Что такое полезный отпуск электроэнергии

II. Порядок расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям

2.1. Для регулирования тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) энергоснабжающая организация представляет в РЭК следующие обосновывающие материалы:

2.1.1. Баланс электрической энергии и мощности энергоснабжающей организации по обслуживаемому региону, составленный на основе утвержденного ФЭК России баланса и согласованный с РАО «ЕЭС России» или уполномоченным им органом — (таблица 1).

2.1.2. Расчет полезного отпуска электроэнергии (таблица 2).

2.1.3. Потери электроэнергии в электрических сетях по диапазонам напряжения (таблица 3):

— высокого напряжения (далее — BH) — 110 кВ и выше;

— среднего напряжения (далее — CH) — 35. 6 кВ;

— низкого напряжения (далее — HH) — 0.4 кВ.

2.1.4. Расчет полезного отпуска теплоэнергии (таблица 4).

2.1.5. Структуру полезного отпуска электрической энергии и мощности по группам, категориям и отдельным потребителям, в том числе по диапазонам напряжения BH, CH, HH — (таблица 5).

2.1.6. Структуру полезного отпуска тепловой энергии и мощности по группам и категориям потребителей — (таблица 6).

2.1.7. Расчет коэффициентов потерь электрической энергии в сетях по диапазонам напряжения BH, CH, HH — (таблица 7).

2.1.8. Расчет расхода условного топлива — (таблица 8-0), в т.ч. по электростанциям (котельным) — (таблица 8-1).

2.1.9. Расчет затрат на топливо — (таблица 9-0), в том числе расчет потребности и стоимости топлива по электростанциям (котельным) — (таблица 9-1).

2.1.10. Расчет затрат на покупную энергию — (таблица 10).

2.1.11. Смета затрат на производство энергии — (таблица 11).

2.1.12. Калькуляция себестоимости производства электрической энергии, передачи и распределения ее в сетях — (таблица 12).

2.1.13. Калькуляция себестоимости производства тепловой энергии, передачи и распределения ее в сетях — (таблица 13).

2.1.14. Расчет стоимости услуг по обслуживанию сетей РАО «ЕЭС России», переданных в эксплуатацию энергоснабжающей организации — (таблица 14).

2.1.15. Расчет абонентной платы за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России — (таблица 15).

2.1.16. Расчет источников финансирования капитальных вложений — (таблица 16).

2.1.17. Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на электрическую и тепловую энергию — (таблица 17).

2.1.18. Расчет среднего уровня тарифов (по энергоснабжающей организации в целом) на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям (включая потребителей — перепродавцов), — (таблица 18).

2.1.19. Расчет дифференцированных (по диапазонам напряжения) ставок платы за электрическую мощность — (таблица 19).

2.1.20. Расчет дифференцированных (по диапазонам напряжения) ставок платы за электроэнергию — (таблица 20).

2.1.21. Расчет дифференцированных (по диапазонам напряжения и времени суток) ставок платы за электроэнергию — по потребителям, оснащенным соответствующими приборами коммерческого учета, — (таблица 20а).

2.1.22. Расчет двухставочных тарифов на электроэнергию, дифференцированных по диапазонам напряжения — (таблица 21).

2.1.23. Сводная таблица двухставочных тарифов на электроэнергию по всем группам, категориям и отдельным потребителям, — (таблица 22).

2.1.24. Тарифы на электрическую энергию и электрическую мощность, применяемые для расчетов по группам, категориям и отдельным потребителям, — (таблица 23).

2.1.25. Расчет тарифов на тепловую энергию для потребителей пара различных параметров и горячей воды — (таблица 24).

2.1.26. Сравнительный анализ экономических показателей к расчету тарифов на электрическую и тепловую энергию — (таблица 25).

При заполнении таблиц расчетные показатели базового периода определяются:

— по экономическим (стоимостным) показателям (цены, налоги и т.д.) — по фактически достигнутым показателям периода, предшествующего регулируемому;

— по показателям производственно — технологического характера (выработка, полезный отпуск, расход и структура топлива и т.д.) — соответствующего периода прошлого года.

2.2. В процессе рассмотрения и утверждения тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность), РЭК оценивает обоснованность следующих материалов:

2.2.1. Определение видов и объемов продукции (услуг) в натуральном выражении, поставляемых энергоснабжающей организацией потребителям по регулируемой деятельности.

2.2.2. Экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) коммерческих организаций по регулируемым видам деятельности на период регулирования.

2.2.3. Распределение общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) коммерческих организаций между видами продукции по регулируемой деятельности.

2.2.4. Расчет тарифов: среднего по энергоснабжающей организации и с дифференциацией по группам и категориям потребителей.

По результатам рассмотрения представленных энергоснабжающими организациями материалов РЭК утверждает тарифы на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) по группам и категориям потребителей региона, обслуживаемого данной энергоснабжающей организацией.

2.3. Определение видов и объемов продукции (услуг) в натуральном выражении, поставляемых энергоснабжающей организацией потребителям по регулируемой деятельности

Виды и объемы продукции в натуральном выражении, поставляемые энергоснабжающими организациями, по регулируемым видам деятельности определяются на основании утвержденных и согласованных в установленном порядке балансов электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности) (таблицы 1. 4).

2.4. Определение (экономическое обоснование) общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) энергоснабжающей организации по регулируемым видам деятельности на период регулирования

Расчетный объем финансовых средств (себестоимости и прибыли) энергоснабжающей организации по регулируемым видам деятельности на период регулирования должен обеспечить полное возмещение обоснованных материальных затрат, включая затраты на покупную энергию, покрытие финансовых издержек (проценты по кредитам или облигациям), выплату налогов, амортизационных отчислений и отчислений для образования иных специальных средств энергоснабжающей организации, начисления дивидендов по акциям и формирование необходимого объема чистой прибыли для осуществления производственных и социальных программ.

Общая потребность энергоснабжающих организаций в финансовых средствах включает:

Средства, относимые на себестоимость продукции:

2.4.1. Сырье, основные материалы. Расчет производится исходя из действующих норм и нормативов с учетом прогнозируемых в период регулирования цен и тарифов на указанные сырье и материалы.

2.4.2. Вспомогательные материалы. Расчет производится исходя из действующих норм и нормативов с учетом прогнозируемых в период регулирования цен и тарифов на указанные вспомогательные материалы.

2.4.3. Услуги производственного характера. Расчет производится исходя из необходимости проведения регламентных (ремонтных и других) работ с учетом прогнозируемых в период регулирования цен и тарифов на указанные услуги.

2.4.4. Топливо на технологические цели. Потребность в средствах на оплату топлива определяется на основании нормативов удельных расходов топлива на производство электрической энергии и тепло, рассчитываемых на базе нормативных энергетических характеристик энергетического оборудования и планируемого режима работы оборудования на период регулирования с учетом прогнозируемых цен на топливо и тарифов на перевозки.

Нормативные энергетические характеристики энергетического оборудования электростанций утверждаются РАО «ЕЭС России» (АЭС — по согласованию с концерном «Росэнергоатом»).

2.4.5. Покупная энергия на производственные и хозяйственные нужды, в том числе стоимость покупной электроэнергии и мощности и теплоэнергии, получаемых с ФОРЭМ или от других производителей энергии. Расчет затрат на покупную энергию с ФОРЭМ производится исходя из утвержденного ФЭК баланса энергии и мощности и уровня утвержденных ФЭК тарифов на электроэнергию и мощность, поставляемую с ФОРЭМ.

Стоимость покупной электроэнергии от блок — станций и других производителей электроэнергии, не выведенных на ФОРЭМ, определяется на основании баланса электроэнергии энергоснабжающей организации и установленных РЭК тарифов.

2.4.6. Затраты на оплату труда. Расчет величины расходов на оплату труда персонала, занятого в основной деятельности, производится в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями.

Методика расчета размера средств на оплату труда в соответствии с отраслевым тарифным соглашением утверждается ФЭК России.

2.4.7. Отчисления на социальные нужды, в том числе: отчисления на социальное страхование, отчисления в фонд занятости, обязательное медицинское страхование, в пенсионный фонд и другие отчисления, предусмотренные действующим законодательством. Расчеты производятся исходя из установленных действующими нормативными правовыми актами норм и нормативов указанных отчислений.

2.4.8. Амортизация основных фондов. Расчет амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов производится по нормам амортизации, утвержденным в установленном порядке по видам основных фондов коммерческих организаций.

2.4.9. Прочие затраты, в том числе:

2.4.9.1. Целевые средства энергоснабжающих организаций (формируются в установленном действующим законодательством порядке):

— на проведение научно — исследовательских и опытно — конструкторских работ, для финансирования программ по созданию и освоению новой техники, эффективных и безопасных технологий;

2.4.9.2. Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ. Плата за выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую природную среду определяется в соответствии с действующими экологическими нормативами Минэкологии России. Расчеты должны быть согласованы с соответствующими территориальными органами экологического надзора.

2.4.9.3. Оплата процентов за полученный кредит и по бюджетным ссудам, в части, относимой в соответствии с действующим законодательством на себестоимость.

