Нормирование потерь электрической энергии.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

Затраты на производство и поставку потребителям электроэнергии включают в себя стоимость электроэнергии, расходуемой на ее переда­чу по электрическим сетям (потери). При установлении тарифа на электроэнергию региональные энергетические комиссии (РЭК) анали­зируют обоснованность потерь, включаемых в тариф. Очевидно, что в энергоснабжающих организациях существуют резервы снижения по­терь и включение в тариф их фактических значений не стимулирует проведение экономически обоснованных мероприятий по их снижению. В связи с этим возникает задача определения потерь, включение которых в тариф обосновано (норматива потерь). Сверхнормативные потери долж­ны покрываться за счет прибыли энергоснабжающих организаций.

Нормирование потерь является организационным инструментом стимулирования энергоснабжающих (после реформирования электро­энергетики - сетевых) организаций к проведению экономически обо­снованных мероприятий по снижению потерь с целью снижения тем­пов роста тарифов на электроэнергию. Такое стимулирование необ­ходимо в силу естественной монопольности энергоснабжения и, как следствие, невозможности задействовать для снижения тарифов эф­фективные рыночные механизмы.

В силу существенных различий в структуре сетей и в их протяженности норматив потерь для каждой энергоснабжающей органи­зации представляет собой индивидуальное значение, определяемое на основе схем и режимов работы электрических сетей и особеннос­тей учета поступления и отпуска электроэнергии.

В п. 1.4 показана необходимость нормирования потерь на основе их прозрачной структуры и охарактеризованы проблемы, которые возникают при пренебрежении инженерной стороной задачи и завышении ее «политической» значимости.

Понятие норматива потерь электроэнергии. Приведем краткое изложение пояснений термина «норматив», даваемых энциклопедическими словарями.

Под нормативами понимаются расчетные затраты материальных ресурсов, применяемые в планировании и управлении хозяйственной деятельностью предприятий. Нормативы должны быть научно обоснованными, прогрессивными и динамичными, т.е. систематически пересматриваться по мере организационно-технических сдвигов в производстве. Различают перспективные и текущие нормативы. Для их установления на практике используются три метода: аналитико-расчетный, опытно-производственный и отчетно-статистический.

Анолитико-расчетный метод наиболее прогрессивен и научно обоснован. Он базируется на сочетании строгих технико-экономи­ческих расчетов с анализом производственных условий и резервов экономии материальных затрат.

Опытно-производственный метод применяется, когда проведе­ние строгих технико-экономических расчетов по каким-либо причи­нам невозможно (отсутствие или сложность методик таких расче­тов, трудности получения объективных исходных данных и т.п.). Нормативы получают на основе испытаний.

Отчётно-статистический метод наименее обоснован. Нормы на очередной плановый период устанавливают по отчетно-статисти­ческим данным о расходе материалов за истекший период. Описа­ние результатов применения этого метода для нормирования потерь (нормативы ФЭК) приведено в п. 1.4.

Хотя изложенное выше приведено в словарях для материальных ресурсов в широком плане, оно целиком отражает требования, предъявляемые к процедуре нормирования потерь электроэнергии.

Ниже излагаются основы аналитике-расчетного метода норми­рования потерь электроэнергии и описывается программное обеспе­чение, реализующее разработанную авторами методологию расчета нормативов. Хотелось бы еще раз отметить три основных положе­ния аналитико-расчетного метода нормирования: строгие технико-экономические расчеты, анализ производственных условий и выяв­ление резервов экономии, а также напомнить условие, накладывае­мое на эти положения контролем за результатами со стороны РЭК, - результаты строгих технико-экономических расчетов должны пред­ставляться в форме, обеспечивающей легкую проверку их достоверности сотрудниками контролирующих органов,

ПРИНЦИПЫ НОРМИРОВАНИЯ ПОТЕРЬ.

