Cálculo do volume de produção de energia térmica e da estrutura de oferta produtiva. Perdas de eletricidade em redes elétricas

As perdas de eletricidade nas redes elétricas são o indicador mais importante da eficiência do seu funcionamento, um indicador claro do estado do sistema de medição de eletricidade e da eficiência das atividades de venda de energia das organizações fornecedoras de energia. Este indicador indica cada vez mais claramente problemas acumulados que exigem soluções urgentes no desenvolvimento, reconstrução e reequipamento técnico das redes eléctricas, melhoria dos métodos e meios do seu funcionamento e gestão, aumento da precisão da medição da electricidade, eficiência na recolha de fundos para electricidade fornecidos aos consumidores, etc. Segundo especialistas internacionais, as perdas relativas de eletricidade durante a sua transmissão e distribuição nas redes elétricas da maioria dos países podem ser consideradas satisfatórias se não excederem 4-5%. Perdas elétricas de 10% podem ser consideradas o máximo permitido do ponto de vista da física da transmissão de eletricidade através das redes. Torna-se cada vez mais óbvio que o acentuado agravamento do problema da redução das perdas de electricidade nas redes eléctricas exige uma procura activa de novas formas de o resolver, de novas abordagens para a selecção de medidas adequadas e, o mais importante, para a organização do trabalho. para reduzir perdas.

Devido a uma redução acentuada dos investimentos no desenvolvimento e reequipamento técnico das redes eléctricas, na melhoria dos sistemas de controlo dos seus modos, medição de electricidade, surgiram uma série de tendências negativas que afectam negativamente o nível de perdas nas redes, tais como: equipamentos obsoletos, desgaste físico e moral dos medidores de energia elétrica, incompatibilidade dos equipamentos instalados com a potência transmitida.
Do exposto conclui-se que num contexto de mudanças em curso no mecanismo económico do sector energético e da crise económica no país, o problema da redução das perdas de electricidade nas redes eléctricas não só não perdeu a sua relevância, mas, pelo contrário , tornou-se uma das tarefas de garantir a estabilidade financeira das organizações fornecedoras de energia.

Algumas definições:
As perdas absolutas de eletricidade são a diferença entre a eletricidade fornecida à rede elétrica e a fornecida de forma útil aos consumidores.
Perdas técnicas de energia elétrica - perdas causadas por processos físicos de transmissão, distribuição e transformação de energia elétrica, são determinadas por cálculo.
As perdas técnicas são divididas em condicionalmente constantes e variáveis ​​​​(dependendo da carga).
As perdas comerciais de eletricidade são perdas definidas como a diferença entre as perdas absolutas e as perdas técnicas.

ESTRUTURA DE PERDAS DE ELETRICIDADE COMERCIAL

Idealmente, as perdas comerciais de eletricidade na rede elétrica deveriam ser zero. É óbvio, no entanto, que em condições reais o fornecimento à rede, o fornecimento útil e as perdas técnicas são determinados com erros. As diferenças nestes erros são, na verdade, os componentes estruturais das perdas comerciais. Devem ser minimizados tanto quanto possível através da implementação de medidas adequadas. Se isso não for possível, é necessário fazer alterações nas leituras dos medidores de eletricidade para compensar erros sistemáticos nas medições de eletricidade.

Erros nas medições da eletricidade fornecida à rede e fornecida de forma útil aos consumidores.
O erro nas medições de eletricidade no caso geral pode ser dividido em vários componentes. Consideremos os componentes mais significativos dos erros dos complexos de medição (MC), que podem incluir: transformador de corrente (TC), transformador de tensão (VT), eletricidade. medidor (EM), linha de conexão ESS para TN.

Os principais componentes dos erros de medição da eletricidade fornecida à rede e da eletricidade fornecida de forma útil incluem:
erros nas medições de eletricidade em condições normais
Trabalho IR, determinado pelas classes de precisão CT, VT e SE;
erros adicionais nas medições de eletricidade em condições reais de operação do IR, devido a:
fator de potência de carga subestimado em relação ao padrão (erro angular adicional); .
influência nas células solares de campos magnéticos e eletromagnéticos de várias frequências;
subcarga e sobrecarga dos TCs, HP e SE;
assimetria e nível de tensão fornecido ao IR;
operação de energia solar em ambientes não aquecidos com temperaturas inaceitavelmente baixas, etc.;
sensibilidade insuficiente das células solares em baixas cargas, especialmente à noite;
erros sistemáticos causados ​​pelo excesso de vida útil do IC.
erros associados a diagramas de conexão incorretos de medidores de energia elétrica, TCs e TPs, em particular, violações de faseamento de conexões de medidores;
erros causados ​​por dispositivos de medição de eletricidade defeituosos;
erros na leitura de medidores de eletricidade devido a:
erros ou distorções intencionais nas gravações de depoimentos;
não simultaneidade ou não cumprimento dos prazos estabelecidos para realização de leituras de medidores, violação de cronogramas de bypass de medidores;
erros na determinação dos coeficientes para conversão das leituras dos medidores em eletricidade.

Refira-se que com os mesmos sinais das componentes dos erros de medição do fornecimento à rede e do fornecimento útil, as perdas comerciais diminuirão e, se forem diferentes, aumentarão. Isto significa que do ponto de vista da redução das perdas comerciais de energia eléctrica, é necessário prosseguir uma política técnica coordenada para aumentar a precisão das medições de fornecimento à rede e de fornecimento útil. Em particular, se, por exemplo, reduzirmos unilateralmente o erro de medição negativo sistemático (modernizarmos o sistema contabilístico) sem alterar o erro de medição, as perdas comerciais aumentarão, o que, aliás, ocorre na prática.
Perdas comerciais causadas por subestimação da oferta útil devido a deficiências nas atividades de comercialização de energia.
Essas perdas incluem dois componentes: perdas de faturamento e perdas por roubo de energia elétrica.

Perdas de faturamento.

Esta componente comercial deve-se a:
imprecisão dos dados sobre os consumidores de eletricidade, incluindo informações insuficientes ou erradas sobre os contratos celebrados de utilização de eletricidade;
erros de faturamento, inclusive de consumidores não faturados por falta de informações precisas sobre os mesmos e monitoramento constante da atualização dessas informações;
falta de controle e erros no faturamento de clientes com tarifas especiais;
falta de controle e contabilização das contas ajustadas, etc.

Perdas por roubo de eletricidade.