2.4.9.4. Затраты на подготовку и переподготовку кадров. Расчеты производятся по нормам и нормативам в установленном законодательством порядке.

2.4.9.5. Амортизация по нематериальным активам. Рассчитывается в соответствии с действующим законодательством.

2.4.9.6. Абонентная плата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России. Расчет производится в соответствии с утвержденным ФЭК России размером (нормативом) абонентной платы.

2.4.9.7. Отчисления в ремонтный фонд, в случае его формирования.

Независимо от схемы финансирования, потребность в финансовых средствах на проведение всех видов ремонтов рассчитывается на основе норм и программ проведения ремонтных работ и норм расходования материальных и трудовых ресурсов.

2.4.9.8. Средства на создание сезонных запасов топлива. Рассчитываются исходя из проектных показателей по закладке топлива на осенне — зимний период и содержанию госрезервов.

2.4.9.9. Непроизводственные расходы. Налоги и другие обязательные сборы, оплачиваемые за счет себестоимости.

2.4.9.10. Другие прочие затраты исходя из действующих нормативных документов и отраслевых особенностей отнесения затрат на себестоимость продукции.

Средства, формируемые за счет прибыли:

2.4.11. На развитие производства, в том числе на капитальные вложения.

2.4.12. На социальное развитие, в том числе на капитальные вложения и на образование фонда потребления за счет прибыли.

2.4.13. Дивиденды по акциям. В соответствии со статьей 4 Закона «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» при рассмотрении вопросов платы на вложенный капитал регулируемых коммерческих организаций РЭК обеспечивает создание условий для привлечения отечественных и иностранных инвестиций.

2.4.14. Налоги, оплачиваемые за счет прибыли. Расчет производится в соответствии с действующим налоговым законодательством.

2.4.15. Прибыль на прочие цели, в том числе

— платежи за превышение предельно допустимых выбросов (сбросов) загрязняющих веществ;

— оплата процентов за полученный кредит и по бюджетным ссудам, в части, относимой на прибыль;

— отчисления в резервные (и другие) фонды, предусмотренные действующим законодательством;

Расчет потребности в финансовых средствах на производственное, научно — техническое и социальное развитие энергоснабжающей организации производится с обоснованием всех источников финансирования на основании принятых схем развития и инвестиционных программ.

Уровень рентабельности коммерческих организаций по регулируемой деятельности складывается исходя из объемов указанных выше средств, формируемых за счет прибыли.

2.4.16. Выпадающие доходы энергоснабжающей организации, возникшие по независящим от нее причинам, учитываются РЭК на следующем этапе регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию.

2.5. Распределение общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) коммерческих организаций между видами продукции по регулируемой деятельности

2.5.1. Распределение общей потребности в финансовых средствах энергоснабжающей организации производится между всеми видами продукции.

2.5.2. Общая потребность в финансовых средствах распределяется между электрической энергией (мощности), тепловой энергией (мощностью) и услугами в соответствии с калькуляцией себестоимости производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии.

2.5.3. Калькулирование себестоимости электрической и тепловой энергии осуществляется на основании «Инструкции по планированию, учету и калькулированию себестоимости производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии».

2.5.4. Распределение расхода топлива тепловых электростанций между электрической и тепловой энергией, осуществляемое в процессе калькулирования себестоимости электрической и тепловой энергии, проводится в соответствии с «Методическими указаниями по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования», СПО ОРГРЭС, 1995 г. (РД 34.08.552-95) — таблица 8-1.

2.5.5. Стоимость топлива на производство электро- и теплоэнергии и соответствующие цены 1 тонны условного топлива рассчитываются отдельно по каждой электростанции (котельной) с учетом структуры потребляемого топлива и соответствующих цен на разные виды топлива, включая стоимость перевозки, — таблица 9-1.

2.5.6. Затраты на покупную теплоэнергию учитываются в себестоимости производства, транспорта и распределения тепловой энергии (табл. 10).

2.5.7. Потребность в финансовых средствах по производству, передаче, распределению тепловой энергии (мощности) (Дтэ) рассчитывается исходя из:

а) величины условно — постоянных затрат по производству,

передаче и распределению тепловой энергии (Зпост) по энергоснабжающей организации (таблица 13, п. 26);

б) затрат на топливо (в доле, отнесенной на тепловую энергию) и покупную теплоэнергию (табл. 13, п. 1, п. 16);

в) прибыли, отнесенной на теплоэнергию (Птеп):

Птеп = kтеп x Зпост, млн. руб.,

где kтеп — коэффициент рентабельности по теплоэнергии.

При расчетах тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) с годовым периодом регулирования коэффициент рентабельности и по тепловой энергии (мощности) и по электрической энергии (мощности) устанавливается на уровне среднего по энергоснабжающей организации. Если период регулирования менее года, допускается установление разных величин коэффициентов рентабельности на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) при условии равенства этих коэффициентов в целом по году.

2.6. Расчет среднего по энергоснабжающей организации тарифа на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность)

Потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению электрической энергии (мощности) определяется по формуле:

Дэ = Д — Дтэ — Деэс,

где Дэ — потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению электроэнергии;

Д — общая потребность в финансовых средствах энергоснабжающей организации по регулируемым видам деятельности;

Дтэ — потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению теплоэнергии;

Деэс — стоимость услуг по обслуживанию электрических сетей РАО «ЕЭС России».

Средние тарифы на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям региона от энергоснабжающей организации, определяются следующим образом (таблица 18):

2.6.1. Средний тариф на электрическую энергию (Тэ ):

где Допт — выручка от реализации электрической энергии и мощности на ФОРЭМ, млн. руб.;

Эотп — полезный отпуск электроэнергии потребителям от энергоснабжающей организации, включая отпуск электроэнергии потребителям — перепродавцам, млн. кВт.ч.

2.6.2. Средний тариф на тепловую энергию (Тт ):

Тт = ──────; тыс. руб./Гкал,

где Qотп — полезный отпуск теплоэнергии потребителям от

энергоснабжающей организации, включая отпуск теплоэнергии

потребителям — перепродавцам оптовых перепродавцов, тыс. Гкал.

2.7. Расчет дифференцированных тарифов на электроэнергию по

группам и категориям потребителей

2.7.1. Дифференциация среднеотпускного тарифа (Тэ ,

см. п. 2.6.1 и табл. 18) на электроэнергию по категориям потребителей осуществляется на основе соблюдения следующих основных принципов:

— соответствие тарифов, устанавливаемых для различных категорий потребителей, реальным затратам энергоснабжающей организации по электроснабжению данных потребителей;

— равноприбыльность электроснабжения различных категорий потребителей.

В Методических указаниях учитываются следующие факторы дифференциации:

— уровень напряжения в точке подключения потребителя к сети;

— режимы использования потребителями различных категорий заявленной (или расчетной) на период регулирования максимальной мощности (значения плотности индивидуальных графиков нагрузки потребителей).

2.7.2. В качестве исходного расчетного тарифа на электроэнергию для всех категорий потребителей в методике используется двухставочный тариф:

Ri = Ti x Рi + Ti x Эi,

где Ti — ставка за мощность, руб./кВт;

Рi — заявленная (или расчетная) максимальная мощность

потребителя, тыс. кВт;

Ti — ставка за энергию, руб./кВт.ч;

Эi — объем потребления электроэнергии, млн. кВт.ч;

Ri — тариф i-го потребителя за электрическую мощность и

электрическую энергию, млн. руб.

Далее осуществляется расчет экономически обоснованных

дифференцированных значений ставок платы за мощность (руб./кВт) и

потребляемую электроэнергию (руб./кВт.ч).

2.7.3. Расчет дифференцированных ставок тарифа за

электрическую мощность по группам, категориям потребителей и по

отдельно выделенным крупным промышленным потребителям (табл. 19).

2.7.3.1. Значение ставки тарифа за мощность (Ti ) для i-го

потребителя устанавливается таким образом, чтобы обеспечивалась компенсация обоснованных условно — постоянных затрат энергоснабжающей организации по поддержанию данной мощности (генерирующих источников, электрических сетей и подстанций) в работоспособном состоянии в течение всего периода регулирования (вне зависимости от плотности графика нагрузки i-го потребителя), и формирование обоснованного размера прибыли.

2.7.3.2. Общая величина эксплуатационных условно — постоянных

затрат энергоснабжающей организации, З пост (отнесенных на

электроэнергию), включает в себя следующие составляющие

э иэ вн сн нн сист. э

З пост = Зп + З сети + З сети + З сети + Зпост ,

где Зп — составляющая эксплуатационных условно — постоянных

затрат, отнесенная на электростанции (табл. 12);

З сети — составляющая эксплуатационных условно — постоянных

затрат, отнесенная на электрические сети BH (110 кВ и выше) —

З сети — составляющая эксплуатационных условно — постоянных

затрат, отнесенная на электрические сети CH (6 — 35 кВ) —

З сети — составляющая эксплуатационных условно — постоянных

затрат, отнесенная на электрические сети HH (0,4 кВ) — (табл. 12);

Зпост — общехозяйственные условно — постоянные затраты энергоснабжающей организации, не связанные напрямую с эксплуатацией и ремонтом того или иного вида энергетического оборудования (табл. 12, п. 26).

