Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 4 октября 2005 г. № 267
«Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям»
(с изменениями от 16 июля, 1 ноября 2007 г.)

В целях реализации постановления Правительства Российской Федерации от 16 июня 2004 г. № 284 «Об утверждении Положения о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 25, ст. 2566; № 38, ст. 3803; 2005, № 5, ст. 390) приказываю:

1. Утвердить прилагаемое Положение об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

2. Утвердить прилагаемый Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Вр.и.о. Министра

А.Г. Реус

Зарегистрировано в Минюсте РФ 28 октября 2005 г.

Регистрационный № 7122

Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь
электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

Приложение

I. Общие положения

1. Настоящий документ определяет порядок разработки нормативов технологических потерь электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям и нормативов снижения потерь электроэнергии на регулируемый период.

2. Настоящий Порядок разработан с целью снижения потерь электроэнергии в электрических сетях и обоснования тарифов за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.

3. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период для электросетевой организации (далее - ЭСО) учитываются при формировании тарифов, как в целом по ЭСО, так и с разбивкой по диапазонам напряжения:

- на высоком напряжении - 110 кВ и выше (ВН);

- на среднем первом напряжении - 35 - 60 кВ (CHI);

- на среднем втором напряжении - 1 - 20 кВ (СНII);

- на низком напряжении - 0,4 кВ и ниже (НН).

4. Для целей настоящего документа используются следующие понятия:

Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между поступлением (поставкой) электрической энергии в электрическую сеть и отпуском электрической энергии из сети, а также объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами и субъектами.

Технологические потери (расход) электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - ТПЭ) - потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потерь, вызванных погрешностью системы учета электроэнергии. Определяются расчетным путем.

Нормативы технологических потерь (расхода) электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - НТПЭ) - расчетные значения технологических потерь, определяемые в соответствии с настоящим Порядком в процентах от величины отпуска электроэнергии в сеть ЭСО. Для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний НТПЭ определяются в процентах от отпуска электроэнергии из сети своей компании.

Нормативы потерь (далее - НПЭ) - расчетные значения потерь, определяемые в соответствии с настоящим Порядком, как сумма нормативных технологических потерь электроэнергии и нормативов снижения потерь электроэнергии на регулируемый период. Определяются в процентах к отпуску электроэнергии в сеть ЭСО. Для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний НПЭ определяются в процентах от отпуска электроэнергии из сети своей компании.

5. Распределение НПЭ на регулируемый период по классам напряжения производится в абсолютных единицах в пределах полученного суммарного абсолютного значения НПЭ, в соответствии с Методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде, являющейся приложением 1 к настоящему Порядку.

II. Структура технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

6. Технологические потери электроэнергии включают технические потери с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергии.

7. Технические потери электроэнергии состоят из условно-постоянных и нагрузочных потерь и определяются, в соответствии с Методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде, являющейся приложением 1 к настоящему Порядку.

8. Условно-постоянные потери - часть технических потерь в электрических сетях, не зависящая от передаваемой мощности.

9. Нагрузочные (переменные) потери - потери в линиях, силовых трансформаторах и токоограничивающих реакторах, зависящие от передаваемой нагрузки.

10. Потери, обусловленные погрешностью системы учета, определяются в зависимости от погрешностей трансформаторов тока (далее - ТТ), трансформаторов напряжения (далее - ТН), счетчиков и соединительных проводов.

III. Общие принципы нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

11. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям должны рассчитываться за базовый (отчетный год, предшествующий году расчета) и на регулируемый периоды соответственно по фактическим и прогнозным показателям баланса электроэнергии ЭСО.

12. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период определяются в зависимости от фактического значения НТПЭ за базовый период и суммарных показателей баланса электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды в соответствии с приложением 2 настоящего Порядка.

13. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянным, нагрузочным и потерям, обусловленным погрешностью системы учета.

14. Нормативы условно-постоянных потерь электроэнергии (DW_у-п) принимаются по результатам их расчетов за базовый период и корректируются в соответствии с изменением состава оборудования и протяженности линий на регулируемый период (Методика их расчета приведена в приложении 1 к настоящему Порядку).

15. Нагрузочные потери электроэнергии на регулируемый период определяются по формуле:

                                                 (1)

где DW_н.Б, DW_н.р - нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды;

W_ос.Б, W_ос.р - отпуск электроэнергии в сеть в базовом и регулируемом периодах (для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний - отпуск электроэнергии из сети своей компании).

16. Потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии (DW_погр.Б), принимаются по результату их расчета за базовый период (Методика их расчета приведена в приложении 1 к настоящему Порядку). Нормативы технологических потерь по абсолютной величине (DW_НТПЭ.Р) на регулируемый период определяются:

DW_НТПЭ.Р. = DW_у-п.р + DW_н.р + DW_погр.Б,                                      (2)

где DW_у-п.р - условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период.

17. Нормативные технологические потери электроэнергии в целом по ЭСО на регулируемый период определяются в процентах по отношению к величине прогнозируемого отпуска электроэнергии в сеть (для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний - к отпуску электроэнергии из сети своей компании):

                                             (3)

18. Распределение нормативных технологических потерь электроэнергии на регулируемый период по классам напряжения производится в пределах полученного суммарного их значения при следующих допущениях:

- относительные приросты поступлений электроэнергии в сеть на каждом классе напряжения на регулируемый период принимаются одинаковыми с приростом отпуска электроэнергии в сеть в целом по ЭСО;

- доли поступления электроэнергии в сеть каждого класса напряжения в процентах от общего ее поступления в базовом и регулируемом периодах принимаются одинаковыми.

19. Распределение нормативных технологических потерь электроэнергии в сетях по классам напряжения осуществляется в следующем порядке:

В базовом периоде:

- определяется на каждом классе напряжения сети общее поступление электроэнергии с учетом ее трансформации из сетей высших классов напряжения;

- определяется суммарное поступление электроэнергии в целом по ЭСО (с учетом трансформации);

- определяется величина поступления электроэнергии в сеть каждого класса напряжения в процентах по отношению к общей величине поступления в базовом периоде.

В регулируемом периоде:

- определяется суммарная величина поступления электроэнергии в сеть (с учетом трансформации) на регулируемый период в соответствии с заданным приростом отпуска электроэнергии в сеть (сальдированного);

- определяется величина поступления электроэнергии в сеть на регулируемый период по классам напряжения в соответствии с их долей в базовом периоде;

- определяется величина отпуска электроэнергии в сеть на регулируемый период по классам напряжения;

- определяется величина нагрузочных потерь электроэнергии на каждом классе напряжения в соответствии с формулой 1;

- определяются суммарные технологические потери электроэнергии на каждом классе напряжения в абсолютной величине по формуле 2;

- определяются нормативные потери электроэнергии на каждом классе напряжения в процентах по отношению к отпуску электроэнергии в сеть данного класса напряжения по формуле:

                                             (4)

где DW_НПТЭ.Р - величина технологических потерь электроэнергии на данном классе напряжения;

W_ОС.Р - отпуск электроэнергии в сеть данного класса напряжения (для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний - к отпуску электроэнергии из сети своей компании).

20. Значения утверждаемых нормативов потерь электроэнергии ЭСО на регулируемый период определяются с учетом мероприятий по снижению потерь на основе соотношения фактических и нормативных технологических потерь электроэнергии в базовом периоде в соответствии с Методом расчета нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период приведенным в приложении 3 к настоящему Порядку.

21. В исключительных случаях возможна корректировка нормативов потерь электроэнергии при значительном изменении составляющих баланса электроэнергии. Процедура изменения нормативов потерь аналогична процедуре первоначального их утверждения согласно настоящему Порядку.

IV. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации

22. Представляемые ЭСО материалы брошюруются в отдельную книгу и включают: пояснительную записку с обоснованием значений нормативов потерь электроэнергии на период регулирования, результатами расчета НТПЭ и нормативов снижения потерь электроэнергии на регулируемый период.

23. В состав обосновывающих материалов входят данные о фактических балансах и потерях электроэнергии, а также других показателях электрических сетей подготавливаемых по формам представления исходной информации (приложение 2 к настоящему Порядку):

За базовый период:

- показатели баланса электроэнергии (таблица 1);

- структура баланса электроэнергии по классам напряжения (таблица 2);

- структура технических потерь электроэнергии (таблица 3);

- структура перетоков электроэнергии (таблица 4);

- мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях (таблица 5);

- количество и установленная мощность силовых трансформаторов (таблица 6);

- количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (таблица 7);

- протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи (таблица 8);

- структура технологических потерь электроэнергии (таблица 9).