Esta é uma das componentes mais significativas das perdas comerciais, o que é motivo de preocupação para os trabalhadores da energia na maioria dos países do mundo.
A experiência de combate ao roubo de eletricidade em vários países é resumida por um “Grupo de Especialistas especial para estudar questões relacionadas ao roubo de eletricidade e contas não pagas (não pagamentos)”. O grupo está organizado no âmbito do comité de investigação em economia e tarifas da organização internacional UNIPEDE. De acordo com um relatório elaborado por este grupo em Dezembro de 1998, o termo "roubo de electricidade" aplica-se apenas quando a electricidade não é contabilizada ou não é totalmente registada por culpa do cliente, ou quando o cliente mexe no contador ou perturba o sistema de alimentação elétrica para reduzir o consumo de energia elétrica consumida pelo medidor.
Uma generalização da experiência internacional e nacional no combate ao roubo de electricidade mostrou que estes roubos são cometidos principalmente por consumidores domésticos. Existem roubos de energia eléctrica perpetrados por empresas industriais e comerciais, mas o volume destes roubos não pode ser considerado decisivo.

O roubo de eletricidade tem uma tendência ascendente bastante clara, especialmente em regiões com fraco fornecimento de calor aos consumidores durante os períodos frios do ano. Também em quase todas as regiões nos períodos outono-primavera, quando a temperatura do ar já caiu significativamente e o aquecimento ainda não foi ligado.

Existem três grupos principais de métodos de roubo de eletricidade: mecânico, elétrico e magnético.
Métodos mecânicos de roubo de eletricidade.

Métodos mecânicos de roubo de eletricidade.

Interferência mecânica no funcionamento (abertura mecânica) do medidor, que pode assumir diversas formas, entre elas:
fazer furos no fundo da caixa, tampa ou vidro do medidor;
inserção (no orifício) de vários objetos, como filme de 35 mm de largura, agulhas, etc. para parar a rotação do disco ou zerar o contador;
mover o contador de uma posição vertical normal para uma posição semi-horizontal, a fim de reduzir a velocidade de rotação do disco;
quebra não autorizada de lacres, violação do alinhamento dos eixos dos mecanismos (engrenagens) para impedir o registro completo do consumo de energia elétrica;
desenrolar o vidro ao inserir um filme que irá parar a rotação do disco.
A interferência mecânica geralmente deixa uma marca no medidor, mas é difícil de detectar, a menos que o medidor seja completamente limpo de poeira e sujeira e inspecionado por um técnico experiente.
O método mecânico de roubo de eletricidade inclui, bastante difundido na Rússia, danos deliberados a células solares por consumidores domésticos ou roubo de medidores instalados nas escadas de edifícios residenciais. Como mostrou a análise, a dinâmica de destruição deliberada e roubo de medidores praticamente coincide com o início do frio com aquecimento insuficiente dos apartamentos. Neste caso, a destruição e roubo de contadores deve ser considerada uma forma única de protesto da população contra a incapacidade das administrações locais de proporcionar condições normais de vida. O agravamento da situação do fornecimento de calor à população conduz inevitavelmente a um aumento das perdas comerciais de electricidade, o que já é confirmado pela triste experiência do Extremo Oriente e de alguns sistemas energéticos da Sibéria.

Métodos elétricos de roubo de eletricidade.

O método elétrico mais comum de roubo de eletricidade na Rússia é o chamado “surto” em uma linha aérea feita com fio desencapado. Os seguintes métodos também são amplamente utilizados:
inversão de fase da corrente de carga;
a utilização de diversos tipos de “desbobinadores” para compensação parcial ou total da corrente de carga com mudança de fase;
desviar o circuito de corrente do medidor - instalar os chamados “curtos-circuitos”;
aterrar o fio neutro da carga;
violação da alternância dos fios fase e neutro em rede com neutro aterrado do transformador de alimentação.

Se os medidores estiverem conectados através de transformadores de medição, também podem ser usados:
desconexão de circuitos de corrente CT;
substituição de fusíveis TP normais por fusíveis queimados, etc.

Métodos magnéticos de roubo de energia.

O uso de ímãs na parte externa do medidor pode afetar seu desempenho. Em particular, ao usar tipos mais antigos de contadores de indução, é possível desacelerar a rotação do disco usando um ímã. Atualmente, os fabricantes estão tentando proteger novos tipos de medidores da influência de campos magnéticos. Portanto, este método de roubo de eletricidade está se tornando cada vez mais limitado.
Outros métodos de roubo de eletricidade
Existem vários métodos de roubo de eletricidade de origem puramente russa, por exemplo, roubo devido à mudança frequente de proprietários de uma determinada empresa com a reemissão permanente de contratos de fornecimento de eletricidade. Nesse caso, as vendas de energia não conseguem acompanhar a mudança de proprietários e receber deles o pagamento pela eletricidade.

Perdas comerciais de energia elétrica devido à presença de consumidores sem proprietário.

Fenômenos de crise no país, o surgimento de novas sociedades anônimas levaram ao fato de que na maioria dos sistemas de energia dos últimos anos surgiram e já existem há algum tempo edifícios residenciais, albergues e assentamentos residenciais inteiros, que não são no balanço de qualquer organização. Os moradores não pagam a ninguém pela eletricidade e pelo aquecimento fornecidos a essas casas. As tentativas dos sistemas de energia para desligar os incumpridores não estão a produzir resultados, uma vez que os residentes estão novamente a ligar-se à rede sem permissão. As instalações eléctricas destas casas não são mantidas por ninguém; o seu estado técnico ameaça acidentes e não garante a segurança da vida e dos bens dos cidadãos.

Perdas comerciais causadas pela não simultaneidade de pagamentos de energia elétrica pelos consumidores domésticos - a chamada “componente sazonal”.
Esta componente muito significativa das perdas comerciais de eletricidade ocorre devido ao facto de os consumidores residenciais serem objetivamente incapazes de ler contadores e pagar simultaneamente pela eletricidade. Regra geral, os pagamentos estão atrasados ​​em relação ao consumo real de electricidade, o que, evidentemente, introduz um erro na determinação do fornecimento útil real por parte de um consumidor doméstico e no cálculo do desequilíbrio real da electricidade, uma vez que o atraso pode ser de um a três meses ou mais . Regra geral, nos períodos outono-inverno e inverno-primavera do ano, ocorrem pagamentos insuficientes de eletricidade e, nos períodos primavera-verão e verão-outono, esses pagamentos insuficientes são compensados ​​até certo ponto. No período pré-crise, esta compensação era quase completa e as perdas anuais de electricidade raramente tinham uma componente comercial. Actualmente, os pagamentos insuficientes sazonais de electricidade no Outono-Inverno e no Inverno-Primavera excedem largamente, na maioria dos casos, o pagamento total noutros períodos do ano. Portanto, as perdas comerciais ocorrem por mês, trimestre e para o ano como um todo.

