Анализ потерь в сетях электро-снабжающих организаций Удмуртской Республики

На основании уровня потерь электроэнергии можно сделать выводы о необходимости и объеме внедрения энергосберегающих мероприятий.
Фактические потери определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть, отпущенной из сети потребителям. Их можно разделить на три составляющие:
1. Технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящие при передаче электроэнергии по электрическим сетям, включают в себя расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.
2. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностью системы учета, как правило, представляют недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы приборов учета электроэнергии на объекте.
3. Коммерческие потери, обусловленные несанкционированным отбором мощности электроэнергии, несоответствием оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями показаниям счетчиков 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 двух составляющих, представляющих собой технологические потери.
Ниже приведена структура технологических потерь электрической энергии на примере одного из городов Удмуртской Республики (в городских электрических сетях) на рисунках 1, 2 и на примере крупного промышленного предприятия с функциями электросетевой организации (ЭСО) — на рисунках 3-6.
В структуре ТПЭ городских электрических сетей можно выделить две крупные составляющие потерь: наибольшую долю потерь электрической энергии составляют нагрузочные потери в ЛЭП 6 (10)и 0,4 кВ (8,95 % от отпуска электроэнергии в сеть предприятия), что составляет 76 % в общей структуре потерь. 70 % всех потерь в ЛЭП приходится на линии 0,4 кВ (рис. 2), что является следствием большой протяженности линий 0,4 кВ, наличия «узких мест» с низкой пропускной способностью, увеличения мощностей абонентов и вновь подключаемых объектов на этих участках (потери являются наиболее высокими), ухудшения электротехнических показателей линий в результате их длительной эксплуатации; вторая крупная составляющая — это потери на холостой ход трансформаторов 6 (10)/0,4 кВ (1,65 % от отпуска электроэнергии в сеть предприятия) или 14 % от всех потерь электроэнергии. Величина потерь на холостой ход трансформаторов обусловлена наличием избыточных мощностей трансформаторов и неоптимальными режимами их работы.
Несмотря на то, что режим работы и нагрузки сетей промышленного предприятия с функциями ЭСО отличаются от городских электрических сетей, соотношение составляющих потерь электрической энергии в их структуре на большинстве промышленных предприятий сохраняется.
Нагрузочные потери в ЛЭП — 110-0,4 кВ (на отдельно взятом промышленном предприятии) — составляют 3,9 % от отпуска электроэнергии в сеть, из них наибольшая доля потерь в линиях 0,4 кВ — 89,8 % (от суммарных потерь в ЛЭП), что свидетельствует о неоптимальном выборе центров питания в цехах предприятия для подключения субабонентов и производственных нужд. Как следствие, линии 0,4 кВ имеют значительную протяженность и высокие потери. Соотношение нагрузочных потерь электроэнергии в трансформаторах 110 кВ и 6 (10)/0,4 кВ (рис. 5) примерно одинаковое, несмотря на численное преимущество трансформаторов 6 (10) кВ; доля потерь на холостой ход трансформаторов 6 (10)/0,4 кВ составляет 64 % от суммарных потерь на холостой ход в трансформаторах 110-6 (10)/0,4 кВ. Это свидетельствует об избыточной трансформаторной мощности (6 (10)/0,4 кВ) на предприятии. Как показывает статистика, загрузка трансформаторов 6 (10)/0,4 кВ на большинстве предприятий не превышает 25 %.
В качестве первичного критерия достоверности расчета могут использоваться приведенные ниже предельные значения технологических потерь по уровням напряжения от отпуска в сеть без учета объема передачи электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций:
- 220-110 кВ — до 6 %;
- 35 кВ — до 8 %;
- 6(10) кВ — до 10 %;
- 0,4 кВ — до 14 %;
Фактические потери электроэнергии должны стремиться к технологическим. Во многих организациях не ведется учет фактических потерь электрической энергии. Бывают случаи, когда фактические потери превышают технологические в 1,5-2 раза. В основном это бывает из-за того, что электрические сети собраны из бывших бесхозяйных объектов, которые, как правило, находятся на большом расстоянии от центров питания (ПС 35кВ и выше). Уровни напряжения в максимум нагрузки в сети — 6-10 кВ электросетевой компании, которая поставляет электрическую энергию, снижаются на 5-10 %, соответственно снижение напряжения происходит в сети 0,4 кВ, вследствие этого удельные потери превышают среднестатистические.
За нетехническую (коммерческую) составляющую фактических потерь электроэнергии ЭСО платит из собственных средств, разница между фактическими и технологическими потерями не компенсируется. Для снижения фактических потерь электрической энергии разрабатываются программы по энергосбережению с полным перечнем мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии в сетях ЭСО. Данные мероприятия делятся на три основных типа: организационные, технические и мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии. Они имеют долгосрочную (на несколько лет) перспективу и значительный экономический эффект.

Нормирование электрической энергии активно развивается с 2006 года 
Работа в области нормирования технологических потерь электрической энергии осуществляется в соответствии с Инструкциями, утвержденными Приказом Минэнерго РФ от 30 декабря 2008 года № 326.
Целью нормирования потерь электрической энергии являются снижение или поддержание потерь на технико-экономически обоснованном уровне.