Нагрузочные потери связаны с электропотреблением квадратичной зависимостью. Так как электрические сети высоких напряжений, построенные в расчете на гораздо больший уровень электропотребления, чем сложившийся в настоящее время, еще долгое вре­мя будут оставаться неизменными, наблюдающийся ежегодный рост электропотребления будет приводить к объективному росту нагрузочных потерь. Потери холостого хода на эксплуатируемом оборудовании будут оставаться практически постоянными. Вместе с тем возможно определенное развитие сетей более низких напряжений, в основном 0,4 кВ, обусловленное развитием малого бизнеса. Строи­тельство новых линий 0,4 кВ приводит к некоторому снижению рос­та нагрузочных потерь по сравнению с квадратичной зависимостью, а увеличение протяженности существующих линий 0,4 кВ (добавле­ние новых участков) - к росту, превышающему квадратичный ха­рактер. На практике будет применяться и та, и другая схема, поэтому в первом приближении при нормировании нагрузочных потерь мож­но ориентироваться на чисто квадратичный характер их роста.

Квадратичный характер роста нагрузочных потерь в абсолютных единицах соответствует линейному характеру в относительных еди­ницах (процентах). Если, например, при базовом электропотребле­нии в 100 единиц нагрузочные потери составляли 10 единиц(10%), то увеличение потребления до 120 единиц приведет к росту нагру­зочных потерь в 1,44 раза и они составят 14,4 единицы. По отноше­нию же к возросшему потреблению они вырастут только в 1,2 раза и составят 12%.

Потери холостого хода, оставаясь постоянными в абсолютных единицах, в относительных единицах будут линейно снижаться. В теоретической ситуации равенства нагрузочных потерь и потерь холостого хода суммарные относительные потери при росте элект­ропотребления будут оставаться постоянными.

Недоучет электроэнергии при тех же приборах будет возрастать в абсолютных единицах и несколько снижаться в относительных из-за увеличения загрузки ТТ.

На практике нагрузочные потери превышают потери холостого хода, поэтому технологические потери в целом будут иметь нормальную тенденцию к росту. Если не рассматривать резервы снижения потерь, следует согласиться с объективным увеличением норматива технологических потерь из года в год.

Вместе с тем в сетях энергоснабжающих организаций существуют ют экономически обоснованные возможности снижения всех состав­ляющих потерь, наиболее существенные в части коммерческих потерь. Основной целью нормирования потерь электроэнергии является обеспечение перелома сложившейся тенденции увеличения отчетных потерь и достижение хотя бы небольшого, но уверенного тренда на их снижение. Это снижение должно быть обеспечено разумными методами, предполагающими полную прозрачность нор­матива и одинаковую приемлемость методики его обоснования как для энергоснабжающей организации, так и для РЭК.

Динамика постепенного снижения текущего норматива потерь от существующего уровня до экономически обоснованного уровня потерь иллюстрируется рис. 1.

Рис. 1. Динамика снижения норматива потерь электроэнергии

Возможны два способа задания норматива. В первом норматив устанавливают как сниженное значение потерь базового года. Сте­пень снижения каждой составляющей определяют по рис. 1 в зависимости от установленной продолжительности периода, за который планируется достижение уровня перспективного норматива (продолжительности периодов для каждой составляющей могут быть разными). Выделение средств на проведение мероприятий по снижению потерь в этом случае дело энергоснабжающей организации. Практика, однако, показывает, что в каждый момент времени находятся более важные цели расходования средств, чем мероприятия по снижению потерь. Перспективы этого пути - ежегодные попытки убедить энергетическую комиссию в объективном росте потерь и

катастрофическом отсутствии средств для внедрения мероприятий по их снижению.

Второй способ предусматривает решение вопроса финансирования мероприятий по снижению потерь за счет потребителей, в интересах потребителей, с окупаемостью этих средств для большинства потребителей гораздо более быстрой, чем окупаемость средств вкладываемых в обновление оборудования основных производств. При этом способе в первый год работы АО-энерго с прозрачной структурой потерь в качестве норматива принимают фактический уровень потерь отчетного года. При этом определенную часть средств, полу, чаемых энергоснабжающей организацией от реализации электроэнер­гии (например, 1 %), предписывается отчислять на счет 86 «Целевое финансирование», субсчет «Мероприятия по снижению потерь электроэнергии». План проведения мероприятий согласуется вместе с утверждением тарифа. Под мероприятиями по снижению потерь по­нимаются такие мероприятия, затраты в которые окупаются за при­емлемый срок только за счет снижения потерь. Предельный срок окупаемости затрат на мероприятия, включаемые в план, может быть установлен не более двух лет. Затраты на мероприятия по снижению коммерческих потерь обычно окупаются еще быстрее. Расчетное снижение потерь за счет проведенных мероприятий используется для снижения норматива на следующий год при сохранении того же по­рядка отчислений.