2.7.3.3. Прибыль энергоснабжающей организации (отнесенная на электроэнергию) Пэ разносится между выделенными подсистемами (электростанциями, электрическими сетями BH, CH и HH) пропорционально рассчитанным выше условно — постоянным затратам, связанным с эксплуатацией данных подсистем.

Пэ = Пиэ + Пвн + Псн + Пнн, млн. руб.,

где Пиэ — часть формируемой прибыли энергоснабжающей организации от реализации электроэнергии, отнесенная на электрические станции, млн. руб. (табл. 17, п. 10.1.а);

Пвн — часть формируемой прибыли энергоснабжающей организации, отнесенная на электрическую сеть BH (110 кВ и выше), млн. руб. (табл. 17, п. 10.1.б);

Псн — часть формируемой прибыли энергоснабжающей организации, отнесенная на электрическую сеть CH (35 — 6(10) кВ), млн. руб. (табл. 17, п. 10.1.в);

Пнн — часть формируемой прибыли энергоснабжающей организации, отнесенная на электрическую сеть HH (0,4 кВ), млн. руб. (табл. 17, п. 10.1.г).

Пиэ = Пэ x Зп / (Зп + Зсети);

Пвн = Пэ x З сети / (Зп + Зсети);

Псн = Пэ x З сети / (Зп + Зсети);

Пнн = Пэ — Пиэ — Пвн — Псн;

Зсети = З сети + З сети + З сети.

2.7.3.4. Расчет составляющей постоянных затрат и прибыли энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией тех видов оборудования, которые обеспечивают нормальное функционирование энергоснабжающей организации в целом и должны быть возмещены всеми потребителями региона, вне зависимости от их принадлежности к конкретным группам и категориям (Sо).

Sо = Зп + Зсети + Зпост + Пиэ + Пвн — Nопт, млн. руб.;

Nопт — финансовые средства, получаемые от продажи

электроэнергии на ФОРЭМ (табл. 18, п. 7)

Величина общей ставки платы за мощность Тэм рассчитывается

путем деления величины Sо на суммарную максимальную мощность всех

где сумма Pi — суммарная максимальная

электрическая мощность всех потребителей (таблица 5).

Рассчитанная тарифная ставка Тэм является окончательной для

потребителей, получающих электроэнергию из сети BH (поскольку для

электроснабжения данных потребителей отсутствует техническая и

экономическая необходимость в эксплуатации и содержании

электрических сетей и подстанций среднего и низкого диапазонов

2.7.3.5. Расчет условно — постоянных затрат и прибыли

энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией сетей и

подстанций среднего диапазона напряжения (S1):

S1 = З сети + Псн, млн. руб.

2.7.3.6. Расчет первой дополнительной ставки за мощность для потребителей, подключенных к сетям CH и HH (Тсн,нн) (путем деления величины S1 на суммарную мощность потребителей, подключенных к сетям CH и HH):

где сумма Рi — см. табл. 5, п. 40, столбцы 9, 10.

2.7.3.7. Расчет постоянных затрат и прибыли энергоснабжающей

организации (S2), связанных с эксплуатацией сетей и подстанций

низшего диапазона напряжения (HH):

S2 = З сети + Пнн, млн. руб.

2.7.3.8. Расчет второй дополнительной ставки за мощность (Тнн)

для потребителей, подключенных к сетям HH:

где сумма Pi — см. табл. 5, п. 40, столбец 10.

2.8. Расчет дифференцированных (по диапазонам напряжений)

ставок тарифов за потребляемую электроэнергию (табл.20)

2.8.1. Значение ставки тарифа за электроэнергию (Тi) для i-го

потребителя устанавливается исходя из условия компенсации переменных затрат энергоснабжающей организации по производству (приобретению), передаче и распределению требуемого объема электроэнергии до потребителя (топливные затраты, часть затрат на покупную электроэнергию, потери в электрических сетях). В случае, если энергоснабжающая организация покупает электроэнергию с ФОРЭМ или от других поставщиков электрической энергии, в расчет ставки тарифа на электрическую энергию включается 60% затрат на покупную энергию. Остальные 40% затрат на покупную энергию относятся на условно — постоянные затраты по смете общехозяйственных затрат энергоснабжающей организации. При расчетах за покупную электроэнергию по двухставочным тарифам, в расчет ставки тарифа за электроэнергию, отпускаемую энергоснабжающей организацией, включается соответствующая ставка тарифа на покупную электроэнергию.

Средние удельные топливные затраты на 1 кВт.ч электроэнергии, производимой на собственных (арендуемых) электростанциях энергоснабжающей организации и отпускаемой в сеть (за вычетом производственных нужд):

где Вэ — расход условного топлива на производство

электроэнергии (табл. 8-0, п. 3);

Эо.с. — отпуск электроэнергии в сеть BH (за вычетом

производственных нужд) — табл. 7, п. 8.

2.8.2. Для потребителей, подключенных к сети BH тарифная

ставка за энергию (Т вн) определяется по формуле:

Т вн = (Вэ x Ц т + 0,6 x Тпок) / (1 — альфа вн), руб./кВт.ч;

где Цт — цена топлива, руб./т.у.т (табл. 9-0);

альфа вн — коэффициент электрических потерь в сетях BH,

Тпок — средний тариф на покупную электроэнергию

энергоснабжающей организации от всех поставщиков, руб./кВт.ч.

2.8.3. Тарифная ставка за электроэнергию для потребителей,

подключенных к сетям CH (Т сн), рассчитывается исходя из условия

учета дополнительных электрических потерь в сетях CH:

Т сн = (вэ x Ц т + 0,6 x Тпок) / ((1 — альфа вн) x

x (1 — альфа сн)), руб./кВт.ч,

где альфа сн — коэффициент электрических потерь в сетях CH

2.8.4. Тарифная ставка за электроэнергию для потребителей,

подключенных к сетям HH, рассчитывается исходя из условия учета

дополнительных потерь в сетях HH:

Т нн = (вэ x Ц т + 0,6 x Тпок) / ((1 — альфа вн) x

x (1 — альфа сн) x (1 — альфа нн)), руб./кВт.ч,

где альфа нн — коэффициент электрических потерь в сетях HH

2.8.5. Для отдельных потребителей электроэнергии ставка платы

за энергию (Т ) может дополнительно дифференцироваться по времени

суток, с выделением ночной ставки платы за энергию при наличии у

потребителя соответствующих приборов коммерческого учета.

2.8.6. Размер платы за электрическую энергию и мощность,

рассчитываемой по двухставочным тарифам, определяется (табл. 21):

2.8.6.1. Для потребителей из сети BH:

Ri = Тэм x Рi + Твн x Эi, млн. руб.

2.8.6.2. Для потребителей из сети CH:

Ri = (Тэм + Тсн, нн) x Рi + Тсн x Эi, млн. руб.

2.8.6.3. Для потребителей из сети HH:

Ri = (Тэм + Тсн, нн + Тнн) x Рi + Тнн x Эi, млн. руб.,

где Рi — максимальная нагрузка i-го потребителя (категории потребителей), тыс. кВт;

Эi — полезный отпуск электроэнергии i-му потребителю (категории потребителей), млн. кВт.ч/квартал.

2.8.7. В случае, если потребитель получает электроэнергию из сети нескольких диапазонов напряжения, он производит расчет за получаемую электрическую энергию и мощность по ставкам тарифов, соответствующим каждому диапазону напряжения (табл. 22).

2.9. Определение одноставочных дифференцированных тарифов, применяемых для расчетов за электрическую энергию отдельными группами и категориями потребителей

Для категорий мелких и средних потребителей (табл. 5, п. п. 31 — 39; табл. 21, п. п. 31 — 39) рассчитанные двухставочные тарифы (табл. 22, столбцы 8, 9) преобразовываются в одноставочные.

Указанное преобразование осуществляется следующим образом:

Тi = (Тi x Рi + Тi x Эi) / Эi; руб./кВт.ч,

где i — потребитель (группа или категория потребителей)

Тi — ставка тарифа на электрическую мощность, соответствующая

диапазону напряжения i-го потребителя;

Рi — максимальная заявленная электрическая нагрузка

потребителя (табл. 5, столбец 7);

Тi — итоговый одноставочный тариф i-го потребителя.

2.10. В случае установления по решению РЭК для отдельных групп

и категорий потребителей, уменьшенных против рассчитанных по

настоящим Методическим указаниям (льготных) тарифов, производится

расчет соответствующих выпадающих доходов энергоснабжающей

организации (табл. 23, 2-й вариант):

дельта Зэ = сумма ((Тn — Тn(лт)) x Эn), млн. руб.,

где дельта Зэ — выпадающие доходы энергоснабжающей организации

в результате применения льготных тарифов;

n — категории потребителей, для которых устанавливаются

Тn — рассчитанный в соответствии с Методическими указаниями

тариф на электроэнергию n-й категории потребителей, руб./кВт.ч

Тn(лт) — льготный тариф на электроэнергию для n-й категории

потребителей (табл. 23, 2-й вариант);

Эn — полезный отпуск электроэнергии n-ой категории

потребителей, млн. кВт.ч/квартал (табл. 5, столбец 3).

