Об опыте расчётов, анализа и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях России и Казахстана

Потери электрической энергии при её передаче по электрическим сетям (далее потери) - один из важнейших показателей энергетической и экономической эффективности электросетевого комплекса России и Казахстана. Потери зависят от большого количества влияющих факторов: технических параметров и конфигурации электрических сетей, загрузки и режимов их работы, качества электроэнергии, надёжности работы оборудования, межсистемных и межсетевых потоков мощности и электроэнергии, погодных условий, времени года и суток, состояния систем учёта и сбора данных об отпуске электроэнергии в сеть, полезного отпуска и др.
Относительные потери в электрических сетях России и Казахстана в 2 - 2,5 раза выше потерь в сетях промышленно развитых стран. Многочисленные расчёты показывают, что имеется существенный потенциал по их снижению, как минимум на 25 - 30%. Для выявления, обоснования и практической реализации этого потенциала необходимы постоянный мониторинг и анализ структуры технических и нетехнических потерь по уровням напряжения, подразделениям электросетевых компаний, оборудованию электрических сетей, временным периодам с учётом перечисленных влияющих факторов.

Важнейшей основой анализа потерь, выбора и обоснования мероприятий по их снижению являются достоверные расчёты технических потерь с помощью проверенных на практике программных комплексов, соответствующих действующим нормативным документам и использующих максимально возможный объём достоверной информации о параметрах и режимах работы электрических сетей.
Расчёты технических потерь могут также использоваться при их прогнозировании на среднесрочный и долгосрочный периоды.
Совершенствование методов расчёта технических потерь - длительный эволюционный процесс, который развивается параллельно с ростом знаний о структуре потерь, с увеличением объёмов исходной информации, которую реально можно использовать для расчётов, с расширением возможностей информационных технологий и программного обеспечения. Это совершенствование, безусловно, необходимо для повышения объективности определения приоритетов расхода финансовых и материальных ресурсов на снижение потерь. К сожалению, в последние годы и в России, и в Казахстане выбрали путь не инженерного, а административного управления потерями на базе методов “сравнительного анализа” и “бенчмаркинга”. При этом полностью исключена возможность обоснования и защиты электросетевым персоналом нормативов потерь, отличных от разработанных и утверждённых Министерством энергетики РФ.
Цель статьи - рассмотреть краткую историю развития расчётов и нормирования потерь в бывшем СССР и опыт этих расчётов в постсоветских России и Казахстане, методику структурно-балансового анализа потерь, сформулировать предложения по дальнейшему совершенствованию расчётов и нормирования потерь в обеих странах.
Краткая история развития, цели и задачи расчётов и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях СССР и России. Активное развитие методологии расчётов технических потерь электроэнергии в электрических сетях совпадает с началом внедрения вычислительной техники в практику расчётов режимов электрических сетей в середине 60-х годов XX в. К этому времени уже имелась развитая теоретическая и математическая основа для расчётов и оптимизации режимов магистральных и распределительных электрических сетей, в том числе для расчётов потерь мощности и электроэнергии в них.
Уже к середине 70-х годов XX в. были утверждены первые нормативные документы по расчёту и анализу потерь в электрических сетях энергосистем [1, 2], ориентированные на применение ЭВМ. В 1980 - 1982 гг. введены в действие первые инструкции по организации внедрения, планированию и оценке эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии [3, 4]. В те же годы вышел в свет ряд книг, посвящённых расчётам, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях, в том числе [5 - 8]. Уже к середине 80-х годов XX в. был накоплен достаточно большой опыт применения методов расчёта потерь электроэнергии в электрических сетях, разработанных и внедрённых различными научными школами бывшего Советского Союза, применительно к существующим в то время информационному обеспечению расчётов и математическим методам обработки информации. Активно формировались основные пути развития этих методов.

По результатам внедрения временной инструкции 1976 г. [1] в 1987 г. была разработана и в 1988 г. введена в действие “Инструкция по расчёту и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений” [9]. По существу эта инструкция почти на 20 лет стала методической основой расчёта технических потерь в электрических сетях. За эти годы был накоплен значительный опыт расчётов потерь, существенное развитие получило их информационное и программное обеспечение. Появилась возможность расширить номенклатуру структурных составляющих потерь с уточнением методов их оценки.