Очевидно, что эффект от проведения мероприятий (стоимость электроэнергии, сэкономленной за счет снижения ее потерь) дол­жен корреспондироваться со стоимостью выделяемых средств. При установлении предельного срока окупаемости в два года целевые отчисления в размере 1 % стоимости реализованной энергии соот­ветствуют снижению потерь не менее 0,5 % отпуска электроэнер­гии в сеть. В этом случае нет особой необходимости согласовывал план мероприятий по снижению потерь, так как минимальное (га­рантированное) их снижение жестко связано с размером целевых отчислений.

Предполагая равномерное освоение средств на МСП в течение год, в первом планируемом году снижение потерь должно составить не менее 0,25 % отпуска электроэнергии в сеть. На это значение произво­дится снижение норматива потерь за счет эффекта от МСП. В последующие годы при сохранении того же объема отчислений снижение норматива потерь производится на 0,5 %. Вместе с тем следует помнить, что значение потерь в предстоящем году определяется не только эффектом от МСП, но и естественным увеличением потерь при увеличении электропотребления. Например, при фактических потерях в отчетном году 12 % и росте электропотребления в планируемом году, бывающем естественный рост нагрузочной части потерь, прогнозируемые фактические потери составляют 12,2 %. Учитывая эффект от мероприятий по снижению потерь, равный, 0,5 %, норматив потерь составит 11,7%.

В случае существенных нарушении энергоснабжающей органи­зацией правил целевого использования этих средств ужесточение норматива на следующий год должно осуществляться в повышен­ной мере.

Второй способ обеспечивает гарантию реального проведения мероприятий по снижению потерь, так как решает вопрос с их фи­нансированием. Для энергоснабжающей организации альтернатива очевидна - либо тарифы на 1 % выше, но этот 1 % нельзя никуда использовать, кроме как на мероприятия по снижению потерь, либо тарифы на 1 % ниже.

Все приведенные цифры даны для пояснения принципа подхода, их значения на практике должны определяться с учетом конкретных условий.

В связи с тем, что в соответствии с документами ФЭК тарифы устанавливают дифференцированно для трех категорий потребите­лей, получающих энергию от сетей напряжением ПО кВ и выше, 35-6 кВ и 0,4 кВ, общий норматив потерь должен быть разделен на три составляющие. Это деление должно производиться с учетом степени использования каждой категорией потребителей сетей раз­личных классов напряжения.

В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 0,4 кВ, включают:

- технические потери электроэнергии в сетях этого напряжения;

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную от­ношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей всех напряжений;

- части расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше, определенные аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 6-35 кВ, включают:

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-20 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную от­ношению суммарного отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорцио­нальную отношению суммарного отпуска электроэнергии потреби­телям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску электроэнергии по­требителям из сетей всех напряжений;

- доли расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше, определенные аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электро­энергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 110 кВ и выше, включают:

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорцио­нальную отношению отпуска электроэнергии потребителям непос­редственно из сетей 110 кВ и выше к суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей всех напряжений;

- часть расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 110 кВ и выше, определенную аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электро­энергии, обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом напряжении.

Временно допустимые коммерческие потери, включаемые в та­риф, распределяют равномерно менаду всеми категориями потребителей, так как коммерческие потери, представляющие собой в значительной степени хищения энергии, не могут рассматриваться как проблема, оплата которой должна возлагаться только на потребителей, питающихся от сетей 0,4 кВ.

НОРМАТИВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОТЕРЬ.

Из четырех составляющих потерь наиболее сложной для пред­ставления в форме, ясной для сотрудников контролирующих орга­нов, являются технические потери (особенно их нагрузочная состав­ляющая), так как они представляют собой сумму потерь в сотнях и тысячах элементов, для расчета которых необходимо владеть электро­техническими знаниями. Выходом из положения является использо­вание нормативных характеристик технических потерь, представля­ющих собой зависимости потерь от факторов, отражаемых в офици­альной отчетности (см. п. 1.5).