Решение об источниках и способах компенсации выпадающих доходов принимается РЭК.

2.11. Тариф на электроэнергию, отпускаемую энергоснабжающей организацией потребителю — перепродавцу, определяется в соответствии с настоящими Методическими указаниями исходя из того диапазона напряжения, по которому последние получают электроэнергию.

2.12. Расчет тарифов на теплоэнергию

2.12.1. Дифференциация среднеотпускного тарифа ((Тт,

см. п. 2.6.2. и табл. 18) на теплоэнергию по категориям

потребителей осуществляется на основе соблюдения следующих

— соответствие тарифов, устанавливаемых для различных

категорий потребителей, реальным затратам энергоснабжающей

организации по теплоснабжению данных потребителей;

— равноприбыльность теплоснабжения различных категорий

2.12.2. Дифференциация среднего тарифа на теплоэнергию

(Тт(f)), отпускаемую потребителям из сетей энергоснабжающей

организации, осуществляется с учетом различия в удельных затратах на производство, передачу и распределение конкретных видов тепловой энергии: пар различных параметров, горячая вода.

Что такое полезный отпуск электроэнергии

Полезный отпуск — это электроэнергия, полученная и оплаченная потребителями. Он определяется исходя из объема потребленной энергии и учета технических средств измерений, а также в соответствии с нормативами потребления коммунальных услуг. При этом, полезный отпуск может быть различным для каждой группы потребителей.

Как определить полезный отпуск тепловой энергии

Для определения полезного отпуска тепловой энергии необходимо провести следующие действия:

1. Определить объем потребленной тепловой энергии с помощью технических средств измерений (теплосчетчиков);
2. Сравнить полученное значение с нормативами потребления коммунальных услуг, установленными в соответствии с Правилами коммерческого учета тепловой энергии;
3. Полученную разницу между объемом потребленной энергии и нормативами потребления коммунальных услуг определить как полезный отпуск тепловой энергии.

Что такое отпуск тепловой энергии

Отпуск тепловой энергии — это сумма расходов тепловой энергии по магистралям, определенных по показаниям теплосчетчиков за отчетный период. Он может быть связан с производством тепла на тепловых станциях или с использованием возобновляемых источников энергии, например, солнечных панелей.

Что такое отпуск в сеть электрической энергии

Отпуск в сеть электрической энергии — это процесс передачи электричества как энергопродукта в присоединенную электрическую сеть потребителя (абонента). Этот процесс включает в себя организацию и контроль за качеством передачи энергии, а также финансово-экономические и хозяйственно-правовые аспекты.

Полезные советы и выводы

• Полезный отпуск электроэнергии является важным показателем для потребителей и энергетических компаний, поскольку он отражает реальное потребление и оплату электроэнергии.
• Определение полезного отпуска тепловой энергии требует точности и аккуратности при проведении расчетов.
• Отпуск тепловой энергии и отпуск в сеть электрической энергии имеют свои особенности и необходимость в различных сферах и отраслях.
• Необходимо использовать современную технику и технологии для более точного измерения общего потребления энергии и определения полезного отпуска в реальном времени.

Как еще называют фильмы со смешным сюжетом

Кинокомедии или комедийные фильмы — это жанр кино, который славится зрелищностью, забавностью и смешными сценами. Они могут быть пародийными, сатирическими или любыми другими сюжетами, которые зрительно и эмоционально доставляют удовольствие. Такие фильмы создаются для того, чтобы развлечь зрителя и поднять настроение. В них используются разные трюки, шутки или сюрреалистические приемы, чтобы вызвать веселые эмоции. Комедии могут быть как длиннометражными фильмами, так и короткометражными. Именно благодаря комедиям мы можем отвлечься от реальности на время и насладиться забавными и смешными моментами жизни, которые заставят нас расслабиться и забыть о заботах.

Как называется фильм в котором женщина слышит мысли мужчин

Она пугается этого дара, но вскоре понимает, что это может помочь ей в ее карьере. Али начинает использовать эту свою способность, чтобы стать успешнее и получать больше денег. Она уверена, что сможет сохранить это в тайне, но в итоге она вынуждена признаться своему лучшему другу Брэду. В результате этого она понимает, что на самом деле значение имеют не только деньги и успех, но и дружба и настоящая любовь. Карьеристка начинает понимать, что важно не только то, что она мыслит, но и то, что делает, и что в конечном итоге она сама может решать, кем стать и кем оставаться. В фильме «Что же теперь?» рассказывается история Али, которая оказывается в необычной ситуации и должна решить, что на самом деле важно для нее.

Какой любовный сериал можно посмотреть

Среди сериалов о любви, которые можно посмотреть онлайн, можно выделить несколько достойных вариантов. Например, сериал «Зимородок» — это увлекательная история о том, как красивая молодая женщина стала одной из важных персонажей в увлекательном мире Ориентальной красоты. Другой интересный вариант — сериал «Императрица Ки», который повествует о драматических событиях в жизни женщины-императрицы в Корее. Необычный и загадочный сериал «Черная жемчужина» предлагает зрителю необычное видение любви, а «Великолепный век», снятый в Турции, представляет собой красочную историю о жизни султана и его любви к художнице. В любом случае, выбор сериала зависит от личных предпочтений и желаний зрителя.

Что будет если сдерживать позывы в туалет по большому

Сдерживание позывов в туалет может нанести серьезный вред здоровью. Некоторые люди пренебрежительно относятся к постоянному желанию сходить «в большой» туалет, считая это несущественным. Однако это не так. Если вы занимаетесь сдерживанием слишком долго, то это может породить проблемы с ЖКТ, что, в свою очередь, приводит к запорам и инфекционным заболеваниям. Есть еще одна проблема, но она касается только мужчин: частые задержки могут приводить к ухудшению работы простаты, что особенно важно для мужчин старшего возраста. В итоге, отрицательные последствия сдерживания позывов в туалет могут быть опасными. Поэтому необходимо регулярно следить за здоровьем и никогда не откладывать походы в туалет на потом.

Полезный отпуск электроэнергии — это электроэнергия, которая была получена и оплачена потребителями. Она может быть использована для различных целей, например, для освещения, питания бытовой техники, промышленности и т.д. В отличие от неполезного отпуска, который происходит из-за потерь при транспортировке электроэнергии по проводам, полезный отпуск является результатом эффективной и экономичной работы электросетей. Для его получения необходимо установить точные параметры потребления электроэнергии и обеспечить своевременную оплату. Кроме того, важно использовать энергосберегающие технологии и избегать излишнего потребления электроэнергии. В целом, полезный отпуск электроэнергии способствует более эффективному использованию ее ресурсов и экономически выгоден как для потребителей, так и для энергетических компаний.

Что такое полезный отпуск. Термины и определения

Фактические (отчетные) потери электроэнергии — разность между электроэнергией, поступившей в сеть, и электроэнергией, отпущенной потребителям, определяемая по данным системы учета поступления и полезного отпуска электроэнергии.

Технические потери электроэнергии — потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

Расход электроэнергии на СН подстанций — расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах СН подстанций.

Система учета электроэнергии на объекте — совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объекте и включающих в себя измерительные ТТ, ТН, электросчетчики, автоматизированные системы учета, соединительные провода и кабели.

Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями приборов ее учета — недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы приборов учета электроэнергии на объекте (отрицательная систематическая составляющая погрешности системы учета).

Технологические потери — сумма технических потерь, расхода электроэнергии на СН подстанций и потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии.

Коммерческие потери — потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии и другими причинами в сфере организации контроля потребления энергии.

Укрупненная структура фактических потерь электроэнергии — представление фактических потерь в виде четырех составляющих: технических потерь, расхода электроэнергии на СН подстанций, потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии на объекте, и коммерческих потерь.

Территориально-схемная структура фактических потерь электроэнергии — представление укрупненных составляющих отдельно по различным объектам сети (районам, питающим центрам, фидерам и т. п.).

Групповая структура технических потерь электроэнергии — представление технических потерь в виде составляющих, объединенных общим признаком: одинаковым номинальным напряжением, типом оборудования, характером изменения во времени (переменные, условно-постоянные), обусловленности (нагрузочные, холостого хода, зависящие от климатических условий), административным делением и т. п.

Поэлементная структура технических потерь электроэнергии — представление технических потерь в виде составляющих, относящихся к каждому элементу электрической сети.

Допустимая фактическая погрешность системы учета электроэнергии — диапазон возможных значений погрешности системы учета электроэнергии, соответствующий фактическим характеристикам и режимам работы измерительных устройств, входящих в систему учета.

Нормативная погрешность системы учета электроэнергии — диапазон возможных значений погрешности системы учета электроэнергии, соответствующий нормативным (установленным ПУЭ и другими документами) характеристикам и режимам работы измерительных устройств, входящих в систему учета.

Фактический небаланс электроэнергии на объекте (ФНЭ) — разность между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой трех составляющих: электроэнергии, отпущенной с объекта, расхода электроэнергии на СН подстанций и технических потерь в оборудовании объекта.