На регулируемый период:

- показатели баланса электроэнергии (таблица 1);

- мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях (таблица 5);

- количество и установленная мощность силовых трансформаторов (таблица 6);

- количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (таблица 7);

- протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи (таблица 8);

- расчет нормативов технологических потерь электроэнергии (таблица 9);

- баланс электрической энергии в сетях ВН, CHI, CHII и НН (региональные электрические сети) (таблица 10);

- программа снижения потерь электроэнергии в электрических сетях ЭСО до уровня нормативных технологических потерь НТПЭ (DW_НТПЭ) определяется в соответствии с приложением 2 к настоящему Порядку.

24. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды электрических сетей приведена в приложение 4 к настоящему Порядку.

25. Все результаты расчетов НТПЭ за базовый и на регулируемый периоды должны быть представлены на бумажном носителе и в электронном виде: пояснительная записка - в формате текстового процессора Word, расчеты и база данных - в формате табличного процессора Excel.

26. Расчеты нормативов потерь электроэнергии должны выполняться по программам, на которые имеются утвержденные в установленном порядке экспертные заключения и др.

Программные комплексы по расчету и нормированию потерь должны основываться на методах расчета потерь, установленных настоящим Порядком.

27. В пояснительной записке должны быть указаны сведения об используемых программах расчета нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ЭСО (наименование программы, наименование разработчика, год разработки используемой версии, копии экспертных заключений и др.).

Приложение № 1

к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее
передаче по электрическим сетям

Методика расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде

I. Методы расчета условно-постоянных потерь (не зависящих от нагрузки)

1. Условно-постоянные потери включают в себя:

- потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

- потери на корону в воздушных линиях (далее - ВЛ) 110 кВ и выше;

- потери в компенсирующих устройствах (далее - КУ) (синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторов), шунтирующих реакторах (далее - ШР), соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее - СППС);

- потери в системе учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);

- потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения

- и в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);

- потери в изоляции кабелей;

- потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;

- расход электроэнергии на собственные нужды (далее - СН) подстанций (далее - ПС) и на плавку гололеда.

2. Потери электроэнергии холостого хода (далее - XX) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода DP_x, по формуле:

                                                  (1)

где T_pi - число часов работы оборудования в i-м режиме;

U_i - напряжение на оборудовании в i-м режиме;

U_ном - номинальное напряжение оборудования.

Напряжение на оборудовании определяется с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.

3. Потери электроэнергии в ШР определяются по формуле (1) на основе приведенных в паспортных данных потерь мощности DP_р. Допускается определять потери в ШР на основе данных таблицы 1.

Таблица 1

Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах (ШР) и соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС)

4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (далее - СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:

DW_ск = (0,4 + 0,1b²_Q)DP_ном×Т_p,                                                      (2)

где b_Q - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде;

DР_ном - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными.

Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.

Таблица 2

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах - батареях статических конденсаторов (далее - БК) и статических тиристорных компенсаторах (далее - СТК) - определяются по формуле:

DW_КУ = DР_КУS_КУТ_р,                                                          (3)

где DР_КУ - удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ;

S_КУ - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей).

При отсутствии паспортных данных значение DP_КУ принимаются равным: для БК - 0,003 кВт/квар, для СТК - 0,006 кВт/квар.

6. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 3.

Таблица 3

Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ)

Потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ принимаются в соответствии со следующими данными, кВт×ч в год на один счетчик:

- однофазный, индукционный - 18,4;

- трехфазный, индукционный - 92,0;

- однофазный, электронный - 21,9;

- трехфазный, электронный - 73,6.

7. Потери электроэнергии на корону определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 4, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100 % и гололед; к периодам влажной погоды - дождь, мокрый снег, туман.

Таблица 4

Удельные потери мощности на корону

При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяются по таблице 5 в зависимости от региона расположения линии. Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий, приведено в таблице 6.

Таблица 5

Удельные годовые потери электроэнергии на корону

Таблица 6

Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий

Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается, умножая данные, приведенные в таблицах 4 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле:

К_Uкор = 6,88U²_отн - 5,88U_отн,                                                 (4)

где U_отн - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.

8. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 7, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода.

По влиянию на токи утечки виды погоды должны объединяться в 3 группы: 1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90 %, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа - дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90 % и более; 3 группа - туман.

Таблица 7

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ принимаются по данным таблицы 8.