Нормативные характеристики рассчитывают па основе прямых расчетов потерь, которые, как было сказано выше, трудно проверяемы. Однако, в отличие от постоянного проведения прямых расчетов, такая проверка проводится один раз при участии сотрудников РЭК в разработке нормативной характеристики, оценке получаемых по ней нормативов для прошедших и перспективных периодов и обсужде­нии ее на совете специалистов обеих сторон с участием экспертов. В любом случае практическое применение разработанной норматив­ной характеристики начинается только после ее согласования РЭК.

Параметры нормативной характеристики достаточно стабильны и поэтому, однажды рассчитанные, согласованные и утвержденные, они могут использоваться в течение длительного периода - до тех пор, пока не произойдет существенных изменений схем сетей. При нынешнем, весь­ма низком уровне сетевого строительства нормативные характеристики, рассчитанные для существующих схем сетей, могут использоваться в те­чение 5-7 лет. При этом погрешность отражения ими потерь не превыша­ет 6-8 %. В случае же ввода в работу или вывода из работы в этот период существенных элементов электрических сетей такие характеристики дают надежные базовые значения потерь, относительно которых может оцени­ваться влияние проведенных изменений схемы на потери.

Для радиальной сети нагрузочные потери электроэнергии выра­жаются известной формулой [14]:

, (1)

где W- отпуск электроэнергии в сеть за Д дней; tg φ- коэффициент реактивной мощности; R_ЭКВ- эквивалентное сопротивление сети; U - среднее рабочее напряжение.

В силу того, что эквивалентное сопротивление сети, напряже­ние, а также коэффициенты реактивной мощности и формы графика изменяются в сравнительно узких пределах, они могут быть «собра­ны» в один коэффициент А, расчет которого для конкретной сети необходимо выполнить один раз:

(2)

В этом случае (1) превращается в характеристику нагрузоч­ных потерь электроэнергии:

₍₃₎

При наличии характеристики (3) нагрузочные потери для любого месяца продолжительностью Д дней определяют на основе единственного исходного значения - отпуска электроэнергии в сеть.

Коэффициент А определяют на основе рассчитанного значения нагрузочных потерь электроэнергии ΔW_Н по формуле:

(4)

При использовании значения потерь, выраженного в процентах, ΔW_Н%, коэффициент А определяют по формуле:

(5)

Характеристика потерь холостого хода имеет вид:

(6)

Значение коэффициента С определяют на основе потерь электро­энергии холостого хода, рассчитанных с учетом фактических напря­жений на оборудовании - ΔW_Х, по формуле

(7)

или на основе потерь мощности холостого хода ΔР_х:

(8)

Коэффициенты А и С характеристики суммарных потерь к и ра­диальных линиях 35, 6-20 или 0,4 кВ определяют по формулам:

(9)

(10)

где А_i и С_i -значения коэффициентов для входящих в сеть линий; W_i - отпуск электроэнергии в i-ю линию; W_∑ -то же, во все линии в целом.

Коэффициенты А и С для сетей 6-20 или 0,4 кВ в целом при на­личии их значений, рассчитанных для ограниченной выборки линий (А_В и С_В), определяют по формулам:

(11)

(12)

где W_b- отпуск электроэнергии в линии выборки; W_∑ - отпуск в сеть 6-20 или 0,4 кВ в целом.

Относительный недоучет электроэнергии ΔW_y зависит от объемов отпускаемой энергии - чем ниже объем, тем ниже токовая загрузка ТТ и тем больше отрицательная погрешность. Определение средних значений недоучета проводят за каждый месяц года и в нор­мативной характеристике месячных, потерь они отражаются индивидуальным слагаемым для каждого месяца, а в характеристике го­довых потерь - суммарным значением.

Таким же образом отражаются в нормативной характеристике климатические потери (потери на корону ΔW_КОР и из-за токов утечки по изоляторам ΔW_КЗ), а также расход электроэнергии на собствен­ные нужды подстанций W_ПС, имеющий резкую зависимость от ме­сяца года.

Нормативная характеристика потерь в радиальной сети имеет вид:

(13)

где ΔW_М - сумма описанных выше четырех составляющих:

(14)

Нормативная характеристика потерь электроэнергии в сетях объекта, на балансе которого находятся сети напряжением 6—20 и 0,4 кВ (сети коммунальных предприятий), имеет вид, млн. кВтч:

(15)

где W_6-20 -отпуск электроэнергии в сети 6-20 кВ, млн. кВт-ч, за вычетом отпуска потребителям непосредственно с шин 6—20 кВ подстанций 35-220/6-20 кВ и электростанций; W_0,4 -тоже, всети 0,4 кВ; А_6-20 и А_0,4 - коэффициенты характеристики.