Примечание. Под объектом понимается любой комплекс электротехнических устройств, поступление электроэнергии на который и отпуск электроэнергии с которого фиксируются с помощью приборов учета (подстанция, сетевая организация и т. п.).

Технически допустимый небаланс электроэнергии (ТДН) — диапазон возможной разности между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой указанных выше трех составляющих, определяемый допустимой погрешностью установленной на объекте системы учета электроэнергии.

Нормативный допустимый небаланс электроэнергии (НДН) — диапазон возможной разности между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой указанных выше трех составляющих, определяемый нормативной погрешностью системы учета электроэнергии, соответствующей фактическим потокам электроэнергии через точки учета, и допустимым уровнем коммерческих потерь.

Анализ потерь электроэнергии — оценка приемлемости уровня потерь с экономической точки зрения, выявление причин превышения допустимых небалансов электроэнергии на объекте в целом и его частях, выявление территориальных зон, групп элементов и отдельных элементов с повышенными потерями (очагов потерь), определение количественного влияния на отчетные потери и их структурные составляющие параметров, характеризующих режимы передачи электроэнергии.

Мероприятие по снижению потерь электроэнергии (МСП) — мероприятие, проведение которого экономически оправдано за счет получаемого снижения потерь электроэнергии (в обосновании МСП приведены требуемые затраты, получаемая экономия электроэнергии, срок окупаемости затрат или другие показатели экономической эффективности).

Мероприятие с сопутствующим снижением потерь электроэнергии — мероприятие, проводимое для улучшения других показателей работы объекта (например, надежности) и приводящее к одновременному снижению потерь электроэнергии, затраты на которое не окупаются только за счет снижения потерь. Некоторые мероприятия могут приводить к сопутствующему увеличению потерь.

Резервы снижения потерь электроэнергии — снижение потерь, которое может быть получено при внедрении экономически обоснованных МСП.

Нормирование потерь электроэнергии — установление приемлемого (нормального) по техническим и экономическим критериям уровня потерь электроэнергии (норматива потерь), включаемого в тарифы на электроэнергию.

Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии (НХТП) — зависимость нормального уровня потерь электроэнергии от объемов ее поступления в сеть и отпуска из сети по точкам учета, отражаемым в балансе электроэнергии.

Зная, что удельный вес каждого показателя в общем объеме производства, мы можем рассчитать сами показатели:

1) – удельный вес объема полезного отпуска тепловой энергии на 2013 год.

2) тыс. Гкал – расход тепловой энергии на собственные нужды теплоснабжения организации на 2013 год.

3)тыс. Гкал – потери в сетях на 2013 год.

4)тыс. Гкал – объем производства тепловой энергии на 2013 год.

По такому же принципу рассчитываются показатели на плановый период, полученные данные приведены в таблице 1.

Объем производства тепловой энергии

Факт 2013 год

План 2015 год

Удельный вес, %

Единица измерения, тыс. Гкал

Удельный вес, %

Объем отпуска теплоэнергии в сети

Расход теплоэнергии на собственные нужды теплоснабжения организации

Объем производства тепловой энергии

Структура полезного отпуска тепловой энергии

Группа потребителей

Единица измерения, тыс. Гкал

Удельный вес, %

В том числе в горячей воде

Факт 2013 год

План 2015 год

Объем тепла сети в плановом 2015 году увеличился на 0,60 % -это связано изменениями в структуре полезного отпуска тепловой энергии. В связи с увеличением численности населения в городе и соответственно постройкой новых домов. При этом удельный вес отпускаемой тепловой энергии на нужды прочим потребителям — уменьшился.

Планирование потребностей в материальных ресурсах

Основой успешного производственного процесса является- своевременное и планомерное обеспечение его, материально технической базой. Сбои в поставке материалов могут привести к нежелательным последствиям, вплоть до срывов договорных сроков и начисления штрафных санкций.

Основными задачами планирования материалов являются:

1) непрерывное и своевременное обеспечение производственных подразделений;

2) соблюдение норм расхода материалов;

3) контроль экономии расходования материально-технических ресурсов.

АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Общие положения к анализу потерь электроэнергии в электрических сетях и основные определения

Классификация потерь должна предусматривать не две составляющие (технические и коммерческие потери), а четыре (технические потери, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, потери, обусловленные погрешностями учета электроэнергии, и коммерческие потери), так как объединение под техническими потерями первых двух и под коммерческими вторых двух смешивает составляющие совершенно различной природы и затрудняет анализ путей снижения потерь.

Отчетные потери электроэнергии – разность между электроэнергией,поступившей в сеть (по показаниям счетчиков поступления электроэнергии) и электроэнергией, отпущенной потребителям (по показаниям счетчиков отпуска электроэнергии).

Технические потери электроэнергии — потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии от мест ее производства до точек продажи потребителям. Технические потери определяют расчетным путем на основании законов электротехники.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций – расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков.

Система учета электроэнергии – комплекс технических средств, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объект. Включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и электросчетчики.

Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения – недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы системы учета электроэнергии на объекте. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями измерения электроэнергии, определяют расчетным путем на основании законов вероятностного сложения погрешностей.

Коммерческие потери – потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Анализ потерь электроэнергии – оценка приемлемости уровня потерь с технической и экономической точек зрения, выявление причин превышения допустимых небалансов электроэнергии на объекте в целом и его частях, выявление территориальных зон, групп элементов и отдельных элементов с повышенными потерями (очагов потерь), определение количественного влияния на отчетные потери и их структурные составляющие параметров, характеризующих режимы передачи электроэнергии.

Мероприятие по снижению потерь электроэнергии (МСП ) – мероприятие, проведение которого экономически оправдано за счет получаемой экономии электроэнергии.

Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии – разработка перечня конкретных мероприятий по снижению потерь электроэнергии с соответствующими каждому мероприятию показателями требуемых затрат, получаемой экономии электроэнергии, срока окупаемости затрат или других показателей экономической эффективности и т.п.

. Резервы снижения потерь электроэнергии — экономия электроэнергии, которая может быть получена при внедрении экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

Анализ потерь электроэнергии

Анализ потерь электроэнергии осуществляется со следующими целями:

Выявление зон и конкретных элементов с повышенными техническими потерями;

Выявление фидеров 6-20 кВ и линий 0,4 кВ с повышенными коммерческими потерями;

Оценка влияния на технические потери основных параметров поступления и отпуска электроэнергии из сети на основе сопоставительных расчетов потерь при различных значениях параметров или по нормативной характеристике потерь;

Определение количественных целей по снижению потерь для различных служб и подразделений энергосистемы.

Выявление зон и конкретных элементов сети с повышенными техническими потерями проводят на основе результатов расчета потерь и их структуры. В первом приближении к очагам нагрузочных потерь относят линии с плотностью тока более 1 А/мм 2 , а к очагам потерь холостого хода — трансформаторы, загруженные в режиме максимальных нагрузок менее чем на 50 % на однотрансформаторных подстанциях и менее чем на 35 % — на двухтрансформаторных подстанциях.

Выявление фидеров 6-20 кВ с повышенными коммерческими потерями осуществляют на основе сопоставления следующих величин:

Отпуска электроэнергии в фидер — W о ;

Верхней границы интервала неопределенности технических потерь электроэнергии в фидере ΔW т . max ;

Полезного отпуска электроэнергии потребителям, питающимся от данного фидера — W п.о ;

Диапазона потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями учета электроэнергии, выраженного в виде нижней (ΔW у.н ) и верхней (ΔW у.в ) границ.

Гарантированное (минимальное) значение коммерческих потерь в фидере определяют по формуле

Факт переноса части отчетных потерь между месяцами определяют, рассчитывая для каждого месяца значения

где W о — отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей (сумма полезного отпуска электроэнергии собственным потребителям и потерь в сети);

W пост –условно-постоянные потери.

Если отчетные потери не содержат коммерческой составляющей и фактов переноса потерь между месяцами, разность
представляет собой нагрузочные потери, пропорциональные значениюW 0 2 . В этом случае значение E должно быть приблизительно одинаковым для всех месяцев. В связи с выводом в ремонт в летний период части линий и оборудования значение Е должно быть даже несколько выше для летних месяцев. Если значение E для зимних месяцев выше, чем для летних. Это говорит о недоплате за электроэнергию в зимние месяцы (отчетные потери выше расчетных) и переплате в летние месяцы (отчетные потери ниже расчетных).

Определение количественных целей снижения составляющих потерь, находящихся в сфере различных служб и подразделений, проводят на основе расчета их гарантированных значений (границ интервалов неопределенности). Для этого используют следующие рассчитанные величины:

Интервал неопределенности технических потерь;

Интервал потерь, обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями учета электроэнергии;

Интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета.

Интервал неопределенности технических потерь по данным расчетов составил от 6,6 % до 8,2 %. Интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета, составляет от -0,2 % (переучет) до +0,6 % (недоучет), а обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями от -0,1 % (переучет) до +0,8 % (недоучет). Отчетные потери (за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций) составляют 11,2 %.

Расчет резервов снижения технических потерь показал, что они находятся в диапазоне от 0,7 до 0,9 %.