Нормирование технологических потерь электрической энергии (ТПЭ) носит обязательный характер для регулируемых организаций, подразумевает выполнение работ по расчету нормативов технологических потерь электрической энергии (НТПЭ) и проведение экспертизы материалов, обосновывающих НТПЭ. Данный вид работ определен Приказом Минпромэнерго РФ от 1 ноября 2007 года № 470 («Об утверждении административного регламента Министерства промышленности и энергетики РФ по исполнению государственных функций по утверждению НТПЭ при ее передаче по электрическим сетям»).
Процедура нормирования ТПЭ проводится в следующем порядке. Расчет и экспертизу материалов, обосновывающих НТПЭ, проводят независимые сертифицированные экспертные организации, затем все материалы направляются в Минэнерго РФ. Прием материалов, обосновывающих значения нормативов, проводится в Минэнерго РФ до 1 декабря. С учетом сроков проведения экспертизы и времени доставки материалов в Минэнерго РФ окончательные расчеты и обосновывающие материалы от электросетевых организаций в экспертную организацию для оценки должны поступить не позднее середины октября.
Результатом выполнения работ по нормированию технологических потерь электрической энергии является приказ Минэнерго РФ об утверждении НТПЭ, включающий в себя величину утвержденных нормативов и их сроки действия нормативов. Заявителю направляется выписка из Приказа с приложением утвержденных нормативов, заверенная печатью Минэнерго РФ.
Выписка из Приказа Минэнерго РФ с приложением утвержденных нормативов, направляемая в адрес энергоснабжающей организации, является официальным подтверждающим документом, обосновывающим нормативы, так как согласно положению ст. 252 Налогового Кодекса для целей налогообложения прибыли организаций при отнесении к материальным расходам технологических потерь при производстве или транспортировке важным является факт экономической обоснованности и документального подтверждения (технологические потери при производстве или транспортировке приравниваются к материальным расходам для целей налогообложения прибыли согласно Письму Минфина России от 1 ноября 2005 года № 03-03-04/1/32 в соответствии с подпунктом 3 п. 7 ст. 254 Налогового Кодекса РФ).
После получения выписки из приказа Минэнерго РФ об утверждении НТПЭ регулируемая организация направляет документы (выписку из приказа Минэнерго РФ об утверждении НТПЭ, пояснительную записку к расчету НТПЭ, экспертное заключение, материалы, обосновывающие расчет НТПЭ, заполненные формы документов для установления тарифов) в регулирующие территориальные органы согласно требованиям регулирующего федерального или регионального органа (для субъектов Российской Федерации это региональная энергетическая комиссия (РЭК) республики или края). Регулирующий орган рассматривает представленные электросетевой организацией материалы и принимает решение о утверждении тарифа.
Индивидуальный тариф для ЭСО на услуги по передаче электрической энергии складывается из:
- ставки на содержание электрических сетей;
- ставки на оплату технологического расхода (потерь) электроэнергии.
Размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая дифференцируется по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети рассматриваемой организации на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше; на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ; на среднем втором напряжении: (СН II) 6-10 кВ; на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже.
При определении тарифа на услуги по передаче электрической энергии  по указанным четырем уровням напряжения не учитываются сети потребителей, находящиеся у них на правах собственности или иных законных основаниях при условии, что содержание, эксплуатация и развитие этих сетей производятся за счет средств указанных потребителей.
Размер платы за услуги по передаче электрической энергии рассчитывается для каждой региональной сетевой организации.
При расчете платы за услуги по передаче электрической энергии по выделенным участкам электросетей учитываются только те расходы ЭСО, которые необходимы для содержания указанных участков электросетей, компенсации возникающих в них потерь электрической энергии и резервного питания потребителя.
Энергоснабжающие организации должны обосновывать уровень потерь электроэнергии, который они считают целесообразным включить в тариф, а энергетические комиссии — анализировать эти обоснования, принимать или корректировать их.
Стоимость проведения экспертизы обоснованно учитывается в расходах электросетевой организации при формировании тарифов в РЭК.
После утверждения региональным регулирующим органом индивидуального тарифа для ЭСО на услуги по передаче электрической энергии, ЭСО заключает с энергосбытовой организацией договор купли-продажи электрической энергии с целью компенсации потерь. Данный договор необходим ЭСО для покупки потерь электрической энергии (учитываются в общем объеме поступаемой в сеть ЭСО электроэнергии) на определенных условиях (тариф на покупку потерь электроэнергии утверждается регулирующим органом по республике или краю независимо от регулируемых ЭСО). К началу регулируемого года у каждой электросетевой организации должны быть заключены три договора:
1. Договор энергоснабжения (заключается ЭСО с компанией-транспортером электрической энергии в том случае, если у ЭСО есть собственное потребление электрической энергии).
2. Договор купли-продажи электрической энергии (заключается ЭСО с энергосбытовой компанией на покупку потерь электрической энергии с целью их последующей компенсации компанией-транспортером электрической энергии).
3. Договор на оказание услуг по передаче электрической энергии (заключается ЭСО с компанией-транспортером электрической энергии на передачу электроэнергии субабонентам по индивидуальному тарифу; также по данному договору компенсируются потери электрической энергии при передаче ее по сетям ЭСО).