Величина ΔW_М для этих предприятий включает в себя, как прави­ло, лишь первое и четвертое слагаемые формулы (14).

При отсутствии учета электроэнергии на стороне 0,4 кВ распре­делительных трансформаторов 6-20/0,4 кВ значение W_U,4 определяют, вычитая из значения W_6-20 отпуск электроэнергии потребителям непосредственно из сети 6-20 кВ и потери в ней, определяемые по формуле (13) с исключенным вторым слагаемым.

Коэффициенты нормативной характеристики технологических потерь (НХТП) определяют на основе рассчитанных коэффициентов ХТП, уменьшая их в соответствии с эффектом от мероприятий по снижению потерь, проведение которых предусмотрено в планируемом периоде. В случае затруднений с определением степени уменьшения каждого коэффициента характеристики (особенно в питающей сети) норматив потерь определяют, вычитая из значения, рассчитанного по ХТП, эффект от мероприятий по снижению потерь.

Нормативная характеристика отчетных потерь (НХПЭ) отлича­ется от НХТП добавлением еще одного слагаемого - временно допустимых коммерческих потерь. Их уровень целесообразно устанав­ливать в относительных единицах, поэтому это слагаемое норматив­ной характеристики имеет вид:

(16)

где Н_К - норматив временно допустимых коммерческих потерь, %.

Простота расчета характеристик технических потерь для ради­альных сетей (непосредственно по результатам расчета потерь) обусловлена тем, что в этих сетях нагрузочные потери зависят лишь от одного фактора - отпуска электроэнергии в сеть W. Потери в основной сети АО-энерго зависят, как уже говорилось выше, от достаточно большого числа факторов. Например, для сравнительно неболь­шого АО-энерго число факторов, отражаемых в официальной отчечености, составило 20 (см. п. 6.6).

Кроме того, особенности режимов замкнутых сетей приводят к появлению в зависимости нагрузочных потерь линейных членов и аппроксимационной постоянной составляющей. В связи с этим ХТП для основной сети имеет более сложный вид:

(17)

Для получения коэффициентов А_ij и B_ij здесь уже недостаточно одного расчета и необходимо провести ряд расчетов при различ­ных сочетаниях факторов Wi(j), а затем аппроксимировать их результаты. В любом случае ХТП, в которую включаются потери как в основной сети (17), так и в радиальных сетях (13), представляет собой компактное выражение, в котором сотни тысяч элементов сети «сжаты» до нескольких коэффициентов, стоящих - перед факторами, значения которых для рассматриваемого пери­ода известны любой контролирующей организации, так как они от­ражаются в официальной отчетности. После одноразовой проверки правильности ее расчета компетентной организацией и утверждения региональной энергетической комиссией, обоснования потерь становятся действительно прозрачными и легко объяснимыми.

НОРМИРОВАНИЕ ТРАНЗИТНЫХ ПОТЕРЬ.

Исходя из задач расчета тарифов суммарные потери электроэнер­гии в сетях АО-энерго должны быть разделены на две части:

1) потери от транзитных перетоков мощности ΔР_тр и энергии ΔW_ТР, осуществляемых РАО «ЕЭС России» через сети АО-энерго;

2) потери от потребления мощности ΔР_С и энергии ΔW_С собствен­ными потребителями АО-энерго.

Потери от транзитных перетоков (транзитные потери) относят на Оператора оптового рынка и учитывают при формировании тари­фов на электроэнергию на Федеральном оптовом рынке электричес­ки энергии и мощности (ФОРЭМ), устанавливаемых Федеральной Энергетической комиссией (ФЭК).

Потери от потребления энергии собственными потребителями АО-энерго являются одной из составляющих тарифов, устанавливаемых региональной экономической комиссией.