Анализ результатов расчетов. Гарантированное (минимальное) значение неоплачиваемого потребления (хищения) составляет

ΔW ком. min = ΔW отч – ΔW т. max — ΔW у. max = 11,2 — 8,2 — 0,8 = 2,2 %.

Гарантированное (минимальное) значение технических потерь составляет 6,6 %.

Значение потерь, обусловленных несоответствием системы учета электроэнергии требованиям ПУЭ, составляет 0,8 — 0,6 = 0,2 %.

Потери неопределенной структуры составляют

ΔW неопр = ΔW отч — ΔW т. min — ΔW ком. min = 11,2 — 6,6 — 2,2 = 2,4 %.

В соответствии с расчетами персоналу энергосбыта ставится задача снижения хищений в перспективе минимум на 2,2 % (на планируемый период это может быть, например, 0,5 %), персоналу сетей — снижения технических потерь в перспективе минимум на 0,7 %, персоналу метрологических служб — снижения недоучета на 0,2 % (все значения в процентах от отпуска электроэнергии в сеть). Потери неопределенной структуры, равные 2,4 %, не могут быть гарантировано отнесены к какой либо составляющей, однако улучшение в перспективе качества информации, используемой при расчетах технических потерь, позволит сократить их значение, разнеся часть их между техническими и коммерческими потерями.

Использование интервальной оценки потерь электроэнергии для определения гарантированных значений их структурных составляющих иллюстрируется на рис.1.

Обобщенный анализ потерь электроэнергии и их структуры целесообразно проводить на основе формы их учета, соответствующей рис.2 и приведенной в табл.1. Форма включает в себя:

Данные, получаемые по приборам учета электроэнергии;

Данные, получаемые в результате расчетов технических потерь электроэнергии;

Данные, получаемые в результате расчетов потерь, обусловленных погрешностями систем учета электроэнергии;

Расчетные значения эффективности мероприятий по снижению потерь (резервы снижения потерь), определяемые либо непосредственно при расчете потерь по перечисленным программам, либо сопоставительными расчетами по ним.

Показатели, значения которых получают расчетным путем (с помощью программ соответствующих расчетов), отмечены в табл.1 знаком «*», получаемые от приборов учета — знаком «+». Остальные показатели являются результатами операций, проводимых над числами таблицы.

Показатели, получаемые от приборов учета, являются детерминированными. Составляющие потерь, получаемые расчетным путем, физически не могут иметь 100%-й достоверности, поэтому их целесообразно представлять в виде трех значений: среднего значения и двух границ интервала возможных значений.

Поступление энергии в сеть 110 кВ и выше

Δ W 110

Потери в сети 110 кВ и выше

W О 110

Полезный отпуск на напряжении 110 кВ и выше

W П 35

Поступление в сеть 35 кВ

Δ W 35

Потери в сети 35 кВ

W О 35

Полезный отпуск на напряжении 35 кВ

W П 10

Поступление в сеть 6-20 кВ

W О 10 П.Ф

Полезный отпуск в потребительские фидера 6-20 кВ

Δ W 10

Потери в сети 6-20 кВ

W О 10 ТП

Полезный отпуск в потребительские ТП

W О 0,4 П.Л

Полезный отпуск в потребительские линии

Δ W 0,4

Потери в сетях 0,4 кВ

W О 0,4 С

Полезный отпуск из линий 0,4 кВ, принадлежащих энергоснабжающей организации

Рисунок 1 — Структура поступления, полезного отпуска и потерь электроэнергии по ступеням напряжения

Рисунок 2 — Интервальные оценки структурных составляющих потерь

Для определения верхней и нижней границ суммарного показателя, являющегося суммой или разностью других показателей, выраженных в интервальной форме, вначале определяют размах изменения каждого показателя

D = W max — W min ,

а затем значения границ суммарного показателя по формуле:

,

где W ср — значение суммы (разности) средних значений показателей;

n,m,k — номера суммируемых показателей.

Таблица 1а — Структура отпуска и потерь электроэнергии

показателя, млн. кВт·ч

1. Отпуск в сеть для собственных потребителей, всего

1.1. в том числе, с шин 6-20 кВ электростанций

2. Отпущено из сетей 35 кВ и выше, всего (п.2.1 + п.2.2 + п.2.3)

2.1. потребителям на напряжении 110 кВ и выше

2.2. потребителям на напряжении 35 кВ

2.3. на шины 6-20 кВ подстанций 35-110/6-20 кВ

3. Отпущено с шин 6-20 кВ электростанций и подстанций 35-110/6-20 кВ (п.1.1 + п. 2.3), всего

3.1. в фидера 6-20 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы (технический учет)

3.2. в потребительские (безпотерьные) фидера

4. Отпущено из фидеров 6-20 кВ, находящихся на балансе энергосистемы, всего (п.4.1. +п.4.2)

4.1. через потребительские распределительные трансформаторы 6-20/0,4 кВ)

4.2. на шины 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6-20/0,4 кВ, находящихся на балансе энергосистемы (технический учет), всего (п.4.2.1. + п.4.2.2)

4.2.1. в линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы

4.2.2. непосредственно с шин 0,4 кВ (безпотерьные линии)

5. Полезный отпуск потребителям на напряжении 6-10 кВ и ниже, включая расход на производственные и хозяйственные нужды энергосистемы, всего (п.5.1 + п.5.2)

5.1. на напряжении 6-20 кВ (п.3.2 + п.4.1)

5.2. на напряжении 0,4 кВ

5.2.1. из них населению

6. Потери в сетях, всего (п.1–п.2.1–п.2.2- п.5.1-п.5.2)=(п.6.1+п.6.2+п.6.3)

6.1. в сетях 35 кВ и выше (п.1–п.1.1–п.2)

6.2. в сетях 6-20 кВ (п.3.1–п.4)

6.3. в сетях 0,4 кВ (п.4.2–п.5.2)

Таблица 1б — Анализ потерь электроэнергии

Сети 35 кВ и выше**

7. Расчетные технические потери в сетях 35 кВ и выше, всего

*7.2. холостого хода (включая токи утечки по изоляции высоковольтных кабельных линий)

*7.3. на корону и из-за токов утечки по изоляторам ВЛ

*7.4. в компенсирующих устройствах 35 кВ и выше

*7.5. в измерительных трансформаторах 35кВ и выше и 6-20 кВ, присоединенных до счетчиков технического учета на вводах 6-20 кВ

* 8. Из п. 7 в сетях 35 кВ

9. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд до счетчика технического учета

* 10. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше

* 11. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше

* 12. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше

* 13. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше

14. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше (п.6.1 — п.7(среднее значение) — п.9)

15. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 35 кВ и выше – коммерческие потери (п.14 – п. 12)

16. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 35 кВ и выше – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.12–п.13)

17. Расчетные технические потери в сетях 6-20 кВ, всего

*17.2. холостого хода (включая потери от токов утечки по изоляции кабелей)

*17.3. из-за токов утечки по изоляторам воздушных линий

*17.4. в компенсирующих устройствах

*17.5. в измерительных трансформаторах, присоединенных после счетчиков технического учета

18. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд после счетчика технического учета

* 19. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ

* 20. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ

* 21. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ

* 22. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ

23. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ (п.6.2-п.17(среднее значение)-п.18)

24. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 6-20 кВ – коммерческие потери (п.23 – п.21)

25. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 6-20 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.21 – п. 22)

Сети 0,4 кВ ***

* 26. Расчетные технические потери в сетях 0,4 кВ

* 27. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ

* 28. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ

29. Допустимые коммерческие потери (при ПС = 2,0 по формуле (4.1) равны 5% от п. 5.2.1)

*30. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ

*31. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ

32. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ (п.6.3 — п.26 (среднее значение))

33. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 0,4 кВ – резерв снижения коммерческих потерь (п.32 – п.30)

34. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 0,4 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.30 – п. 31)

35. Расчетные технические потери в сетях всех напряжений (п.7 + п.17)

36. Суммарный расход на собственные нужды подстанций (п.10 + п.19)

*37. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений

*38. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений

*39. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений

*40. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений

41. Фактический небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений – сумма коммерческих потерь, инструментальных погрешностей приборов учета и погрешности расчета технических потерь (п.6 — п.27 (среднее значение) — п.28)

42. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях всех напряжений (недопустимые коммерческие потери ) (п.41 – п.39)

43. Суммарные коммерческие потери (п.42 + п.29)

44. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях всех напряжений – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.39 – п.40)

*45. Нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций

46. Резерв снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций (п.36 – п.45)

47. Резервы снижения технических потерь (расчетный эффект от мероприятий), всего

*в сетях 35 кВ и выше

*в сетях 6-20 кВ и ниже

48. Суммарный резерв снижения потерь (п.42 + п.44 + п.46+п.47)

Якшина Н., Инженер отдела транспорта электроэнергии ОАО «Белгородэнерго»

К 2003 году в энергосистеме России сложилась ситуация, при которой уровень отчетных потерь электроэнергии значительно превышал технологические и практически сводил на нет прибыль энергокомпаний. В свете этих событий было принято решение объявить проблему управления потерями приоритетным направлением в работе Региональных сетевых компаний. Тому, как управлять потерями электроэнергии, что было и будет сделано в этом направлении в Белгородской области, и посвящена данная статья.

