
филиала
W
35-110
,
тыс
.
кВт
·
ч
/
год
W
6-10
,
тыс
.
кВт
·
ч
/
год
Белгородэнерго
7426
19 639
Брянскэнерго
7668
4695
Воронежэнерго
12 861
8561
Костромаэнерго
6162
6094
Курскэнерго
11 890
9243
Липецкэнерго
7396
7820
Орелэнерго
6679
5563
Смоленскэнерго
11 023
10 476
Тамбовэнерго
8994
6452
Тверьэнерго
15 853
9792
Ярэнерго
7462
9822
ИТОГО
по
МРСК
Центра
103 414
98 157
Рис
. 5.
Дифференциация
групп
силовых
трансформато
-
ров
ПАО
«
МРСК
Центра
»
по
срокам
службы
До 20 лет
До 20 лет
12%
20–40 лет
Всего 4189 шт.
Всего 106 889 шт.
20–40 лет
58%
Более
40 лет
Более
40 лет
30%
31%
40%
29%
C
иловые
трансформаторы
35–110
кВ
Силовые
трансформаторы
6–10
кВ
Однако
существующие
ПК
позволяют
устанав
-
ливать
при
расчетах
не
обобщенное
значение
ко
-
эффициента
реактивной
мощности
,
а
его
значение
,
соответствующее
действительно
потребляемой
ре
-
активной
мощности
для
каждого
фидера
,
центра
пи
-
тания
или
подразделения
(
РЭС
)
в
целом
.
Чем
боль
-
ше
исходной
информации
о
потреблении
активной
и
реактивной
мощности
и
чем
более
она
детализи
-
рована
,
тем
точнее
будут
расчеты
.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
И
ВЫВОДЫ
Проведенные
исследования
дополнительных
факторов
,
влияющих
на
величину
технологических
потерь
электроэнергии
в
электрических
сетях
по
-
казали
,
что
существуют
факторы
,
учет
которых
уже
либо
осуществляется
в
программных
комплексах
по
расчету
технологических
потерь
электроэнергии
,
либо
не
принесет
существенного
изменения
данной
величины
(
метеоусловия
, «
скрутки
»
ВЛ
0,4
кВ
,
изо
-
ляция
кабеля
,
срок
службы
систем
учета
,
режим
по
реактивной
мощности
),
а
также
факторы
(
наличие
токопроводящего
экрана
СПЭ
кабелей
,
загрузка
трансформаторов
ТТ
,
срок
службы
трансформато
-
ров
),
учет
которых
требует
дополнительных
научно
-
экспериментальных
исследований
,
позволяющих
подготовить
конструктивные
предложения
и
допол
-
нения
в
нормативно
-
правовые
акты
и
в
НТД
,
свя
-
занные
с
расчетом
технологических
потерь
электро
-
энергии
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Грачева
Е
.
И
.
Развитие
теории
и
методов
оценки
функционирова
-
ния
низковольтных
электрических
сетей
промышленных
предприя
-
тий
:
дис
…
докт
.
техн
.
наук
: 05.09.03
/
Е
.
И
.
Грачева
.
Казань
, 2014. 365
с
.
2.
Инструкция
по
организации
в
Ми
-
нистерстве
энергетики
Российской
Федерации
работы
по
расчету
и
обоснованию
нормативов
техно
-
логических
потерь
электроэнергии
при
ее
передаче
по
электрическим
сетям
.
Утверждена
приказом
Мин
-
энерго
России
№
326
от
30
декаб
-
ря
2008
года
.
3.
О
внесении
изменений
в
методи
-
ку
определения
нормативов
по
-
терь
электрической
энергии
при
ее
передаче
по
электрическим
се
-
тям
,
утвержденную
приказом
Мин
-
энерго
РФ
№
506
от
07.08.2014
г
.
Утверждено
приказом
Министер
-
ства
энергетики
РФ
№
875
от
31.08.2016
г
.
4.
Воротницкий
В
.
Э
.
Снижение
по
-
терь
электроэнергии
в
электриче
-
ских
сетях
.
Динамика
,
структура
,
методы
анализа
и
мероприятия
//
Энергосбережение
, 2005,
№
2.
С
. 2–6.
5.
Федеральный
закон
№
117-
ФЗ
На
-
логового
кодекса
Российской
Фе
-
дерации
от
05.08.2000
г
.
с
измене
-
ниями
от
19.07.2018
г
.
6.
По
вопросу
учета
для
целей
нало
-
гообложения
прибыли
у
АО
-
энерго
технологических
потерь
электро
-
энергии
.
Письмо
ФНС
РФ
№
02-1-
08/256
от
19.12.2005
г
.
7.
СТО
56947007 29.060.20.103-2011.
Силовые
кабели
.
Методика
рас
-
чета
устройств
заземления
экра
-
нов
,
защиты
от
перенапряжений
изоляции
силовых
кабелей
на
на
-
пряжение
110–500
кВ
с
изоляцией
из
сшитого
полиэтилена
.
Стандарт
организации
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
».
Утверж
ден
и
введен
в
действие
приказом
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
№
618
от
11.102011
г
.
№
4 (49) 2018
Оригинал статьи: Экспериментальные исследования по выявлению дополнительных факторов, влияющих на величину технологических потерь электроэнергии
В статье рассматриваются результаты реализации Программы экспериментальных исследований по выявлению дополнительных факторов, влияющих на величину технологических потерь в филиалах ПАО «МРСК Центра». Целью данной программы было выявить дополнительные факторы и оценить степень их влияния на величину технологических потерь по сравнению с «Инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям».