Erros no cálculo de perdas técnicas de energia elétrica em redes elétricas.

Porque as perdas de energia comercial não podem ser medidas. Eles podem ser calculados com vários graus de erro. O valor deste erro depende não só dos erros na medição do volume de furtos de energia eléctrica, da presença de “consumidores órfãos” e de outros factores acima discutidos, mas também do erro no cálculo das perdas técnicas de energia eléctrica. Quanto mais precisos forem os cálculos das perdas técnicas de energia elétrica, mais precisas serão as estimativas da componente comercial, mais objetivamente será possível determinar a sua estrutura e traçar medidas para as reduzir.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a janeiro de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a fevereiro de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a março de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a abril de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a maio de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a junho de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a julho de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a agosto de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a setembro de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a outubro de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a novembro de 2016.

Produção produtiva efetiva da RGMEC LLC como comercializador de último recurso referente a dezembro de 2016.

Perdas reais (reportadas) de energia elétrica - diferença entre a energia elétrica fornecida à rede e a energia elétrica fornecida aos consumidores, determinada de acordo com os dados do sistema de registro de recebimento e fornecimento útil de energia elétrica.

Perdas técnicas de eletricidade são perdas de eletricidade causadas por processos físicos em fios e equipamentos elétricos que ocorrem durante a transmissão de eletricidade através de redes elétricas.

O consumo de energia elétrica nas subestações de MT é o consumo de energia necessário para garantir o funcionamento dos equipamentos tecnológicos das subestações e a vida do pessoal de manutenção, determinado pelas leituras dos medidores instalados nos transformadores de MT das subestações.

O sistema de medição de energia elétrica na instalação é um conjunto de sistemas de medição que garantem a medição do recebimento e fornecimento de energia elétrica na instalação e inclui transformadores de medição, transformadores de tensão, medidores de energia elétrica, sistemas de medição automatizados, fios e cabos de conexão.

Perdas de energia elétrica causadas por erros nos medidores - submedição de eletricidade devido às características técnicas e modos de operação dos medidores de eletricidade da instalação (componente sistemático negativo do erro do sistema de medição).

As perdas tecnológicas são a soma das perdas técnicas, do consumo de energia elétrica nas subestações de MT e das perdas causadas por erros no sistema de medição de energia elétrica.

As perdas comerciais são perdas causadas por roubo de energia elétrica, discrepância entre leituras de medidores e pagamentos de energia elétrica e outros motivos na área de organização do controle do consumo de energia.

A estrutura ampliada das perdas reais de eletricidade é uma apresentação das perdas reais na forma de quatro componentes: perdas técnicas, consumo de eletricidade nas subestações de MT, perdas devido a erros no sistema de medição de eletricidade da instalação e perdas comerciais.

Estrutura do esquema territorial das perdas reais de eletricidade - apresentação de componentes ampliados separadamente para diversos objetos da rede (distritos, centros de abastecimento, alimentadores, etc.).

Estrutura de grupo de perdas técnicas de energia elétrica - apresentação das perdas técnicas na forma de componentes unidos por uma característica comum: a mesma tensão nominal, tipo de equipamento, natureza da mudança ao longo do tempo (variável, condicionalmente constante), condicionalidade (carga, inativo, dependendo das condições climáticas), divisão administrativa, etc.

Estrutura elemento a elemento das perdas técnicas de energia elétrica - representação das perdas técnicas na forma de componentes relacionados a cada elemento da rede elétrica.

O erro real permitido do sistema de medição de eletricidade é a faixa de possíveis valores de erro do sistema de medição de eletricidade, correspondendo às características reais e modos de operação dos dispositivos de medição incluídos no sistema de medição.

O erro padrão do sistema de medição de eletricidade é a faixa de possíveis valores de erro do sistema de medição de eletricidade, correspondendo às características regulatórias (PUE estabelecidas e outros documentos) e modos de operação dos dispositivos de medição incluídos no sistema de medição.

O desequilíbrio real de eletricidade na instalação (FNE) é a diferença entre a eletricidade recebida na instalação e a soma de três componentes: eletricidade fornecida pela instalação, consumo de eletricidade nas subestações de MT e perdas técnicas nos equipamentos da instalação.

Observação. Um objeto é entendido como qualquer complexo de dispositivos elétricos, cujo fornecimento de eletricidade e a saída de eletricidade são registrados por meio de dispositivos de medição (subestação, organização de rede, etc.).

O desequilíbrio elétrico tecnicamente admissível (TPA) é o intervalo da possível diferença entre a eletricidade fornecida à instalação e a soma dos três componentes acima, determinado pelo erro admissível do sistema de medição de eletricidade instalado na instalação.

O desequilíbrio padrão de eletricidade permitido (PAE) é o intervalo da possível diferença entre a eletricidade fornecida à instalação e a soma dos três componentes acima, determinado pelo erro padrão do sistema de medição de eletricidade correspondente aos fluxos reais de eletricidade através dos pontos de medição , e o nível permitido de perdas comerciais.

Análise das perdas de eletricidade - avaliação da aceitabilidade do nível de perdas do ponto de vista económico, identificação das razões para ultrapassar os desequilíbrios permitidos de eletricidade na instalação como um todo e nas suas partes, identificação de zonas territoriais, grupos de elementos e elementos individuais com perdas (perdas) aumentadas, determinação do impacto quantitativo nas perdas reportadas e seus componentes estruturais de parâmetros que caracterizam os modos de transmissão de eletricidade.

Uma medida para reduzir as perdas de electricidade (PME) é um evento cuja implementação é economicamente justificada devido à redução resultante nas perdas de electricidade (a justificação para a PME mostra os custos necessários, as poupanças de energia resultantes, o período de retorno ou outros indicadores de eficiência económica).

Um evento com redução concomitante das perdas de eletricidade é um evento realizado para melhorar outros indicadores de funcionamento da instalação (por exemplo, fiabilidade) e que conduz a uma redução simultânea das perdas de eletricidade, cujos custos não são recuperados apenas através da redução das perdas. Algumas atividades podem resultar em aumento concomitante de perdas.

Reservas para redução de perdas de electricidade - redução de perdas que pode ser obtida através da introdução de PME economicamente viáveis.

O racionamento de perdas de energia elétrica é o estabelecimento de um nível aceitável (normal) de perdas de energia elétrica (padrão de perdas) de acordo com critérios técnicos e econômicos, incluídos nas tarifas de energia elétrica.

A característica padrão das perdas tecnológicas de eletricidade (NHTP) é a dependência do nível normal de perdas de eletricidade dos volumes de sua entrada na rede e saída da rede nos pontos de medição refletidos no balanço elétrico.