Электроэнергия — очень специфический товар. В большинстве случаев конечный потребитель оплачивает получение электроэнергии по факту ее потребления. В то же время для выработки определенной электроэнергии генератором на электростанции необходимы определенные топливные и сырьевые ресурсы. Неправильное планирование объемов этих ресурсов может привести к сбоям в электроснабжении и даже к аварийным ситуациям. Поэтому для энергосистемы очень важно запланировать прием электроэнергии. Какие же здесь могут быть подводные камни? Почему эта проблема и, как ее основное следствие, проблема управления потерями признаны приоритетными направлениями в работе энергосистемы Белгородской области и страны в целом?

Электроэнергия, полученная сетями Региональной сетевой компанией (РСК) и зафиксированная приборами учета на границах балансовой принадлежности, складывается из таких составляющих:

1. Полезный отпуск — электроэнергия, полученная и оплаченная потребителями.

2. Производственные нужды энергосистемы.

3. Транзит — электроэнергия, протекающая по сетям РСК в сети смежных АО-Энерго и в сети потребителей.

4. Потери электроэнергии.

По двум первым позициям вопросов в расчете и планировании практически не возникает. Что касается транзита, прогнозировать его сложно, но существенного влияния на планирование распределения электроэнергии он не оказывает.

Вот и остается большое темное пятно на светлом небосклоне — потери. Для того чтобы разобраться, что означает этот загадочный термин, как добиться снижения потерь и на какую именно их составляющую мы можем влиять как потребители и как работники энергосистемы, давайте углубимся в структуру потерь.

В первую очередь, потери электроэнергии -это определение, известное нам еще из учебников физики. Электроэнергия — единственный вид продукции, для перемещения которого на расстояние не используются другие ресурсы. Она расходует часть самой себя. В этом контексте можно говорить о потерях как о технологическом расходе электроэнергии на транспорт. Да, технические потери неизбежны, но это вовсе не означает, что мы не можем на них влиять. Изначально проектирование электрических сетей направлено на оптимальный расход электроэнергии. Но мир не стоит на месте, развивается промышленность, сельскохозяйственный сектор, меняются потребности населения, строятся новые энергопотребляющие объекты. Поэтому оптимальная структура сетей и оптимальные режимы работы всегда будут актуальным вопросом.

Для оптимизации расхода электроэнергии на транспорт прежде всего необходимо точно вычислить его значение. Надо сказать, что расчет потерь — крайне трудоемкая задача, требующая огромных информационных и человеческих ресурсов. К счастью, в наш просвещенный век мы можем привлечь себе в помощь информационные технологии. В настоящее время расчет технических потерь в ОАО «Белгородэнерго» производится в комплексе программ РАП-Стандарт, специально разработанном институтом Сележ-электро. Ежемесячно специалисты во всех городах и районах трудятся не только над точным расчетом технических потерь, но и над анализом их структуры. На основе этого анализа разрабатываются предложения и составляется план мероприятий по снижению потерь.

Итак, существенную составляющую отчетных потерь электроэнергии мы выделили. Кстати сказать, правильно рассчитанные и утвержденные технические потери закладываются в тариф на электроэнергию и, в принципе, поте-

рями, в известном смысле этого слова, для энергопредприятия не являются. Но, тем не менее, снижение технической составляющей потерь необходимо как для соответствия энергосистемы принятым нормам, так и для улучшения надежности и других эксплуатационных характеристик оборудования.

Еще одна составляющая потерь — так называемый недоучет. Дело в том, что приборы учета имеют собственную погрешность — как случайную, так и систематическую. И если случайная погрешность работает для нас и в «плюс», и в «минус», то систематическая — это самый настоящий недоучет. Индукционные счетчики, которые наиболее распространены для расчетов с бытовыми потребителями, с увеличением времени эксплуатации начинают работать в «плюс» своему владельцу и в «минус» энергокомпании. Суммарная систематическая погрешность приборов учета по классам напряжения составляет чуть более одного процента от общего отпуска в сеть. А по результатам года этот процент составляет значительную для энергосистемы сумму.

И, наконец, самая сложная и трудно устранимая часть потерь — потери коммерческие. Они не подчиняются законам физики и математики. На них оказывает влияние социальный фактор. Коммерческие потери — это, прежде всего, хищение электроэнергии потребителями. Причем происходят они как по собственному умыслу потребителя, так и от недостатка контроля потребления со стороны энергокомпании без вмешательства потребителей. Все мы являемся бытовыми потребителями и знакомы с такими ситуациями, как самопроизвольная остановка или сбои в работе счетчика. А потребитель либо по незнанию, либо по нежеланию не сообщает об этом работникам ЖКХ или энергосистемы. Безусловно, самым верным путем решения этой проблемы является усиление контроля над потреблением электроэнергии.

В этом направлении сейчас ведется огромная работа, создаются новые структурные подразделения, выделяются дополнительные технические и материальные средства. Но и этих мер недостаточно, и здесь все мы, как работники энергосистемы, просто обязаны прийти на помощь. Нас много, и мы, безусловно, имеем вес в формировании культуры и общественного сознания в нашем регионе. В наших силах сделать так, чтобы для начала в кругу близких нам людей, а потом и далее воровать электроэнергию было стыдно, не говоря о том, что самим подавать дурной пример. К тому же мы как никто другой должны понимать, что конечная цель снижения потерь в сетях — сдерживание темпов роста тарифов на электроэнергию для потребителей. Мы живем в цивилизованном обществе, где каждый должен отвечать за свои дела и потребности. В этом залог процветания не только энергосистемы, но и общества в целом.

Но вернемся от частного к общему. В начале статьи я уже упоминала о том, что управление потерями признано приоритетным направлением в работе энергосистемы. Абсолютные фактические потери электроэнергии в электрических сетях России за период 1994 — 2003 гг. увеличились на 37,1% от отпуска в сеть. К тому же наблюдается устойчивая тенденция к дальнейшему росту абсолютных и относительных потерь, если не принимать эффективных мер по их снижению. Приказом № 338 ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.2005 г. была утверждена комплексная программа по снижению потерь в электрических сетях, стратегической целью которой является снижение к 2010 году суммарных потерь в электрических сетях всех напряжений ЕЭС России до уровня 11%, а к 2015 году — до 10% (рисунок 1). И в тех сетевых компаниях, где фактические потери выше нормативных, нужно снизить потери до нормативных значений, учтенных в тарифах на услуги по передаче.

В соответствии с многолетней программой снижения потерь нами был рассчитан абсолютный годовой норматив снижения потерь для сетей ОАО «Белгородэнерго», который составил 47 млн. кВт ч на 2006 год. Это значит, что для того чтобы добиться целевого уровня, нашей энергосистеме необходимо уже в 2006 году снизить потери на 47 млн кВт ч. По итогам 2006 года норматив будет пересчитан в большую или меньшую сторону, в зависимости от выполнения. И так далее до 2010 года.

Для достижения таких результатов был разработан план мероприятий по снижению потерь на 2006 год. План включает в себя организационные мероприятия (отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок, оптимизация рабочих напряжений и т. д.), технические мероприятия (обновление оборудования), но основной упор сделан на мероприятия по совершенствованию систем учета электроэнергии. Колоссальным шагом в области автоматизации учета стало внедрение АСКУЭ (автоматической системы коммерческого учета электроэнергии). Уже с августа 2006 года на всех подстанциях напряжением 35 и 110 кВ работает система АСКУЭ. Надо сказать, что до этого времени АСКУЭ действовала только на подстанциях 330 кВ и выше, то есть на объектах МЭС, на границах балансовой принадлежности ОАО «Белгородэнерго». Теперь мы будем иметь возможность максимально точно контролировать распределение электроэнергии внутри нашей энергосистемы.

Еще одно эффективнейшее мероприятие -обновление парка приборов учета у бытовых потребителей. Вообще-то мы ставим себе цель полностью обновить парк приборов в ближайшие 5-8 лет. Но на данный момент это мероприятие внедряется в тех местах, где наиболее вероятна возможность несанкционированного потребления. В этом году акцент сделан на жителей частного сектора. Здесь замена приборов производится с выносом на фасад зданий и заменой вводов в здания на изолированный провод. Это значит, во-первых, что контролер в любое время может снять показания приборов, не заходя в дом, и, во-вторых, потребитель не сможет запитать свой дом в обход счетчика путем наброса (провод-то изолированный). Более того, в 2006 году запланировано внедрение пилотного проекта АСКУЭ-быт.

Помимо затратных мероприятий не менее эффективны и мероприятия организационного характера. По-прежнему более чем актуальным остается проведение проверок и рейдов по выявлению нарушений потребления электроэнергии, пересмотр договоров с физическими и юридическими лицами, то есть контроль и управление потерями.