Одновременно менялись подходы к планированию и нормированию потерь на среднесрочную и долгосрочную перспективу: от планирования Госпланом СССР по принципу “от достигнутого уровня” к нормированию по обобщённым нормативным характеристикам потерь и, наконец, - к нормированию потерь по результатам подробных схемно-технических расчётов.
Важнейшим этапом этого процесса стал ввод в действие в 2006 г. “Инструкции по организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям” (утв. приказом Минэнерго России от 4 октября 2005 г. № 267, зарегистрировано в Минюсте России 28 октября 2005 г., регистрационный № 7122). Эта регистрация фактически распространила действие инструкции не только на электрические сети ОАО “ФСК ЕЭС” и ОАО “Xолдинг МРСК”, но и практически на все электрические сети России, оказывающие услуги по передаче электрической энергии, на которые утверждается в установленном порядке соответствующий тариф.
С учётом накопленного опыта нормирования технологических потерь с 2009 г. введена в действие новая инструкция по организации в Министерстве энергетики РФ работы по расчёту и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям (утв. приказом Минэнерго России от 30.12.2008 г. № 326, зарегистрировано Минюстом РФ от 12.02.2009 г. № 13314 [10]) (далее инструкция [10]) и соответствующая этой инструкции “Методика расчёта технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям в базовом периоде”.
Инструкция [10] на момент её внедрения стала логическим завершением работ, проводившихся в течение 30 лет в СССР, а затем в России по совершенствованию методов расчёта и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях с учётом всей доступной на тот момент исходной информации для расчётов.
В этой инструкции [10]:
уточнена структура технологических потерь электроэнергии;
установлены общие принципы нормирования технологических потерь;
уточнены методы расчёта нагрузочных и условно-постоянных потерь электроэнергии, определены порядок и области их применения;
установлены формы таблиц результатов расчёта балансов и потерь электроэнергии, обосновывающих нормативы потерь.

Цель ввода в действие инструкции [10] - создание современной методической и организационной основы для расчёта нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 - 750 кВ, для учёта этих нормативов в тарифе на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям и для снижения потерь электроэнергии.
В соответствии с инструкцией [10], расчёты переменных (нагрузочных) потерь электроэнергии в зависимости от уровня напряжения электрической сети и наличия исходной информации для расчётов должны выполняться по методам: оперативных расчётов; расчётных суток; средних нагрузок;
числа часов наибольших потерь мощности; оценки потерь по обобщённой информации. Эти методы перечислены в порядке уменьшения их точности и соответствующего увеличения числа допущений в расчётах. Очевидно, чем выше уровень напряжения электрической сети, тем больше, как правило, объём и оперативность имеющейся исходной информации для расчётов потерь, тем более точный метод может и должен использоваться. Поэтому для сетей 110 кВ и выше практически возможным и обязательным на сегодняшний день становится метод оперативных расчётов с необходимостью повышения достоверности исходной информации о режимных параметрах - нагрузках и уровнях напряжения. Для преимущественно разомкнутых сетей 6 - 35 кВ допускается использование метода средних нагрузок (в исключительных случаях - метод числа часов наибольших потерь мощности при оценочных расчётах). Хотя и здесь с переходом на цифровизацию целесообразен переход на оперативные расчёты.
Для электрических сетей 0,4 кВ, в силу их большого количества, протяжённости и слабой информационной обеспеченности, в качестве основного метода инструкцией [10] рекомендован метод оценки потерь по обобщённой информации. В то же время, как было отмечено ранее, уже сегодня в электрических сетях этого класса напряжения с развитием розничных рынков электроэнергии и внедрением АПИС КУЭ (автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии) бытовых потребителей вполне реальными и перспективными становятся поэлементные оперативные расчёты.
За период расчётов и нормирования технологических потерь электроэнергии в электрических сетях России с 2006 по 2014 г. по ОАО “ФСК ЕЭС”, всем РСК (российские сетевые компании) ОАО “РосCети” и более 1000 территориальным сетевым организациям (ТСО) систематизирован большой объём данных, которые включали в себя подробную информацию по динамике:
протяжённости электрических сетей по уровням напряжения;
числа и установленной мощности трансформаторов и их загрузке;
результатов расчётов балансов и потерь электроэнергии и их структуры.