Таблица 8

Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ

9. Расход электроэнергии на плавку гололеда определяется на основе приборов учета, установленных на устройствах плавки гололеда. При отсутствии таких приборов учета допускается использование данных таблицы 9 в зависимости от района расположения ВЛ по гололеду.

Таблица 9

Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда

10. Потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 10.

Таблица 10

Потери электроэнергии в изоляции кабелей

11. Расход электроэнергии на собственные нужды (далее - СН) подстанций определяется на основе приборов учета, установленных на трансформаторах собственных нужд (далее - ТСН). При установке прибора учета на шинах 0,4 кВ СН потери электроэнергии в ТСН, рассчитанные в соответствии с данной методикой, должны быть добавлены к показанию счетчика.

В случае отсутствия приборов учета электроэнергии на СН ПС 10(6)/0,4 кВ удельный расход электроэнергии (кВт×ч/кВ×А) определяется по результатам энергетического обследования.

II. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии

12. Нагрузочные потери электроэнергии за период Т часов (Д дней) могут быть рассчитаны одним из пяти следующих методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета):

1) оперативных расчетов;

2) расчетных суток;

3) средних нагрузок;

4) числа часов наибольших потерь мощности;

5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1 - 4 рассчитываются на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электротехники.

Потери электроэнергии по методам 2 - 4 могут рассчитываться за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за расчетный период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов).

13. Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

                                               (5)

где n - число элементов сети;

Dt_ij - интервал времени, в течение которого токовую нагрузку I_ij i-го элемента сети с сопротивлением R_i, принимают неизменной;

m - число интервалов времени.

Токовые нагрузки элементов сети определяются на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (далее - ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (далее - АСКУЭ).

14. Метод расчетных суток состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

                                                  (6)

где DW_сут - потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть W_ср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам;

k_л - коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре ВЛ и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений;

k²_ф.м - коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров);

Д_{экв j} - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:

                                                    (7)

где W_мi - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Д_мi;

W_м.р - то же, в расчетном месяце;

N_j - число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц Д_{экв j} = Д_мi.

Потери электроэнергии за расчетные сутки DW_сут определяются как сумма потерь мощности, рассчитанная для каждого часового интервала расчетных суток.

Потери электроэнергии в расчетном периоде определяются как сумма потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета DW_сут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (7) N_j = 12.

Коэффициент k²_ф.м определяется по формуле:

                                                  (8)

где W_i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца;

Д_м - число дней в месяце.

При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент k²_ф.м определяется по формуле:

                                                     (9)

где Д_р, Д_н.р - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Д_м = Д_р + Д_н.р);

k_w - отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни k_w = W_н.р/W_р.

15. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

DW_н.j = k_лk_к DP_срТ_jk_ф²,                                                     (10)

где DР_ср - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов;

k_ф² - коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал;

k_к - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети;

Т_j - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяется по формуле:

                                                          (11)

где P_i - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью Dt_i час;

m - число ступеней графика на расчетном интервале;

Р_ср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.

Коэффициент k_k в формуле (10) принимается равным 0,99. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и Р_ср в формуле (11) могут использоваться значения тока головного участка I_i и I_ср. В этом случае коэффициент k_k принимают равным 1,02.

Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

k²_ф = k²_ф.с×k²_ф.м×k²_ф.N,                                                         (12)

где k²_ф.с - коэффициент формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (11);

k²_ф.N - коэффициент формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:

                                               (13)

где W_мi - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала;

W_ср.мес - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.

При расчете потерь за месяц k²_ф.N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение k²_ф определяется по формуле:

                                                              (14)

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k₃ определяется по формуле:

                                                   (15)

где W_о - отпуск электроэнергии в сеть за время Т;

Т_max - число часов использования наибольшей нагрузки сети.

Средняя нагрузка i-го в узла определяется по формуле:

P_срi = W_i/Т,                                                                    (16)

где W_i - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т.

16. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

DW_н.j = k_лk_kDP_maxT_jt_о,                                                          (17)

где DР_max - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети;

t_о - относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле:

                                                        (18)

где Р_max - наибольшее значение из m значений Р_i в расчетном интервале.

Коэффициент k_k в формуле (17) принимается равным 1,03. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и Р_max в формуле (18) могут использоваться значения тока головного участка I_i и I_max. В этом случае коэффициент k_k принимается равным 1,0.

Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:

t_о = t_с×t_м×t_N,                                                                (19)

где t_с - относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (18) для суточного графика дня контрольных замеров.

Значения t_м и t_N рассчитывается по формулам:

                                                          (20)

                                                       (21)

где W_м.р - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.

При расчете потерь за месяц t_N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение t_о определяется по формуле:

                                                              (22)

17. Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети применяется для расчета потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 0,4 кВ.

Нагрузочные потери электроэнергии в сети 0,4 кВ рассчитываются следующими методами:

- оценка потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети;

- расчет потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжения;

- поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного участка F_г, мм², отпуском электрической энергии в линию W_0,38, за период Д, дней, рассчитываются в соответствии с методом оценки потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети по формуле:

                                (23)

где L_экв - эквивалентная длина линии;

tgj - коэффициент реактивной мощности;

k_0,38 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.

Эквивалентная длина линии определяется по формуле:

L_экв = L_м + 0,44L_2-3 + 0,22L₁,                                              (24)

где L_м - длина магистрали;

L_2-3 - длина двухфазных и трехфазных ответвлений;

L₁ - длина однофазных ответвлений.

Примечание - Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6 - 20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.

Внутридомовые сети многоэтажных зданий, если они являются собственностью ЭСО (до счетчиков электрической энергии), включают в длину ответвления соответствующей фазности.

При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (24) подставляют длины линий, определяемые по формуле:

L = L_а + 4L_с + 0,6L_м,                                                        (25)

где L_а, L_с, L_м - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно.

Коэффициент k_0,38 определяют по формуле:

k_0,38 = k_u(9,67 - 3,32d_р - 1,84d_р2),                                             (26)

где d_p - доля энергии, отпускаемой населению;

k_u - коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и равным 3 для линии 220/127 В.

При использовании формулы (23) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей SL_м, двухфазных и трехфазных ответвлений SL_2-3 и однофазных ответвлений SL₁ в формулу подставляется средний отпуск электроэнергии в одну линию:

W_0,38 = SW_0,38/N,                                                              (27)

где SW_0,38 - суммарный отпуск энергии в N линий, и среднее сечение головных участков, а коэффициент k_0,38, определенный по формуле (26), умножается на коэффициент k_N, учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле:

k_N = 1,25 + 0,14d_p.                                                           (28)

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимается k₃ = 0,3; tg j = 0,6.

При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,38 кВ, ее значение определяется, вычитая из энергии, отпущенной в сеть 6 - 20 кВ, потери в линиях и трансформаторах 6 - 20 кВ и энергию, отпущенную в трансформаторную подстанцию (далее - ТП) 6 - 20/0,4 кВ и линии 0,38 кВ, находящиеся на балансе потребителей.

Для реализации метода расчета потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжения производятся измерения уровней фазных напряжений на шинах ТП и в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки. По данным измерений определяется абсолютная и относительная величина падения напряжения (SU₁) в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6 - 20/0,4 кВ.

Потери электроэнергии в линии напряжением 0,38 кВ (% отпуска электроэнергии в сеть) определяются по формуле:

                                                   (29)

где DU - потеря напряжения в максимум нагрузки сети от шин ТП до наиболее электрически удаленного электроприемника, %;

К_нер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам.

Если измеренные уровни фазных напряжений на шинах ТП различны, то при определении DU напряжение на шинах ТП принимается как среднее арифметическое из трех измеренных значений. Если в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки фазное напряжение измерялось на трехфазном вводе и получены все фазные напряжения, в качестве расчетного принимается минимальное из трех измеренных значений.

Коэффициент К_нер определяется по формуле:

                                 (30)

где Ia, Iв, Ic - измеренные токовые нагрузки фаз;

R_н/R_ф - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов.

При отсутствии данных о токовых нагрузках следует принимать:

для линий с R_н/R_ф = 1 К_нер = 1,13;

для линий с R_н/R_ф = 2 К_нер = 1,2.

Отношение t/Т_макс принимают в соответствии со следующими данными:

Относительные потери электроэнергии, % в К линиях 0,38 кВ определяются по формуле:

                                                  (31)

где DW_% - относительные потери электроэнергии в i-й линии, определенные по формуле (29);

I_i - максимальная нагрузка головного участка i-й линии.