Мной уже было сказано, что коммерческие потери — самая сложная и трудноуправляемая часть отчетных потерь. На данный момент мы можем проследить и выявить очаги всех составляющих потерь, кроме коммерческой, а без нее не может быть и речи о полном контроле над потерями электроэнергии. В связи с этим и было принято решение о внедрении пофидер-ного баланса электроэнергии. Его суть состоит в том, чтобы «привязать» каждого потребителя, будь то физическое или юридическое лицо, к конкретной структурной единице электрических сетей (ВЛ-6/10 кВ, ТП, ВЛ-0,4 кВ). Мало того, необходимо автоматизировать процесс расчета баланса в каждом фидере 6 — 10 кВ. То есть вычислить разницу между тем, сколько энергии поступило в фидер с подстанции, и сколько отпущено и оплачено потребителями, и выявить, где именно и почему потерялась часть энергии. Это огромная по своему значению и по трудоемкости задача. Посудите сами, для ее осуществления требуются данные районов электрических сетей о структуре сетей, о потребителях и их лицевых счетах, необходимо все это связать и систематизировать, а также постоянно прослеживать и обновлять информацию, не говоря уже о составлении балансов и проведении анализа. Да, это сложно, но выполнимо. Внедрение этого проекта уже на завершающем этапе. Конечно, потребуется время, для того чтобы организовать и скоординировать работу, но мы смеем надеяться, что в 2006 году пофи-дерный баланс будет внедрен полностью. А это позволит направленно работать в области снижения коммерческих потерь и добиваться максимальных результатов.

В последнее время в связи с активизацией вопроса управления потерями меняется и структура компании (добавляются новые структурные единицы и должности), ужесточаются требования к персоналу, добавляются новые задачи. Это необходимая цена успеха. Конечно, еще много нужно работать над организацией труда, над регламентированием взаимоотношений между структурными единицами энергокомпании и сторонними организациями, но все в наших руках.

В текущем году на направление снижения потерь выделены значительные средства и силы. Так что смеем надеяться, что через год мы увидим еще более благоприятные результаты выполнения плана потерь. Но произойдет это только при том условии, что в нашей с вами работе не будет места скепсису и разобщенности и мы будем четко понимать, что стремимся к улучшению качества нашей же жизни не только как работников процветающей компании, но и как простых потребителей электроэнергии.

| скачать бесплатно Возможно ли управлять потерями электроэнергии? , Якшина Н.,

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за январь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за февраль 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за март 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за апрель 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за май 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за июнь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за июль 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за август 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за сентябрь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за октябрь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за ноябрь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за декабрь 2016 г.

Что такое полезный отпуск в сеть в электроэнергетике

Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня. Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения не целевых затрат и выбрать способы их снижения. Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

• Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
• Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
• Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Примерная структура потерь

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент не целевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

• Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:
• Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
• Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу. В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Потери в силовых трансформаторах подстанций

Не целевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

• Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:
• Холостая работа силовых установок.
• Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
• Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

Климатическая составляющая. Не целевой расход электроэнергии может быть связан с климатическими условиями характерными для той местности, где проходят ЛЭП. В сетях 6 кВ и выше от этого зависит величина тока утечки в изоляторах. В магистралях от 110 кВ большая доля затрат приходится на коронные разряды, возникновению которых способствует влажность воздуха. Помимо этого в холодное время года для нашего климата характерно такое явление, как обледенение на проводах высоковольтных линий, а также обычных ЛЭП.Гололед на ЛЭП

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

• системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
• отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
• освещение прилегающих к подстанциям территорий;
• зарядное оборудование АКБ;
• оперативные цепи и системы контроля и управления;
• системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
• различные виды компрессорного оборудования;
• вспомогательные механизмы;
• оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

• в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
• неправильно указанный тариф;
• отсутствие контроля за данными приборов учета;
• ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

• Механический. Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
• Электрический. Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
• Магнитный. При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Магнит может воздействовать только некоторые старые модели электросчетчиков

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

• Оптимизация схемы и режима работы электросети.
• Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
• Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
• Оптимизация нагрузки трансформаторов.
• Модернизация оборудования.
• Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

• регулярный поиск несанкционированных подключений;
• создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
• проверка показаний;
• автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

• проведение оперативных вычислений;
• суточный критерий;
• вычисление средних нагрузок;
• анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
• обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

50. Размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, переданной в электрическую сеть из других сетей или от производителей электрической энергии, и объемом электрической энергии, которая поставлена по договорам энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) и потреблена энергопринимающими устройствами, присоединенными к данной электрической сети, а также объемом электрической энергии, которая передана в электрические сети других сетевых организаций.

В отношении потребителя, энергопринимающее оборудование которого присоединено к объектам электросетевого хозяйства, с использованием которых указанный потребитель оказывает услуги по передаче электрической энергии, размер фактических потерь электрической энергии, возникающих на таких объектах электросетевого хозяйства (V(факт)), определяется по формуле:

V(факт) = V(отп) x (N / (100% – N)),

V(отп) – объем отпуска электрической энергии из электрических сетей потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, в энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) смежных субъектов электроэнергетики;

N – величина технологического расхода (потерь) электрической энергии (уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям), которая рассчитана в процентах от объема отпуска электрической энергии в электрическую сеть потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, как сетевой организации и учтена органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении единых (котловых) тарифов.

(см. текст в предыдущей редакции)

51. Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства.

(см. текст в предыдущей редакции)

Стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших на объектах электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть и принадлежащих собственникам или иным законным владельцам, которые ограничены в соответствии с Федеральным законом “Об электроэнергетике” в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов, оплачивается той организацией, которая в соответствии с договором о порядке использования таких объектов обязана приобретать электрическую энергию (мощность) для компенсации возникающих в них фактических потерь электрической энергии.

(см. текст в предыдущей редакции)

52. Потребители услуг, за исключением производителей электрической энергии, обязаны оплачивать в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери, возникающие при передаче электрической энергии по сети сетевой организацией, с которой соответствующими лицами заключен договор.

(в ред. Постановлений Правительства РФ от 15.06.2009 N 492, от 07.07.2017 N 810)

(см. текст в предыдущей редакции)

Потребители услуг, опосредованно присоединенные через энергетические установки производителей электрической энергии, оплачивают в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери только на объемы электрической энергии, не обеспеченные выработкой соответствующей электрической станцией.

Потребители услуг оплачивают потери электрической энергии сверх норматива в случае, если будет доказано, что потери возникли по вине этих потребителей услуг.

53. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям утверждаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в соответствии с настоящими Правилами и методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утверждаемой федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития.

(п. 53 в ред. Постановления Правительства РФ от 13.11.2013 N 1019)

(см. текст в предыдущей редакции)

54. Нормативы потерь электрической энергии в электрических сетях устанавливаются в отношении совокупности линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих соответствующей сетевой организации (собственнику или иному законному владельцу объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, который ограничен в соответствии с Федеральным законом “Об электроэнергетике” в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов), с учетом дифференциации по уровням напряжения сетей при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

(см. текст в предыдущей редакции)

54(1). Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций определяются на основе сравнительного анализа потерь с дифференциацией по уровням напряжения исходя из необходимости сокращения нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, в соответствии с порядком, предусмотренным методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

(п. 54(1) введен Постановлением Правительства РФ от 13.11.2013 N 1019)

55. Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям предусматривает снижение нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, и определение нормативов указанных потерь на основе:

1) технологических потерь электрической энергии в объектах электросетевого хозяйства, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии, с учетом технических характеристик линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства, определяющих величину переменных потерь в соответствии с технологией передачи и преобразования электрической энергии, условно-постоянных потерь для линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства;

2) сравнительного анализа потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций с дифференциацией по уровням напряжения.

(п. 55 в ред. Постановления Правительства РФ от 13.11.2013 N 1019)

(см. текст в предыдущей редакции)

55(1). Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в течение расчетного периода в отношении потребителя услуг по передаче электрической энергии, норматива потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемой для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети, определяемой в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике.

(см. текст в предыдущей редакции)

В случае если центр питания (распределительное устройство подстанции, входящей в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, или распределительное устройство электрической станции, соединенное с линиями электропередачи, входящими в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть) (далее – центр питания) и энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) потребителя услуг по передаче электрической энергии, присоединенные к таким центрам питания, расположены в разных субъектах Российской Федерации, при определении стоимости потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети используется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети для соответствующего уровня напряжения в отношении субъекта Российской Федерации, в котором расположен центр питания.

Фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии в течение расчетного периода для целей настоящего пункта определяется как разность между объемами перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии и объемами перетоков из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

В случае если фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии осуществляется от нескольких центров питания, расположенных в разных субъектах Российской Федерации, при определении фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии суммарный объем перетока электрической энергии из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть вычитается из объемов перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии пропорционально объемам перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

В случае если объем фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии на одном уровне напряжения имеет положительное значение, а на другом уровне напряжения – отрицательное значение, определяется общий суммарный объем фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети.

В случае положительного значения суммарного объема фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети применяется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети по соответствующему уровню напряжения того субъекта Российской Федерации, с территории которого фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии имеет положительное значение.

Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций при применении двухставочного варианта тарифа определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии потребителям в течение расчетного периода и ставки на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения.