Наиболее эффективные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях связаны в основном со снижением коммерческих потерь. Эти мероприятия снижают фактические потери электроэнергии и соответственно затраты сетевых компаний на компенсацию сверхнормативных потерь.
Основным и наиболее эффективным мероприятием по снижению технических потерь электроэнергии является компенсация реактивной мощности в электрических сетях и у потребителей, а также ряд других мероприятий, которые окупаются в сроки, приемлемые для инвесторов программ снижения потерь.
На сегодняшний день наметилась тенденция к переходу от традиционных программ снижения потерь электроэнергии в электрических сетях к бизнес-процессам планирования и управления потерями, что существенно повышает ответственность за практическую реализацию этих бизнес-процессов.
Все мероприятия можно разделить на организационные мероприятия, мероприятия по снижению технических потерь и мероприятия по снижения нетехнических потерь.
К организационным мероприятиям относятся:
Совершенствование нормативно-правовой базы
Организация мониторинга потерь
Создание комиссии по контролю за снижением потерь
Стимулирование и обучение персонала
К мероприятиям по снижению технических потерь относятся:
Оптимизация схем и режимов работы сети
Компенсация реактивной мощности
Замена перегруженных и недогруженных трансформаторов
Замена проводов на перегруженных линиях
Отключение трансформаторов с сезонной нагрузкой
Выравнивание нагрузки
К мероприятиям по снижению нетехнических потерь относятся:
Оснащение персонала средствами обнаружения безучетного потребления
Ликвидация безучетного потребления
Модернизация средств учета электроэнергии
Внедрение автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии АСКУЭ
Установка учета на границе балансовой принадлежности
Организации выносного учета электроэнергии
Организация выносного защищенного автоматизированного коммерческого высоковольтного учета, организация выносного защищенного автоматизированного коммерческого учета у бытовых потребителей, ликвидация бездоговорного и безучетного потребления, установка приборов учета повышенных классов точности, организация АСКУЭ позволяют снизить энергопотребления на величину до 70 процентов.
36.Функции диспетчерского управления должны выполнять:
в ЕЭС — центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС России);
в ОЭС — объединенное диспетчерское управление (ОДУ);
в энергосистеме — центральная диспетчерская служба (ЦДС);
в электрической сети — оперативно-диспетчерская служба этой сети;
в тепловой сети — диспетчерская служба этой сети.
6.1.5. Для каждого диспетчерского уровня должны быть установлены две категории управления оборудованием и сооружениями — оперативное управление и оперативное ведение.
6.1.6. В оперативном управлении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства репейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться под руководством диспетчера.
6.1.7. В оперативном ведении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешения диспетчера.
6.1.8. Все линии электропередачи,.теплопроводы, оборудование и устройства электростанций и сетей должны быть распределены по уровням диспетчерского управления.
Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчеров энергообъектов или АО-энерго, должны быть составлены с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены техническим руководителем этого энергообъекта или АО-энерго.
6.1.9. Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно-диспетчерского управления должны быть регламентированы соответствующими типовыми положениями и договорами на участие собственников энергообъектов в параллельной работе с ЕЭС России. Уклонение от заключения договоров не допускается. Спорные вопросы, возникающие при заключении договоров, должны решаться в соответствии с законодательством Российской Федерации.
6.1.10. Оперативно-диспетчерское управление должно осуществляться с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.
37. Динамика мирового производства электроэнергии (Год — млрд Квт*час):
- 1890 — 9
- 1900 — 15
- 1914 — 37,5
- 1950 — 950
- 1960 — 2300
- 1970 — 5000
- 1980 — 8250
- 1990 — 11800
- 2000 — 14500
- 2005 — 18138,3
- 2007 — 19894,8
Крупнейшими в мире странами-производителями электроэнергии являются вырабатывающие по 20 % от мирового производства США, Китай и уступающие им в 4 раза Япония, Россия, Индия.
38. Объектом исследования является формирование прогноза развития
электроэнергетики Российской Федерации (в зоне централизованного
электроснабжения России и объединенных энергетических систем) на период
2009—2015 гг. и на 2020 г. на базе уточненного прогноза электропотребления
и планов-прогнозов энергетических компаний о развитии генерирующих мощностей
на электростанциях и электросетевых объектов.
Цель разработки Прогнозного баланса – на базе уточненного прогноза
электропотребления и предложений энергетических компаний о развитии
генерирующих мощностей на электростанциях и электросетевых объектов в период до 2020 г. сформировать комплексный прогноз развития электроэнергетики на период 2009—2015 гг. и на 2020 г., параметры которого позволят осуществить мониторинг реализации задаваемых Генеральной схемой показателей.