ANÁLISE DE PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA EM REDES ELÉTRICAS

Disposições gerais para a análise de perdas de eletricidade em redes elétricas e definições básicas

A classificação das perdas deve incluir não dois componentes (perdas técnicas e comerciais), mas quatro (perdas técnicas, consumo de energia elétrica para necessidades próprias das subestações, perdas por erros na medição de energia elétrica e perdas comerciais), uma vez que a unificação em perdas técnicas dos dois primeiros e no âmbito comercial os dois segundos misturam componentes de naturezas completamente diferentes e dificultam a análise de formas de redução de perdas.

Perdas de energia relatadas – a diferença entre a eletricidade fornecida à rede (de acordo com as leituras dos medidores de fornecimento de energia elétrica) e a eletricidade fornecida aos consumidores (de acordo com as leituras dos medidores de fornecimento de eletricidade).

Perdas técnicas de eletricidade- perdas de energia elétrica causadas por processos físicos em fios e equipamentos elétricos que ocorrem durante a transmissão de energia elétrica desde os locais de sua produção até os pontos de venda aos consumidores. As perdas técnicas são determinadas por cálculo baseado nas leis da engenharia elétrica.

Consumo de eletricidade para necessidades próprias das subestações – consumo de energia elétrica necessário para garantir o funcionamento dos equipamentos tecnológicos das subestações e a vida do pessoal de serviço, determinado pelas leituras dos medidores.

Sistema de medição de eletricidade– um conjunto de meios técnicos que asseguram a medição do fornecimento e libertação de energia eléctrica à instalação. Inclui medição de transformadores de corrente (TC), transformadores de tensão (TP) e medidores de energia elétrica.

Perdas de eletricidade causadas por erros instrumentais na sua medição– submedição de eletricidade devido às características técnicas e modos de funcionamento do sistema de medição de eletricidade da instalação. As perdas de eletricidade causadas por erros instrumentais na medição de eletricidade são determinadas por cálculo baseado nas leis de adição probabilística de erros.

Perdas comerciais– perdas causadas por roubo de energia elétrica, discrepâncias entre leituras de medidores e pagamentos de energia elétrica por parte dos consumidores domésticos e outros motivos no domínio da organização do controlo do consumo de energia.

Análise de perda de eletricidade– avaliar a aceitabilidade do nível de perdas do ponto de vista técnico e económico, identificando as razões para exceder os desequilíbrios permitidos de eletricidade na instalação como um todo e nas suas partes, identificando zonas territoriais, grupos de elementos e elementos individuais com perdas aumentadas (perdas), determinando o impacto quantitativo nas perdas reportadas e nos seus componentes estruturais dos parâmetros que caracterizam os modos de transmissão de energia.

Medida para reduzir perdas de energia elétrica (PME) é um evento cuja implementação se justifica economicamente devido à economia de energia resultante.

Seleção de medidas para reduzir perdas de eletricidade– desenvolvimento de uma lista de medidas específicas para reduzir as perdas de electricidade com indicadores de custos exigidos, poupanças de energia resultantes, período de retorno ou outros indicadores de eficiência económica, etc., correspondentes a cada actividade.

. Reservas para reduzir perdas de eletricidade- poupanças de energia que podem ser obtidas através da implementação de medidas economicamente viáveis ​​para reduzir as perdas de energia.

Análise de perda de eletricidade

A análise de perdas de energia elétrica é realizada para os seguintes fins:

Identificação de áreas e elementos específicos com perdas técnicas acrescidas;

Identificação de alimentadores de 6-20 kV e linhas de 0,4 kV com aumento de perdas comerciais;

Avaliação do impacto nas perdas técnicas dos principais parâmetros de fornecimento e liberação de energia elétrica da rede com base em cálculos comparativos de perdas para diversos valores de parâmetros ou de acordo com as características padrão das perdas;

Determinação de metas quantitativas de redução de perdas para diversos serviços e divisões do sistema elétrico.

A identificação de zonas e elementos específicos da rede com perdas técnicas aumentadas é efectuada com base nos resultados do cálculo das perdas e na sua estrutura. Como primeira aproximação, os centros de perdas de carga incluem linhas com densidade de corrente superior a 1 A/mm 2, e os centros de perdas sem carga incluem transformadores carregados no modo de carga máxima em menos de 50% em subestações de transformador único e menos de 35% em subestações com dois transformadores.

A identificação de alimentadores de 6-20 kV com perdas comerciais aumentadas é realizada com base na comparação dos seguintes valores:

Liberação de eletricidade para o alimentador -C Ó ;

O limite superior do intervalo de incerteza das perdas técnicas de eletricidade no alimentador ΔW T . máx. ;

O fornecimento útil de eletricidade aos consumidores abastecidos por este alimentador é C Por ;

A gama de perdas de eletricidade causadas por erros instrumentais na medição de eletricidade, expressa como inferior ( ΔW un.) e superior ( ΔW u.v.) limites.

O valor garantido (mínimo) das perdas comerciais no alimentador é determinado pela fórmula

O facto de transferir parte das perdas reportadas entre meses é determinado através do cálculo dos valores de cada mês

Onde C Ó- fornecimento de electricidade à rede aos consumidores próprios (somatório do fornecimento útil de electricidade aos consumidores próprios e das perdas na rede);

C rápido– perdas condicionalmente permanentes.

Caso as perdas reportadas não contenham componente comercial e os fatos de transferência de perdas entre meses, a diferença
representa perdas de carga proporcionais ao valor C 0 2 . Neste caso o valor E deve ser aproximadamente o mesmo para todos os meses. Devido à retirada de algumas linhas e equipamentos para reparações no verão, o valor E deverá ser ainda ligeiramente superior nos meses de verão. Se o valor E nos meses de inverno é maior do que nos meses de verão. Isto indica pagamento insuficiente de electricidade nos meses de Inverno (as perdas comunicadas são superiores às calculadas) e pagamento excessivo nos meses de Verão (as perdas comunicadas são inferiores às calculadas).

A determinação dos objetivos quantitativos de redução das componentes das perdas localizadas no âmbito dos diversos serviços e divisões é efetuada com base no cálculo dos seus valores garantidos (limites dos intervalos de incerteza). Para fazer isso, use os seguintes valores calculados:

Intervalo de incerteza de perdas técnicas;

Intervalo de perdas por erros instrumentais admissíveis na medição de energia elétrica;

Intervalo de perdas causadas por erros contábeis instrumentais padrão.

Vamos dar um exemplo.