Исходя из очевидных интересов субъектов рынка иметь более высокие тарифы на свою продукцию, АО-энерго на стадии утверждения тарифов выгодно относить на транзитные потери как можно меньшую часть суммарных потерь (остальная часть должна увеличить внутренний тариф), а после утверждения тарифа показывал как можно более высокие фактические значения транзитных потерь для получения большей компенсации со стороны ФОРЭМ. Интересы Оператора ФОРЭМ имеют противоположный характер: на стадии установления тарифа выгодно показывать высокий уровень транзитных потерь в сетях АО-энерго, которые необходимо будет компенсировать ФОРЭМ (это увеличивает тариф на ФОРЭМ), а фактические их значения принимать затем как можно более низки­ми для уменьшения компенсации.

Ввиду противоречивости интересов сторон урегудирование вопросов расчета и учета потерь от транзитных перетоков должно осу­ществляться в нормативном документе, утвержденном па федераль­ном уровне.

Следует отметить, что все составляющие потерь являются час­тью затрат энергоснабжающих организаций на передачу и распреде­ление электроэнергии и так или иначе будут включены в тарифы. Правильность расчета транзитных потерь практически не влияет на суммарный объем средств, получаемых АО-энерго и Оператором ФОРЭМ, но определяет объективность распределения оплаты общих потерь между потребителями, получающими электроэнергию из сетей собственного АО-энерго, и с ФОРЭМ.

Ввиду того, что РЭК являются, с одной стороны, антимонополь­ными структурами, а с другой - региональными, их интересы зак­лючены в снижении местных тарифов, а следовательно, в том, чтобы транзитные потери на стадии формирования тарифа не были не­справедливо уменьшены и местный тариф в связи с этим увеличен. На стадии работы АО-энерго по утвержденным тарифам сохраняют­ся те же интересы РЭК - более высокие уровни транзитных потерь, компенсируемые из средств ФОРЭМ, увеличивают прибыль мест­ной энергосистемы. Изложенное выше в систематизированном виде приведено в табл. 1.

В связи с наличием противоположных экономических интере­сов сторон расчет транзитных потерь перестает носить чисто технический характер. Как и в любых экономических вопросах, стороны придают большее значение ясности и понятности расчетов позволяющей расценивать их как справедливые, чем их точности, если она основана на применении методов, не совсем понятная одной из сторон.

Таблица 1.

Интересы сторон на различных стадиях расчета уровня транзитных потерь а сетях ДО-энерго («+»- предпочтение больших потерь;«-» - меньших)

Стадия	Интересы сторон в оценке транзитных потерь
	АО-энерго	ФОРЭМ	РЭК
Утверждение в РЭК тарифа на электроэнергию	-	+	+
Компенсация потерь при работе по утвержденным тарифам	+	-	+

Профессиональная подготовка в задаче расчета электрических режимов и знание реальных схем и режимов сетей АО-энерго нахо­дится приблизительно на одном уровне у специалистов АО-энерго и Оператора ФОРЭМ. Они в состоянии легко контролировать работу друг друга. В некоторых РЭК тоже имеются специалисты высокого класса в этой области (часто перешедшие на работу в РЭК из того же АО-энерго), однако им по роду деятельности трудно вести оператив­ный контроль за меняющимися режимами перетоков. В большин­стве же РЭК нет специалистов такой квалификации. По мнению ав­торов, правильным является не привлечение в энергетические ко­миссии таких специалистов, а установление такого механизма проверки объективности расчета, который не требует столь высокой квалификации. Тем более что кроме этих специалистов никто опять же не в состоянии оценить их правильность.

Потери от транзитных перетоков составляют обычно 5-15 % сум­марных потерь в сетях АО-энерго. Известные требования «равно­прочнсти» расчетов делают нелогичным применение более слож­ных методов расчета этих потерь и более простых для оценки ос­тальных 85-95 %. Поэтому методология расчетов всех составляющих потерь при обосновании тарифов должна быть одинаково простой, а доверие к их результатам должно достигаться на уровне понимания работниками контролирующих организаций, к которым не должны предъявляться требования знания процессов на уровне специалистов по режимам АО-энерго или Оператора ФОРЭМ.

Определение нормативов потерь на основе нормативных характеристик удовлетворяет этому требованию. Оценка объективности, основания потерь на основе нормативной характеристики может быть сделана работником любой квалификации. Поэтому на этапе согласования тарифов использование результатов прямых расчетов потерь неоправданно ни для суммарных потерь, ни тем более для их части - транзитных потерь.