В результате появилась возможность оценки потерь не только в сетях ОАО “ФСК ЕЭС” и ОАО “Холдинг МРСК”, но и по всем электрическим сетям России.
В ТСО и РСК сформировались квалифицированные группы (подразделения) по расчётам, анализу и снижению потерь электроэнергии. Практически во всех РСК и большей части ТСО были созданы базы исходных данных для расчётов и анализа технологических потерь, приобретены и активно использовались соответствующие сертифицированные программные комплексы [11].
С помощью таких программных комплексов решался широкий круг задач, перечень представлен далее на примере программно-технического комплекса РТП 3 (ПТК “РТП 3”), применяемого и в России, и в Казахстане [12, 13]:
расчёт установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов в разомкнутых и замкнутых электрических сетях 0,4 - 220 кВ;
расчёт потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых и замкнутых электрических сетях 6(10) - 220 кВ за любой расчётный период тремя методами: средних нагрузок, наибольших потерь мощности и оперативных расчётов;
расчёт потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ (с учётом электрической схемы сети, несимметричной нагрузки фаз и неполнофазного исполнения участков) за любой расчётный период тремя методами: средних нагрузок, наибольших потерь мощности и обобщённых параметров;
оценка режимных последствий оперативных переключений в ремонтных и послеаварийных режимах электрических сетей 0,4 - 220 кВ;
расчёт потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании - в приборах учёта (измерительных трансформаторах тока и напряжения, счётчиках прямого включения), в вентильных разрядниках, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах, в ограничителях перенапряжений, в устройствах присоединения ВЧ-связи (высокочастотной), в соединительных проводах и сборных шинах подстанций;
расчёт потерь электроэнергии на корону и от токов утечки по изоляторам воздушных линий;
расчёт потерь электроэнергии в изоляции кабельных линий;
формирование баланса мощности и электроэнергии по электрической сети с учётом балансовой принадлежности элементов (определение приёма электроэнергии в сеть, отдачи электроэнергии из сети, отпуска электроэнергии в сеть, фактических и технических потерь электроэнергии, трансформации электроэнергии в сеть смежного напряжения, потреблённой электроэнергии);
ведение баз данных по потреблению электроэнергии абонентами с привязкой их точек измерения электроэнергии к схеме сети;
расчёт допустимого и фактического небалансов и количества неучтённой электроэнергии в электрических сетях с учётом допустимой метрологической составляющей потерь электроэнергии (используются показания приборов учёта, фиксирующие приём электроэнергии в сеть, передачу электроэнергии в собственную электрическую сеть смежных уровней напряжения и по границе балансовой принадлежности);
расчёт снижения потерь мощности и электроэнергии от внедрения мероприятий по замене проводов, кабелей и силовых трансформаторов, вводу в работу батарей статических компенсаторов, разукрупнению электрических сетей (используется соответствующее моделирование электрических сетей);
формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по уровням напряжения с делением на структурные составляющие технологических потерь по каждому структурному подразделению сетевой компании;
формирование отчётных таблиц в соответствии с требованиями действующих нормативных документов;
аналитический блок, позволяющий оценить исходные данные и результаты расчётов на корректность (используются фильтры исходных данных и результатов расчётов с устанавливаемыми диапазонами значений);
оценка объёма и состава оборудования сформированной базы данных с делением по уровням напряжения каждого структурного подразделения (в том числе сопоставление объёма и состава оборудования во введённой базе данных с объёмом и составом оборудования, участвовавшем в расчётах);
определение потерь электроэнергии и напряжений в сети 6(10) - 0,4 кВ на уровнях [ЦП (центральная подстанция)/секция/фидер 6(10)кВ/ТП (трансформаторная подстанция) 6(10)/0,4 кВ/ли- ния 0,38 кВ].
С развитием оптового и розничных рынков электроэнергии, с новыми хозяйственными и экономическими отношениями субъектов этих рынков всё более актуальными становятся и новые задачи расчёта технологических потерь электроэнергии, в том числе:
оперативный мониторинг потерь мощности и электроэнергии на получасовых и часовых интервалах не только для сети в целом, но и для отдельных участков, линий и трансформаторов с целью своевременного принятия решений по снижению этих потерь;
оперативный расчёт, анализ и прогнозирование потерь от транзитных перетоков мощности и электроэнергии, разделение этих потерь между участниками рынка электроэнергии по степени их влияния на величину транзитных потерь;
прогноз потерь электроэнергии на сутки вперёд для повышения точности прогнозирования балансов электроэнергии на соответствующих торговых площадках;
прогноз потерь электроэнергии на среднесрочную и долгосрочную перспективу с учётом прогнозов электропотребления, развития электрических сетей, ввода нового генерирующего оборудования, климатических условий для повышения обоснованности программ развития электроэнергетики, программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности электросетевого комплекса.
За 2006 - 2014 гг. была разработана достаточно эффективная методология экспертизы предоставляемых в Минэнерго России расчётных обоснований нормативов. Эта экспертиза позволила выявить ряд проблем нормирования потерь, в том числе:
низкую достоверность исходных данных для расчётов;
трудоёмкость расчётов потерь;
трудоёмкость анализа со стороны Минэнерго России представленных исходных данных и результатов расчётов;
стремление ряда сетевых организаций повысить нормативы потерь путём искажения исходных данных, отсутствие стимулов к их снижению;
отсутствие связи нормативов потерь с программами их снижения.
На основе этой экспертизы были намечены конкретные пути решения этих проблем, в том числе [11]:
установление действенной системы экономического стимулирования персонала электрических сетей к снижению нормативов технологических потерь и фактических потерь в целом;
обеспечение жёсткой связи системы нормирования технологических потерь и внедрения программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности, одновременности контроля выполнения нормативов и этих программ;
ужесточение контроля достоверности исходных данных и расчётов нормативов технологических потерь за счёт создания автоматизированной системы мониторинга результатов расчёта, анализа баз данных, результатов расчёта технологических и фактических потерь, всего комплекса основных влияющих факторов.

К сожалению, с 2014 г. сначала в России, а затем в Казахстане пошли по пути административного, а не технико-экономического управления потерями. В частности, Минэнерго России приказом от 07.08.2014 № 506 утверждена “Методика определения нормативов потерь электрической энергии при её передаче по электрическим сетям” [14], которая зарегистрирована в Минюсте России от 17.09.2014 № 34075 (далее методика [14]). Одна из основных целей методики [14] - сокращение нормативов потерь к 2017 г. на 11% по отношению к уровню 2012 г., установленное Стратегией развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утверждённой распоряжением правительства РФ от 03.04.2013 № 511-р.
В соответствии с методикой [14], Минэнерго России проведён сравнительный анализ потерь и приказом от 30.09.2014 № 674 утверждены нормативы потерь энергии при её передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций. Исключение составили электрические сети ПАО “ФСК ЕЭС”, нормативы потерь в которых определяются по инструкции [10].
Результаты расчётов потерь в электрических сетях России и структурных подразделениях ПАО “РосCети” за период 2007 - 2013 гг. представлены в [15]; нормативы потерь, установленные приказом Минэнерго России от 30.09.2014 № 674, - на сайте министерства. Фактические потери электроэнергии в российских электросетевых компаниях и их структурных подразделениях за период 2014 - 2018 гг. опубликованы в интернете на их сайтах в годовых отчётах.
Об опыте Казахстана по расчётам, анализу и нормированию потерь электроэнергии в электрических сетях. История нормирования потерь электрической энергии, особенности электрических сетей в Казахстане. Особое внимание к расчётам и нормированию потерь электроэнергии в сетях Казахстана стало уделяться после реструктуризации электрических сетей республики в 1997 г.
До реструктуризации на территории Казахстана действовали 10 энергетических систем, в состав которых входили сети напряжением от 0,4 до 500 кВ, тарифы на электроэнергию были одинаковыми для потребителей всей территории страны.
Нормативы потерь электроэнергии утверждались в отделениях ОРГРЭС по разработанным ими требованиям. После 1991 г. нормирование потерь электроэнергии стало осуществлять Министерство энергетики Республики Казахстан (РК) с участием назначенных Минэнерго и Антимонопольным комитетом РК нескольких экспертов, в том числе АО “Казтехэнерго” (впоследствии ТОО “Фирма “Казэнергоналадка”), являющееся разработчиком многих нормативных документов РК.
В результате реструктуризации энергетики Казахстана из состава электрических сетей республики были выделены Национальная электрическая сеть напряжением 220 - 500 кВ АО “КЕООС” и 17 региональных энергопередающих компаний (РЭК).
Изменился подход к тарифной политике. Формированию тарифов сетевых компаний стали придавать большое значение, в том числе расчётам и нормированию потерь электроэнергии в электрических сетях всех энергопередающих компаний.
Для национальной энергокомпании АО “КЕООС” была создана и утверждена Минэнерго РК своя методика по расчётам нормативов потерь электроэнергии, учитывающая особенности режимов работы электрических сетей 220 - 500 кВ, работы измерительных комплексов. Нормативные потери электроэнергии в электрических сетях АО “КЕООС” находятся на уровне 6,0%.
Для РЭК, имеющих различный набор электрических сетей напряжением от 0,4 до 220 кВ, различную номенклатуру энергетического оборудования, с различными режимами и объёмами потребления и передачи электроэнергии, нормативы потерь электроэнергии в электрических сетях компаний утверждаются в диапазоне от 6,0 до 18,0%.

При этом усреднённые потери по классам напряжения не должны были превышать уровни потерь, определённые постановлением Правительства РК № 1346 от 24.10.2012 г. по классам напряжения в процентах от пропущенной электроэнергии по классу напряжения (при оптимальных режимах работы сетей) и приведённые далее.

Позже это постановление было отменено, и энергопредприятиям стало ещё труднее доказывать регулирующему органу нормативы потерь электроэнергии.
Далее, в качестве примеров, представлены данные по структуре электрических сетей по уровням напряжения, долям передачи электроэнергии сторонним потребителям и соответствующим относительным потерям электроэнергии в четырёх региональных энергетических компаниях.
1. Акмолинская РЭК (АРЭК):
нормативные потери электроэнергии на уровне 6%;
передача сторонним потребителям по сетям 110 кВ более 83%.
Площадь зоны обслуживания - 121,09 км2; сети напряжением 110 кВ - 68 линий, длина около 3300 км; 35 кВ - 223 линии, длина 5460 км; 6 - 10 кВ - 1090 линий, длина 7700 км; 0,4 кВ - 12 000 линий, длина 6100 км.
43% всех технических потерь электроэнергии в сети 10 - 0,4 кВ.

2. Восточно-Казахстанская РЭК (ВКРЭК):
потери электроэнергии на уровне 11,2%;
передача сторонним потребителям по сетям 110 кВ более 30%.
Площадь зоны обслуживания - 283,3 км2; сети напряжением 110 кВ - 121 линия, длина 4840 км; 35 кВ - 219 линий, длина 5460 км; 6 - 10кВ - 1960 линий, длина 14 500 км; 0,4 кВ - 27 000 линий, длина около 11 000 км.
60% всех технических потерь электроэнергии в сети 10 - 0,4 кВ.

3. Жезказганская РЭК (ЖРЭК):
потери электроэнергии на уровне 8,0%;
передача сторонним потребителям по сетям 220- 110 кВ до 85-90%.
Площадь зоны обслуживания - около 313 км2; сети напряжением 220 кВ - 18 линий, длина 1622 км; 110 кВ - 36 линий, длина 2002 км; 35 кВ - 78 линий, длина 3630 км; 6 - 10 кВ - 54 линии, длина 260 км; 0,4 кВ - 197 линий, длина 140 км.
90% всех технических потерь электроэнергии в сети 220 кВ.

4. РЭК “Онтустик Жарык Транзит”:
нормативные потери электроэнергии на уровне 18,0%;
передачи сторонним потребителям по сетям 110 кВ - нет.
Сети напряжением 110 кВ - длина (по цепям) 1859 км; 35 кВ - длина (по цепям) 3218 км; 6 - 10 кВ - длина воздушных 7562 км, кабельных - 465 км; 0,4 кВ - длина воздушных 10 128 км, кабельных - 217 км.

В ТОО “Онтустик Жарык Транзит” имеется режимная особенность: сезонная передача дешёвой электроэнергии от Шардаринской ГЭС осуществляется по двум линиям 110 кВ, каждая длиной около 300 км с несколькими вставками по линиям проводов слабого сечения (потери от передачи электроэнергии в линиях около 16%). ШарГЭС в период паводка может иметь передаваемую мощность до 100 МВт. В остальное время линии получают дорогую электроэнергию от АО “КЕООС”.
В качестве иллюстрации особенности формирования потерь электроэнергии с максимальными (18%) относительными потерями на рисунке показана структурно-балансовая модель потокораспределения электроэнергии по уровням напряжения РЭК “Онтустик Жарык Транзит”.
В табл. 1 представлена информация по структурно-балансовой модели потокораспределения электроэнергии по уровням напряжения в ТОО “Онтустик Жарык Транзит”, сформированная в соответствии с инструкцией [10].
Для примера в табл. 2 представлена структура баланса и технических потерь электроэнергии за 2014 г. в электрических сетях ТОО “Онтустик Жа- рык Транзит” в соответствии с инструкцией [10].
В табл. 3 приведена структура технических потерь электроэнергии в 2013 г. в электрических сетях АО “КЕООС” и РЭК Казахстана.
Как видно из структуры потерь, в национальной сети 220 - 500 кВ АО “КЕООС” основными потерями являются нагрузочные потери в линиях и потери на корону, а в сетях региональных компаний 110 кВ и ниже - нагрузочные потери в линиях и потери холостого хода.
Анализ работы электросетевых компаний Казахстана показывает, что многие из эксплуатируемых в настоящее время высоковольтных линий, построенных более 30 - 35 лет назад, имеют длину значительно больше экономически целесообразной (35 кВ - до 100 км и более, 110 кВ - до 300 км и более), а передаваемые по этим линиям мощности много меньше эффективных значений. Нагрузочные потери в таких линиях составляют значительную долю потерь, обусловленную передачей реактивной электроэнергии по сети.
Эксплуатация трансформаторных мощностей региональных компаний также далека от эффективной. Загрузка трансформаторов во многих компаниях даже в зимний максимум едва достигает 15 - 20%. Это приводит к их неоптимальной работе и большим потерям холостого хода.
При защите норматива потерь электроэнергии не всегда удаётся доказать регулирующему органу, что линии работают в неоптимальных режимах с малой загрузкой при большой длине линий и отсутствии шунтирующих реакторов; с малыми сечениями проводов при большой загрузке, отсутствии средств компенсации реактивной мощности у потребителя и т.д.
Методика расчётов и нор.мирования потерь электроэнергии, применяемая в Казахстане до 2017 г. Приведённая далее методика применялась в Казахстане в течение 20 лет, с 1997 по 2017 г., и основывалась на методах расчёта, установленных инструкцией [9].
Нормирование потерь электрической энергии региональных энергетических компаний (РЭК) базировалось на поэлементных ежемесячных расчётах потерь электроэнергии в сетях классов напряжения 220, 110, 35, 10 - 6 кВ, находящихся на балансе компаний. Расчёты нагрузочных потерь в линиях и трансформаторах и потерь холостого хода за базовый год производились по каждой линии 220 - 6 кВ в основном с помощью ПТК “РТП 3” и программы КРОТ, оставшейся в некоторых компаниях.
На основании расчётов потерь холостого хода трансформаторов и нагрузочных потерь в линиях и обмотках трансформаторов по каждому уровню напряжения формируются нормативные характеристики потерь электроэнергии (НХПЭ) базового периода, представляющие собой зависимости параметров и технического состояния сетей каждого напряжения от режимов их работы.

Норматив потерь электрической энергии для каждой ступени напряжения 220 - 6 кВ - это значение потерь (в мегаватт-часах), определённое по коэффициентам НХПЭ при планируемых или фактических значениях потоков электроэнергии, поступающих в сети данной ступени напряжения.

В общем виде нормативная характеристика потерь для каждой ступени напряжения имеет вид:

Расчёт потерь электроэнергии и коэффициентов НХПЭ для всех ступеней напряжения осуществляется по одной из программ расчёта потерь электроэнергии, согласованной с техническим экспертом, по фактическим схемам и техническим характеристикам элементов сети при соответствующих фактических режимах, сложившихся в сетях энергопредприятия за предшествующий период времени (год). Коэффициенты НХПЭ можно определять по результатам расчётов технических потерь электроэнергии, выполненных схемотехническими методами:

Используя нормативные характеристики потерь электроэнергии и ожидаемое поступление электроэнергии на каждом уровне напряжения, рассчитываются прогнозируемые нормативные потери в линиях электропередачи и обмотках трансформаторов.
В случае резкопеременных режимов работы отдельных сетей потери в них определяются прямым расчётом как за прошедший период, так и на прогнозируемый период времени. В нормативные характеристики по данному классу напряжения результаты расчётов не попадают. Рассчитанные таким образом потери добавляются к результатам расчётов потерь по НХПЭ.
Потери на корону в ЛЭП 220 - 110 кВ, потери в реакторах, в измерительных комплексах, расход на собственные нужды подстанций и другие составляющие потерь также добавляются к потерям, рассчитанным по НХПЭ.
Достоинствами нормирования и анализа потерь по НХПЭ и структурно-балансовым моделям потокораспределения электроэнергии являются: наглядность и прозрачность распределения электроэнергии и потерь по классам напряжения (структурно-балансовые модели потокораспределения электроэнергии);
возможность сравнительного анализа перетоков и расчётных потерь электроэнергии в динамике;
возможность получения при правильном прогнозе перетоков электроэнергии по уровням напряжения достаточно точных прогнозных потерь электроэнергии как по уровням напряжения, так и в целом по предприятию;
возможность переутверждения норматива потерь в случае реорганизации предприятия, изменения балансовой принадлежности отдельных электрических сетей в составе предприятия, изменения составляющих потерь, коэффициентов нормативных характеристик потерь НХПЭ;
возможность после анализа баланса электроэнергии на прогнозируемый период с помощью расчётных коэффициентов НХПЭ по классам напряжения и остальных нормативных составляющих потерь составить структурно-балансовую модель потокораспределения на прогнозируемый период с последующей проверкой достоверности прогноза и корректированной НХПЭ.
Существующий порядок нормирования потерь электрической энергии региональных энергетических компаний (РЭК).
В 2015 г. нормирование потерь электроэнергии по уровням напряжения было отменено. В 2017 г. появилось требование Министерства национальной экономики РК: “Нормативные потери должны утверждаться Комитетом по регулированию естественных монополий и защиты конкуренции (КРЕМ)”. Министерство энергетики РК при этом от нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях фактически устранилось.
В “Стратегическом плане Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий на 2011 - 2018 гг.” № 1565 (пункт 1.1.1) запланирована полная ликвидация “сверхнормативных” потерь в электрических сетях к 2015 г. Уровень нормативных технических потерь электрической энергии в электрических сетях Казахстана в 2018 г. должен был составить 13,0%. Очевидно (и это подтверждает весь предыдущий опыт расчётов и анализа потерь), что “ликвидировать” все сверхнормативные потери невозможно технически и нецелесообразно экономически.
По данным, представляемым в Международное энергетическое агентство и мировой банк, потери электроэнергии в электрических сетях Казахстана составляют 8%, по оценкам экспертов, они находятся на уровне 15%. К сожалению, в сложившихся условиях достоверное значение фактических и нормативных потерь в сетевых компаниях за период 2015 - 2018 гг. практически не известно. Не проводится ежегодный анализ динамики и структуры балансов и потерь в сетях РЭК. Ранее такой анализ проводился фирмой ТОО “Казэнергоналадка”. Соответственно не известно, выполнено ли задание упомянутого “Стратегического плана” по потерям в сетях на уровне 13% в 2018 г.
Недостатки существующего порядка нормирования потерь электроэнергии в сетях региональных энергетических компаний:
1. Неопределённость прогноза передачи электроэнергии по сетям каждого класса напряжения на долгосрочный период, формируемый потребителем, от которого зависят нагрузочные потери в линиях и обмотках трансформаторов и который не несёт ответственности за прогноз потребления на период 5 лет и более.
2. Отсутствие корректировки изменения нормативных потерь электроэнергии региональных компаний по прошествии года (например, изменение режимов работы сети по заданию потребителя; снижение или увеличение потребления электроэнергии потребителями, не учтённое в заявках на долгосрочный период; резкое изменение погодных условий, влияющее на потери от короны на линиях, и др.). Перечисленные факторы не зависят от работы энергетических предприятий. Корректировка потерь разрешается до 1 ноября текущего года без фактических расчётов потерь ноября и декабря.
3. Среднегодовой утверждённый норматив потерь электроэнергии на 3 - 5 лет не соответствует нормативу в летние и зимние месяцы, что создаёт большие проблемы с налоговыми органами, требующими ежеквартального, а то и ежемесячного сравнения фактических потерь со среднегодовым утверждённым нормативом и наказания компаний, не выполняющих его в отдельные месяцы.
4. В последней редакции “Закона о естественных монополиях” от 27 декабря 2018 г. за № 204-У! уполномоченный орган “реализует государственную политику в сферах естественных монополий, разрабатывает и утверждает показатели эффективности деятельности субъектов естественных монополий, методы тарифного регулирования, порядок формирования тарифа сроком на 5 лет и более”. Помимо требуемых документов, субъект естественной монополии должен предоставить также расчёты технических потерь, “произведённые на основе типовых норм и нормативов, действующих в отрасли”. Прошло почти полгода, а разъяснений по этим пунктам закона нет, в том числе относительно “показателей эффективности деятельности субъектов естественных монополий” и расчётов технических потерь.
5.Необъективность (а часто, некомпетентность) установления нормативов потерь электроэнергии в сетях субъекта естественной монополии уполномоченным органом, как правило, не имеющим специалистов в области потерь электроэнергии и рассматривающим техническую сущность этого показателя только со стороны финансовой политики.
6. По существу, в Казахстане так же, как и в России принят метод административного установления нормативов потерь без учёта фактического состояния электрических сетей, их особенностей и режимов.
Справедливости ради, следует заметить, что, понимая недостатки такого нормирования, Комитет по регулированию естественных монополий Казахстана допускает возможность установления заданных нормативов на основе достоверных электротехнических расчётов по приведённой в данной статье методике и с использованием упомянутых программных комплексов.
Поэтому ряд РЭК с участием ТОО “Фирма “Казэнергоналадка” продолжает выполнять расчёты потерь для обоснования нормативов и в настоящее время.