A faixa de incerteza das perdas técnicas segundo cálculos variou de 6,6% a 8,2%. A gama de perdas causadas por erros contábeis instrumentais padrão varia de -0,2% (sobrecontabilidade) a +0,6% (subcontabilização), e aquelas causadas por erros instrumentais permitidos de -0,1% (sobrecontabilização) a +0,8%. (subcontagem). As perdas reportadas (menos o consumo de energia elétrica para necessidades próprias das subestações) são de 11,2%.

O cálculo das reservas para redução de perdas técnicas mostrou que elas estão na faixa de 0,7 a 0,9%.

Análise dos resultados do cálculo. O valor garantido (mínimo) do consumo não pago (roubo) é

Δ C com. min = Δ C relatório – Δ C T. máx. - Δ C você. máx. = 11,2 - 8,2 - 0,8 = 2,2 %.

O valor garantido (mínimo) das perdas técnicas é de 6,6%.

O valor das perdas causadas pela não conformidade do sistema de medição de energia elétrica com os requisitos do Regulamento de Eletricidade Elétrica é de 0,8 - 0,6 = 0,2%.

Perdas de estrutura incerta são

Δ C neodef = Δ C relatório - Δ C T. min - Δ C com. min = 11,2 - 6,6 - 2,2 = 2,4 %.

De acordo com os cálculos, o pessoal de vendas de energia tem a tarefa de reduzir os roubos no futuro em pelo menos 2,2% (para o período planejado isso pode ser, por exemplo, 0,5%), o pessoal da rede tem a tarefa de reduzir as perdas técnicas no futuro em pelo menos 0,7%, pessoal dos serviços metrológicos - reduzindo a submedição em 0,2% (todos os valores em percentagem da energia elétrica fornecida à rede). Não se pode garantir que perdas de estrutura incerta, iguais a 2,4%, sejam atribuídas a qualquer componente, porém, melhorar a qualidade da informação utilizada no cálculo das perdas técnicas no futuro reduzirá o seu valor, distribuindo parte delas entre perdas técnicas e comerciais .

A utilização da estimativa intervalar de perdas de energia elétrica para determinar os valores garantidos de seus componentes estruturais é ilustrada na Figura 1.

É aconselhável realizar uma análise generalizada das perdas de energia elétrica e sua estrutura com base na sua forma de contabilização correspondente à Fig. 2 e apresentada na Tabela 1. O formulário inclui:

Dados obtidos de medidores de energia elétrica;

Dados obtidos a partir de cálculos de perdas técnicas de energia elétrica;

Dados obtidos a partir de cálculos de perdas causadas por erros em sistemas de medição de energia elétrica;

Valores estimados da eficácia das medidas de redução de perdas (reservas de redução de perdas), determinados quer diretamente no cálculo das perdas dos programas listados, quer por cálculos comparativos dos mesmos.

Os indicadores cujos valores são obtidos por cálculo (utilizando programas de cálculo apropriados) são marcados na Tabela 1 com o sinal “*”; os obtidos em dispositivos de medição são marcados com o sinal “+”. Os demais indicadores são resultados de operações realizadas sobre os números da tabela.

Os indicadores obtidos nos medidores são determinísticos. Os componentes de perda obtidos por cálculo físico não podem ter 100% de confiabilidade, por isso é aconselhável apresentá-los na forma de três valores: o valor médio e dois limites do intervalo de valores possíveis.

110kV	C n	Fornecimento de energia para a rede 110 kV e superior
110kV	Δ C 110	Perdas na rede 110 kV e acima
	C SOBRE 110	Saída útil em tensão de 110 kV e superior
35kV	C P35	Entrada na rede de 35 kV
35kV	Δ C 35	Perdas na rede de 35 kV
	C Ó 35	Saída útil na tensão 35 kV
10kV	C P 10	Entrada na rede 6-20 kV
	C Cerca de 10 PF	Produção útil em alimentadores de consumo de 6 a 20 kV
10kV	Δ C 10	Perdas de rede 6-20 kV
	C Cerca de 10 PT	Férias úteis no consumidor TP
0,4kV
	C Cerca de 0,4 PL	Férias úteis nas linhas de consumo
0,4kV	Δ C 0,4	Perdas em redes de 0,4 kV
	C Cerca de 0,4 COM	Produção líquida de linhas de 0,4 kV pertencentes à organização fornecedora de energia

Figura 1 - Estrutura de fornecimento de energia elétrica, potência útil e perdas por níveis de tensão

Figura 2 – Estimativas intervalares dos componentes estruturais das perdas

Para determinar os limites superior e inferior do indicador total, que é a soma ou diferença de outros indicadores expressos na forma de intervalo, primeiro determine a faixa de variação em cada indicador

D = C máx. - C min ,

e a seguir os valores dos limites do indicador total de acordo com a fórmula:

,

Onde C qua- o valor da soma (diferença) dos valores médios dos indicadores;

n,m,k- números de indicadores resumidos.

Tabela 1a - Estrutura do fornecimento de energia elétrica e perdas

Nome do indicador	Significado indicador, milhões de kWh
1. Fornecimento à rede para consumidores próprios, total 1.1. inclusive de barramentos de usinas de energia de 6 a 20 kV 2. Liberado de redes de 35 kV e superiores, total (cláusula 2.1 + cláusula 2.2 + cláusula 2.3) incluindo: 2.1. consumidores com tensão de 110 kV e acima 2.2. consumidores na tensão 35 kV 2. Liberado de redes de 35 kV e superiores, total (cláusula 2.1 + cláusula 2.2 + cláusula 2.3) 2.3. para ônibus 6-20 kV subestações 35-110/6-20 kV 3. Liberados de barramentos de 6-20 kV de usinas e subestações 35-110/6-20 kV (cláusula 1.1 + cláusula 2.3), total 3.1. 2. Liberado de redes de 35 kV e superiores, total (cláusula 2.1 + cláusula 2.2 + cláusula 2.3) em alimentadores de 6 a 20 kV, que estão no balanço do sistema elétrico (contabilidade técnica) 3.2. em alimentadores de consumo (sem perdas) 2. Liberado de redes de 35 kV e superiores, total (cláusula 2.1 + cláusula 2.2 + cláusula 2.3) 4. Descarregado de alimentadores de 6-20 kV no balanço do sistema de energia, total (cláusula 4.1. + cláusula 4.2) 4.1. através de transformadores de distribuição de consumo 6-20/0,4 kV) 2. Liberado de redes de 35 kV e superiores, total (cláusula 2.1 + cláusula 2.2 + cláusula 2.3) 4.2. para barras de 0,4 kV de transformadores de distribuição de 6-20/0,4 kV, que constam no balanço do sistema de potência (contabilidade técnica), total (cláusula 4.2.1. + cláusula 4.2.2) 4.2.1. em linhas de 0,4 kV que estão no equilíbrio do sistema de energia 2. Liberado de redes de 35 kV e superiores, total (cláusula 2.1 + cláusula 2.2 + cláusula 2.3) 4.2.2. diretamente de barramentos de 0,4 kV (linhas sem perdas) 5. Fornecimento líquido aos consumidores em tensões de 6 a 10 kV e inferiores, incluindo consumo para produção e necessidades econômicas do sistema elétrico, total (cláusula 5.1 + cláusula 5.2) 5.1. na tensão 6-20 kV (cláusula 3.2 + cláusula 4.1) 5.2. na tensão 0,4 kV

5.2.1. dos quais para a população

Nome do indicador	6. Perdas em redes, total (cláusula 1–cláusula 2.1–cláusula 2.2–cláusula 5.1–cláusula 5.2)=(cláusula 6.1+cláusula 6.2+cláusula 6.3) 6.1. em redes de 35 kV e superiores (item 1–item 1.1–item 2)	- (% para cláusula 1-cláusula 1.1)
Redes de 35 kV e superiores** 7. Perdas técnicas estimadas em redes de 35 kV e superiores, total 2. Liberado de redes de 35 kV e superiores, total (cláusula 2.1 + cláusula 2.2 + cláusula 2.3) *7.1. carregar *7.2. sem carga (incluindo correntes de fuga no isolamento de linhas de cabos de alta tensão) *7,3. à corona e devido a correntes de fuga ao longo dos isoladores da linha aérea *7,4. em dispositivos de compensação de 35 kV e acima *7,5. em transformadores de medição de 35 kV e superiores e 6-20 kV, conectados a medidores técnicos nas entradas de 6-20 kV * 8. Do ponto 7 em redes de 35 kV 9. Consumo para necessidades auxiliares de subestações 35 kV e superiores com ligação de transformador auxiliar ao medidor técnico * 10. Perdas devido ao erro instrumental permitido do sistema de medição de energia elétrica em redes de 35 kV e superiores * 11. Perdas devido ao erro instrumental padrão do sistema de medição de energia elétrica em redes de 35 kV e superiores * 12. Desequilíbrio permitido de eletricidade em redes de 35 kV e superiores * 13. Desequilíbrio padrão de eletricidade em redes de 35 kV e superiores 14. Desequilíbrio real de energia elétrica em redes de 35 kV e superiores (cláusula 6.1 - cláusula 7 (valor médio) - cláusula 9) 15. Excesso de desequilíbrio real acima do permitido em redes de 35 kV e superiores – perdas comerciais (cláusula 14 – cláusula 12) 16. Exceder o desequilíbrio permitido em relação ao padrão em redes de 35 kV e superiores é uma reserva para melhorar as características dos dispositivos de medição (cláusula 12–cláusula 13) Redes 6-20 kV 17. Perdas técnicas estimadas em redes de 6-20 kV, total 2. Liberado de redes de 35 kV e superiores, total (cláusula 2.1 + cláusula 2.2 + cláusula 2.3) *17.1. carregar *17,2. sem carga (incluindo perdas por correntes de fuga no isolamento do cabo) *17,3. devido a correntes de fuga em isoladores de linhas aéreas *17,4. em dispositivos de compensação *17,5. na medição de transformadores conectados após medidores técnicos 18. Consumo para necessidades auxiliares de subestações 35 kV e superiores com ligação de transformador auxiliar após medidor técnico * 19. Perdas devido ao erro instrumental permitido do sistema de medição de eletricidade em redes de 6 a 20 kV * 20. Perdas devido ao erro instrumental padrão do sistema de medição de eletricidade em redes de 6 a 20 kV * 21. Desequilíbrio permitido de eletricidade em redes de 6 a 20 kV * 22. Desequilíbrio padrão de eletricidade em redes de 6 a 20 kV 23. Desequilíbrio real de eletricidade em redes de 6-20 kV (cláusula 6.2-cláusula 17 (valor médio)-cláusula 18) 24. Excesso de desequilíbrio real sobre o permitido em redes de 6 a 20 kV - perdas comerciais (cláusula 23 - cláusula 21) 25. Exceder o desequilíbrio permitido em relação ao padrão em redes de 6 a 20 kV é uma reserva para melhorar as características dos dispositivos de medição (cláusula 21 - cláusula 22) Redes 0,4 kV*** * 26. Perdas técnicas estimadas em redes de 0,4 kV * 27. Perdas devido ao erro instrumental admissível do sistema de medição de energia elétrica em redes de 0,4 kV * 28. Perdas por erro instrumental padrão do sistema de medição de energia elétrica em redes de 0,4 kV 29. Perdas comerciais admissíveis (com PS = 2,0 conforme fórmula (4.1) são iguais a 5% da cláusula 5.2.1) *30. Desequilíbrio permitido de eletricidade em redes de 0,4 kV *31. Desequilíbrio padrão de eletricidade em redes de 0,4 kV 32. Desequilíbrio real de energia elétrica em redes de 0,4 kV (cláusula 6.3 - cláusula 26 (valor médio)) 33. O excesso do desequilíbrio real sobre o permitido nas redes de 0,4 kV é uma reserva para redução de perdas comerciais (cláusula 32 – cláusula 30) 34. Exceder o desequilíbrio permitido em relação ao padrão em redes de 0,4 kV é uma reserva para melhorar as características dos dispositivos de medição (cláusula 30 – cláusula 31) Perdas totais 35. Perdas técnicas estimadas em redes de todas as tensões (cláusula 7 + cláusula 17) 36. Consumo total para necessidades próprias das subestações (cláusula 10 + cláusula 19) *37. Perdas devido ao erro instrumental permitido do sistema de medição de energia elétrica em redes de todas as tensões *38. Perdas causadas pelo erro instrumental padrão do sistema de medição de energia elétrica em redes de todas as tensões *39. Desequilíbrio permitido de eletricidade em redes de todas as tensões *40. Desequilíbrio padrão de eletricidade em redes de todas as tensões 41. O desequilíbrio real de energia elétrica nas redes de todas as tensões é a soma das perdas comerciais, erros instrumentais dos medidores e erros no cálculo das perdas técnicas (cláusula 6 - cláusula 27 (valor médio) - cláusula 28) 42. Excesso de desequilíbrio real acima do permitido em redes de todas as tensões ( inaceitável perdas comerciais ) (cláusula 41 – cláusula 39) 43. Perdas comerciais totais (cláusula 42 + cláusula 29) 44. Exceder o desequilíbrio permitido em relação ao padrão em redes de todas as tensões – reserva para melhorar as características dos dispositivos de medição (cláusula 39 – cláusula 40) *45. Consumo padrão de eletricidade para necessidades próprias das subestações 46. Reserva para redução do consumo de energia elétrica para necessidades próprias das subestações (cláusula 36 – cláusula 45) 47.Reservas para redução de perdas técnicas (efeito estimado das atividades), total 2. Liberado de redes de 35 kV e superiores, total (cláusula 2.1 + cláusula 2.2 + cláusula 2.3) *em redes de 35 kV e superiores *em redes de 6 a 20 kV e inferiores 48. Reserva total para redução de perdas (cláusula 42 + cláusula 44 + cláusula 46 + cláusula 47)