В процессе работы (при утвержденных тарифах) решается задача компенсации АО-энерго со стороны ФОРЭМ фактических потерь от транзитных перетоков. Компенсация осуществляется в виде снижения па значение этих потерь количества электроэнергии, приобретаемой дефицитным АО-энерго на ФОРЭМ, или увеличения количества электроэнергии, выдаваемой на ФОРЭМ избыточным АО - энерго. На этом этапе расчет транзитных потерь используете фактически для уточнения объемов продукции каждой из сторон требования к точности таких расчетов неизбежно возрастают. В то же время и стороны, производящие и оценивающие результаты таких расчетов, находятся на одинаковом профессиональном уровне. Поэтому на этом этапе использование прямых расчетов потерь тех­нически точнее. Вместе с тем в целях прозрачности еще одного вида контроля - налогового, и недопустимости свободною «перебрасы­вания» транзитных потерь между двумя коммерческими структура­ми, приводящего к изменению их финансовых показателей, пред­почтительнее и на этой стадии использовать нормативные характе­ристики.

ДОСТОВЕРНОСТЬ НОРМАТИВОВ ПОТЕРЬ И ТРЕБОВАНИЯ К ПРОГРАММНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ ИХ РАСЧЕТА.

Достоверность расчетных значений нормативов потерь. Погрешности расчетов технических потерь электроэнергии различными методами и методика оценки их гарантированных значений подробно описаны в [4] и в прил. 3. Интервалы неопределенности нормативов потерь, определяемых по нормативным характеристикам, будут несколько выше этих значений в связи с дополнительными погрешностями аппроксимации технических потерь и погрешностями сворачивания характеристики потерь от транзитов к факторам, характеризующим сальдо перетоков по группам линий. Погрешности аппроксимации имеют малые значения по сравнению с погрешностями расчетов потерь. Учитывая квадратичный харак­тер сложения погрешностей, они несущественно увеличат суммар­ную погрешность. Погрешности же сворачивания ХТП к сальдо-фак­торам должны исследоваться для каждого конкретного случая, так как структура связей, входящих в сальдо, и динамика изменения потоков энергии по ним имеют индивидуальный характер для каждого АО-энерго.

Очевидно, что нормативные характеристики, используемые на региональном и на федеральном уровнях, должны иметь разную степень обобщенности - чем выше уровень контроля, тем выше обобщенность и, к сожалению, чуть выше погрешность. Вместе с тем погрешности, соответствующие такому решению, оказываются несопоставимо мень­шими погрешностей нормативов, приведенных в [1].

Требования к программному обеспечению. Требования к программам расчетов потерь электроэнергии, результаты которых используются в энергоснабжающих организациях для технически целей, не предъявляются.

Допустимость применения программного обеспечения, исполь­зуемого для обоснования норматива потерь методом прямых расчетов, а также для разработки нормативных характеристик, необходимость проверки и подтверждения достоверности которых требует стороной контролирующая организация не требует, определяет самой контролирующей организацией.

расчеты потерь, выполняемые при разработке нормативных характеристик, необходимость проверки и подтверждения достовер­ности которых третьей стороной контролирующая организация тре­бует, должны выполняться по программам, удовлетворяющим сле­дующим требованиям, обеспечивающим возможность оценки правильности представления в расчетах схем и нагрузок сетей при проверке результатов расчета:

- программы должны выводить на печать суммарную нагрузку рас­считываемой электрической сети;

- программы для основных (замкнутых) сетей АО-энерго должны обеспечивать автоматическое варьирование режимов, оставляя не­обходимость контроля правильности представления лишь базового режима;

- программы для радиальных сетей 6-20 и 35-110 кВ должны вме­сте с результатами расчета потерь выводить на печать обобщенные параметры рассчитываемых сетей: суммарные длины линий по се­чениям, суммарные мощности трансформаторов и другие парамет­ры, правильность данных о которых легко проверяется по отчетным данным АО-энерго (форма 20-энерго);

- программы должны одновременно с расчетом потерь рассчиты­вать гарантированные резервы их снижения;

- программы должны рассчитывать потери электроэнергии в це­лом и каждую их структурную составляющую в виде трех значений: среднего (расчетного) значения и границ интервала их возможных значений, определенных с учетом методических и информационных погрешностей примененного метода расчета;

- комплекс программ, используемых в АО-энерго для расчета нор­мативных характеристик потерь, должен позволять рассчитывать все составляющие потерь, входящие в их структуру.