1. Расчёты, анализ, нормирование и снижение потерь электроэнергии - сложные инженерные и экономические задачи, требующие комплексного, квалифицированного и системного подхода к их решению с учётом имеющегося опыта.
2. Применяемые в настоящее время в России и в Казахстане административные методы управления потерями, с кажущейся их лёгкостью и наглядностью, как показала практика планирования потерь в советский период, привели к исключению персонала электрических сетей из этого управления и установлению в целом ряде случаев заведомо невыполнимых заданий и к умышленному искажению отчётности по потерям “под норматив”.
3. Многолетний опыт убедительно показал, что реальное снижение потерь электроэнергии в электрических сетях, эффективное использование ограниченных финансовых и материальных ресурсов на это снижение можно получить при условии:
активного и квалифицированного участия персонала электрических сетей в нормировании и снижении потерь, в обосновании и выполнении нормативов;
использования современных программных средств и систем мониторинга результатов расчётов балансов и потерь электроэнергии и их структуры. Чем достовернее будет известна структура потерь и балансов, тем целенаправленнее и эффективнее можно будет вкладывать средства на снижение потерь;
создания не на словах, а на деле действенной системы стимулирования за снижение потерь с приоритетом поощрения за результат фактического снижения потерь, а не наказания за повышение норматива;
заинтересованности персонала в снижении потерь, а не в его боязни не выполнить норматив;
согласования нормативов потерь и программ их снижения с соответствующим их финансированием и оценкой эффективности, а также персональной ответственностью за выполнение и контролем выполнения.
4. Для взаимной увязки нормативов потерь, мероприятий по их снижению и стимулирования снижения потерь до нормативного уровня (или их поддержания на этом уровне) должны быть разработаны, утверждены и введены в действие методики расчёта фактических потерь электроэнергии в магистральных и распределительных сетях, а также методики расчёта фактической эффективности мероприятий по снижению потерь. При отсутствии таких методик имеется множество возможностей подгонки фактических потерь к заданному нормативу.
5. Необходимо вернуться к обоснованию нормативов и программ снижения потерь и корректировке этих программ на основе электротехнических расчётов, а не административных методов, с ужесточением контроля достоверности расчётов и исходной информации, применением квалифицированной и независимой экспертизы расчётов [16], с использованием оперативного сравнения расчётных и фактических потерь. В качестве переходного периода необходимо сочетание административных методов с допущением возможности корректировки нормативов на основе проведённых расчётов.
6. Отмена административных методов нормирования обусловлена также переходом обеих стран на цифровые методы управления бизнес-процессами и режимами работы электрических сетей.
7.Учитывая важность снижения потерь для энергосбережения и повышения энергетической эффективности в электросетевых комплексах России, Казахстана и других стран - участниц ЕВРАЗЭС, представляется целесообразной разработка основанных на законах электротехники межгосударственных стандартов в области нормирования и управления потерями электроэнергии в электрических сетях.