YakshinaN., Engenheiro do Departamento de Transporte de Energia Elétrica da JSC Belgorodenergo

Em 2003, desenvolveu-se uma situação no sistema energético russo em que o nível de perdas de electricidade comunicadas excedia significativamente as perdas tecnológicas e praticamente reduzia a zero os lucros das empresas de energia. À luz destes acontecimentos, decidiu-se declarar o problema da gestão de perdas uma prioridade no trabalho das Empresas da Rede Regional. Este artigo é dedicado a como gerenciar as perdas de eletricidade, o que foi e será feito nesse sentido na região de Belgorod.

A eletricidade é um produto muito específico. Na maioria dos casos, o consumidor final paga pela eletricidade no momento do consumo. Ao mesmo tempo, para gerar uma certa quantidade de eletricidade por um gerador em uma usina, são necessários determinados combustíveis e matérias-primas. O planejamento inadequado dos volumes desses recursos pode levar a falhas no fornecimento de energia e até mesmo a situações de emergência. Portanto, é muito importante que o sistema elétrico programe o recebimento de energia elétrica. Que armadilhas poderia haver aqui? Porque é que este problema e, como principal consequência, o problema da gestão de perdas é reconhecido como uma área prioritária no funcionamento do sistema energético da região de Belgorod e do país como um todo?

A eletricidade recebida pelas redes da Regional Grid Company (RSC) e contabilizada pelos medidores nos limites do balanço é composta pelos seguintes componentes:

1. Fornecimento útil – energia elétrica recebida e paga pelos consumidores.

2. Necessidades de produção do sistema elétrico.

3. Trânsito - eletricidade que flui pelas redes dos DGCs nas redes da JSC-Energo adjacente e nas redes de consumidores.

4. Perdas de eletricidade.

Em relação às duas primeiras posições, praticamente não surgem dúvidas nos cálculos e no planejamento. Quanto ao trânsito, é difícil de prever, mas não tem um impacto significativo no planeamento da distribuição de electricidade.

Portanto, permanece uma grande mancha escura no horizonte brilhante – perdas. Para entender o que significa esse termo misterioso, como reduzir as perdas e qual componente delas podemos influenciar como consumidores e como funcionários do sistema energético, vamos nos aprofundar na estrutura das perdas.

Em primeiro lugar, as perdas de eletricidade são uma definição que conhecemos nos livros de física. A eletricidade é o único tipo de produto que não utiliza outros recursos para transportá-lo à distância. Ela gasta parte de si mesma. Neste contexto, podemos falar em perdas como consumo de energia tecnológica para transporte. Sim, as perdas técnicas são inevitáveis, mas isso não significa que não possamos influenciá-las. Inicialmente, o projeto de redes elétricas visa o consumo ideal de energia. Mas o mundo não pára, a indústria e o sector agrícola estão a desenvolver-se, as necessidades da população estão a mudar e estão a ser construídas novas instalações consumidoras de energia. Portanto, a estrutura ideal das redes e os modos operacionais ideais serão sempre uma questão premente.

Para otimizar o consumo de energia nos transportes, é necessário primeiro calcular com precisão o seu valor. É preciso dizer que calcular perdas é uma tarefa extremamente trabalhosa que requer enormes informações e recursos humanos. Felizmente, na nossa era iluminada, podemos usar a tecnologia da informação para nos ajudar. Atualmente, o cálculo das perdas técnicas na OJSC Belgorodenergo é realizado por meio do pacote de software RAP-Standard, especialmente desenvolvido pelo Instituto Selezh-Electro. Mensalmente, especialistas de todas as cidades e regiões trabalham não só no cálculo preciso das perdas técnicas, mas também na análise de sua estrutura. A partir dessa análise, são desenvolvidas propostas e traçado um plano de ação para redução de perdas.

Assim, identificamos um componente significativo das perdas de eletricidade reportadas. A propósito, as perdas técnicas corretamente calculadas e aprovadas estão incluídas na tarifa de eletricidade e, em princípio, de calor

Não são, num certo sentido da palavra, para uma empresa de energia. Mas, no entanto, a redução da componente técnica das perdas é necessária tanto para a conformidade do sistema de potência com os padrões aceites, como para melhorar a fiabilidade e outras características operacionais dos equipamentos.

Outro componente das perdas é a chamada subcontabilização. O fato é que os dispositivos de medição têm seus próprios erros - aleatórios e sistemáticos. E se um erro aleatório funciona para nós tanto “mais” quanto “menos”, então um erro sistemático é uma subestimação real. Os medidores de indução, mais comuns para pagamentos aos consumidores domésticos, com o aumento do tempo de operação passam a funcionar em benefício do seu proprietário e em desvantagem da concessionária de energia. O erro sistemático total dos dispositivos de medição por classe de tensão é ligeiramente superior a um por cento da alimentação total da rede. E com base nos resultados do ano, esse percentual representa um valor significativo para o sistema energético.

E por fim, a parte mais complexa e difícil de eliminar das perdas são as perdas comerciais. Eles não obedecem às leis da física e da matemática. Eles são influenciados pelo fator social. As perdas comerciais são, antes de tudo, o roubo de energia elétrica pelos consumidores. Além disso, ocorrem tanto por vontade própria do consumidor como por falta de controlo do consumo por parte da empresa de energia sem intervenção do consumidor. Somos todos consumidores domésticos e estamos familiarizados com situações como paragens espontâneas ou avarias do contador. E o consumidor, por ignorância ou por falta de vontade, não informa os trabalhadores da habitação e dos serviços comunitários ou dos sistemas de energia sobre isso. É claro que a maneira mais segura de resolver este problema é fortalecer o controle sobre o consumo de eletricidade.

Actualmente está a ser feito um enorme trabalho neste sentido, estão a ser criadas novas divisões estruturais e estão a ser atribuídos recursos técnicos e materiais adicionais. Mas estas medidas não são suficientes e aqui todos nós, como trabalhadores do sistema energético, somos simplesmente obrigados a vir em socorro. Somos muitos e certamente temos um papel na formação da cultura e da consciência pública na nossa região. Está ao nosso alcance garantir que, em primeiro lugar, entre as pessoas próximas de nós, e depois ainda mais, seria uma pena roubar electricidade, para não falar de darmos nós próprios um mau exemplo. Além disso, nós, como ninguém, devemos compreender que o objectivo final da redução das perdas nas redes é travar o ritmo de crescimento das tarifas de electricidade para os consumidores. Vivemos numa sociedade civilizada onde cada um deve ser responsável pelos seus próprios assuntos e necessidades. Esta é a chave para a prosperidade não só do sistema energético, mas também da sociedade como um todo.

Mas voltemos do particular ao geral. No início do artigo já mencionei que a gestão de perdas é reconhecida como uma prioridade na operação do sistema energético. Perdas reais absolutas de eletricidade nas redes elétricas russas no período 1994-2003. aumentou 37,1% no fornecimento à rede. Além disso, existe uma tendência constante para um novo aumento das perdas absolutas e relativas se não forem tomadas medidas eficazes para as reduzir. O Despacho nº 338 da RAO UES da Rússia, de 1º de junho de 2005, aprovou um programa abrangente para reduzir perdas em redes elétricas, cujo objetivo estratégico é reduzir até 2010 as perdas totais nas redes elétricas de todas as tensões da UES da Rússia para o nível de 11%, e até 2015 - até 10% (Figura 1). E nas empresas de rede onde as perdas reais são superiores às normais, é necessário reduzir as perdas aos valores padrão considerados nas tarifas dos serviços de transmissão.

De acordo com o programa plurianual de redução de perdas, calculamos o padrão anual absoluto de redução de perdas para as redes do OJSC Belgorodenergo, que totalizou 47 milhões de kWh para 2006. Isto significa que, para atingir o nível pretendido, o nosso sistema energético necessita de reduzir as perdas em 47 milhões de kWh já em 2006. Com base nos resultados de 2006, o padrão será recalculado para cima ou para baixo, dependendo da implementação. E assim sucessivamente até 2010.

Para alcançar tais resultados, foi desenvolvido um plano de ação para redução de perdas para 2006. O plano inclui medidas organizacionais (desligamento de transformadores em modos de baixa carga, otimização de tensões de funcionamento, etc.), medidas técnicas (atualização de equipamentos), mas a ênfase principal está em medidas para melhorar os sistemas de medição de eletricidade. Um passo colossal no campo da automação da medição foi a introdução do ASKUE (sistema automático de medição comercial de eletricidade). Desde agosto de 2006, o sistema ASKUE está operando em todas as subestações com tensões de 35 e 110 kV. É preciso dizer que até o momento a ASKUE operava apenas em subestações de 330 kV e superiores, ou seja, nas instalações do MES, nos limites do balanço do OJSC Belgorodenergo. Agora seremos capazes de controlar a distribuição de electricidade dentro do nosso sistema de energia com a maior precisão possível.

Outra medida mais eficaz é a atualização da frota de medidores para consumidores domésticos. Na verdade, estabelecemos como meta atualizar completamente a nossa frota de instrumentos nos próximos 5 a 8 anos. Mas, neste momento, esta medida está a ser implementada nos locais onde a possibilidade de consumo não autorizado é mais provável. Este ano a ênfase está nos residentes do setor privado. Aqui, a substituição dos dispositivos é realizada deslocando-os para a fachada dos edifícios e substituindo as entradas dos edifícios por fios isolados. Isso significa, em primeiro lugar, que o controlador pode fazer leituras do instrumento a qualquer momento sem entrar em casa e, em segundo lugar, o consumidor não poderá alimentar sua casa contornando o medidor jogando-o (o fio é isolado). Além disso, em 2006 está prevista a introdução de um projecto piloto para o ASKUE-life.

Além das medidas dispendiosas, as medidas organizacionais não são menos eficazes. Continua sendo mais do que relevante a realização de fiscalizações e batidas para identificar infrações de consumo de energia elétrica, rever contratos com pessoas físicas e jurídicas, ou seja, controle e gestão de perdas.

Já disse que as perdas comerciais são a parte mais complexa e difícil de gerir do reporte de perdas. No momento, podemos rastrear e identificar as fontes de todos os componentes das perdas, exceto as comerciais, e sem isso não se pode falar em controle total das perdas de energia elétrica. A este respeito, foi decidido introduzir um balanço de eletricidade baseado no alimentador. Sua essência é “ligar” cada consumidor, seja pessoa física ou jurídica, a uma unidade estrutural específica de redes elétricas (linhas aéreas de 6/10 kV, subestações transformadoras, linhas aéreas de 0,4 kV). Além disso, é necessário automatizar o processo de cálculo do saldo em cada alimentador de 6 a 10 kV. Ou seja, calcule a diferença entre quanta energia entrou no alimentador vinda da subestação e quanto foi fornecido e pago pelos consumidores, e identifique exatamente onde e por que parte da energia foi perdida. Esta é uma tarefa de enorme importância e intensidade de trabalho. Julgue por si mesmo, a sua implementação requer dados dos distritos da rede elétrica sobre a estrutura das redes, sobre os consumidores e suas contas pessoais, é necessário conectar e sistematizar tudo isso, bem como monitorar e atualizar constantemente as informações, sem falar na elaboração de saldos e conduzindo análises. Sim, é difícil, mas factível. A implementação deste projeto já está em fase final. É claro que levará tempo para organizar e coordenar o trabalho, mas ousamos esperar que em 2006 o equilíbrio alimentar seja totalmente implementado. E isso permitirá que você trabalhe propositalmente na área de redução de perdas comerciais e alcance o máximo de resultados.

Recentemente, devido à intensificação da questão da gestão de perdas, a estrutura da empresa está a mudar (novas unidades estruturais e cargos estão a ser acrescentados), as exigências de pessoal estão a ser reforçadas e novas tarefas estão a ser acrescentadas. Este é o preço necessário do sucesso. É claro que ainda há muito a fazer na organização do trabalho, na regulação das relações entre as unidades estruturais da empresa de energia e as entidades terceiras, mas tudo está nas nossas mãos.

Este ano, foram atribuídos fundos e esforços significativos para reduzir as perdas. Portanto, ousamos esperar que em um ano veremos resultados ainda mais favoráveis ​​​​com o cumprimento do plano de perdas. Mas isso só acontecerá se em nosso trabalho com vocês não houver lugar para ceticismo e desunião e compreendermos claramente que estamos nos esforçando para melhorar a qualidade de nossas vidas não apenas como funcionários de uma empresa próspera, mas também como pessoas comuns consumidores de eletricidade.

| baixe gratuitamente É possível gerir as perdas de energia?, Yakshina N.,