1. Временная инструкция по расчёту и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем [Текст]. - М: СПО ОРГРЭС, 1976. - 56 с.
2. Указания о расчёте расхода энергии на транзитные и межсистемные перетоки [Текст]. - М: СПО Союзтехэнерго, 1979.- 16 с.
3. Казанцев, В. Н. Инструкция по оптимальному управлению потоками реактивной мощности [Текст] / В. Н. Казанцев, Г. З. Кушнир, В. Н. Слодарж. - М: СПО Союзтех- энерго, 1982. - 28 с.
4. Инструкция по расчёту технико-экономической эффективности и планированию мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях энергосистем [Текст]. - М: СПО Союзтехэнерго, 1980.-94 с.
5. Клебанов, Л. Д. Вопросы методики определения и снижения потерь электрической энергии в сетях [Текст] / Л. Д. Клебанов. - Л.: Изд-во ЛГУ, 1973. - 72 с.
6. Поспелов, Г. Е. Потери мощности и энергии в электрических сетях [Текст] / Г. Е. Поспелов, Н. М. Сыч. - М.: Энергоиздат, 1981. - 26 с.
7. Щербина, Ю. В. Снижение технологического расхода энергии в электрических сетях [Текст] / Ю. В. Щербина, Н. Д. Бойко, А. Н. Бутенко. - Киев: Техника, 1981. - 104 с.
8. Воротницкий, В. Э. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем [Текст] / В. Э. Воротницкий, Ю. С. Железко, В. Н. Казанцев, В. Г. Пекелис, Д. Л. Фай- бисович; под ред. В. Н. Казанцева. - М.: Энергоиздат, 1983.-368 с.
9. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений [Текст]: И 34-70-030-87. - М.: СпО Союзтехэнерго, 1987. - 38 с.
10. Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работ по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (с изменениями и дополнениями). Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. № 326 [Электронныйресурс].-(Ьазе.дагапі.ги/ 195516/).
11. Воротницкий, В. Э. Направления совершенствования нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях [Текст] / В. Э. Воротницкий, В. В. Михайлов // Энергоэксперт. - 2013. - № 3. - С. 46 - 50.
12. Воротницкий, В. Э. Программно-технический комплекс автоматизированной системы энергоэффективного управления эксплуатацией и развитием распределительных сетей [Текст] / В. Э. Воротницкий, М. А. Калинкина, И. А. Паринов, А. В. Севостьянов, Н. А. Батраков // Энергоэксперт. - 2012. -№ 2. - С. 24 - 31.
13. Воротницкий, Э. В. Автоматизированная система оперативного мониторинга потерь электроэнергии в электрических сетях [Текст] / В. Э. Воротницкий, С. В. Заслонов, М. А. Калинкина, А. В. Севостьянов // Энергоэксперт. - 2017.-№ 5-6.-С. 29-35.
14. Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям. - Зарегистрирована в Минюсте России от 17.09.2014 № 34075.
15. Воротницкий, В. Э. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в электрических сетях. Справочно-методическое пособие [Текст] / В. Э. Ворот- ницкий. - М.: Теплоэнергетика, 2017. - 330 с.
16. Методика проведения технической экспертизы расчета технических потерь, расчета нормативных характеристик электрических сетей по потерям (НХПЭ) и нормативов потерь электроэнергии в электрических сетях энергопередающих компаний регионального и местного уровней [Текст]: разработчик ТОО “Фирма Казэнергоналадка”, МЭиМР Республика Казахстан, 2005 г. - 22 с.