При необходимости точного расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ и при наличии достаточного количества исходной информации рекомендуется использовать методы поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

Временно допускается (для методов расчета потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжения и поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров) проводить расчет потерь в электрических сетях 0,38 кВ по случайной выборке распределительных линий, питающихся от не менее, чем 20 % суммарного количества распределительных трансформаторов 6 - 20/0,4 кВ.

При установлении нормативов потерь электроэнергии в электрических сетях может учитываться техническое состояние линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства на основании обследований и расчетов.

III. Порядок расчета потерь, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии

Относительные потери электроэнергии (%), обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии (D_погр.Б), определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом по ЭСО с учетом данных за базовый период.

                      (32)

где D_i (D_j) - погрешность измерительного канала поступившей (отпущенной) активной электроэнергии по ЭСО;

d_i (d_j) - доля поступившей (отпущенной) активной электроэнергии от поступления в целом по ЭСО;

n - количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии;

m - количество точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии крупным потребителям;

k₃ - количество точек учета 3 фазных потребителей;

k₁ - количество точек учета 1 фазных потребителей;

d₃ - суммарная доля потребления электроэнергии 3 фазными потребителями (за минусом, учтенных в «m») от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО;

d₁ - суммарная доля потребления электроэнергии 1 фазными потребителями (за минусом, учтенных в «m») от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО.

Абсолютные потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии в базовом периоде равны:

                                               (33)

где W_пост.Б - поступление электроэнергии в сеть в целом по ЭСО за базовый период.

Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:

                                        (34)

где D_сч, D_тт, D_тн - основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %;

D_л - предел допустимых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, %.

Потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии, по классам напряжения распределяются пропорционально поступлению электроэнергии в сеть этих классов напряжения как в базовом, так и в регулируемом периодах.

Приложение № 2

к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее
передаче по электрическим сетям

(Формы)

Таблица 1

Показатели баланса электроэнергии в целом по ЭСО

_____________________________________________________

(наименование ЭСО)

Таблица 1a

Показатели баланса электроэнергии в целом по федеральной сетевой компании и межрегиональным магистральным сетевым компаниям

_____________________________________________________________

(наименование)

Таблица 2

Структура баланса электроэнергии по классам напряжения
_______________________________________________ за базовый (200_ г.)

(наименование ЭСО)

млн. кВт · ч

Таблица 3

Структура технических потерь электроэнергии
_________________________________________________за базовый (200_ г.)

(наименование ЭСО)

млн. кВт×ч

Таблица 4

Структура перетоков электроэнергии
________________________________________________ в базовом (200_ г.)

(наименование ЭСО)

Таблица 5

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях
____________________________________________________________________

(наименование ЭСО)

Таблица 6

Количество и установленная мощность силовых трансформаторов
_____________________________________________

 (наименование ЭСО)

на конец базового (200_) года

Таблица 7

Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности
__________________________________________________________

(наименование ЭСО)

на конец базового (200_) года

Таблица 8

Протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи
______________________________

(наименование ЭСО)

на конец базового (200_) года

Таблица 9

Структура технологических потерь электроэнергии
_______________________________________________________

(наименование ЭСО)

млн. кВт · ч

Таблица 10

Баланс электрической энергии в сетях ВН, CHI, СНII и НН
________________________________________________________

(региональные электрические сети)

млн. кВт · ч

Приложение № 3

к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических потерь
электроэнергии при ее передаче
по электрическим сетям

Метод расчета нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период

1. Нормативные потери электроэнергии (DW_{НПЭ.Р %}) на каждый год регулируемого периода вычисляются по формуле:

                                         (1)

где DW_{НПЭ.Р %} - абсолютная величина нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период (млн. кВт×ч);

W_ОС.Р - отпуск электроэнергии в сеть на регулируемый период ЭСО (для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний - отпуск электроэнергии из сети своей компании);

2. Абсолютная величина нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период определяется по формуле:

DW_НПЭ.Р = DW_НТПЭ.Р + DW_МСП.Р,                                           (2)

где DW_НТПЭ.Р - нормативные технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период, определяемые в соответствии с общими принципами нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (раздел III настоящего Порядка), млн. кВт×ч;

DW_МСП.Р - норматив снижения потерь электроэнергии на регулируемый период, млн. кВт×ч.

3. Норматив снижения потерь электроэнергии на регулируемый период (DW_МСП.Р) определяется по формуле:

                                                (3)

где DW_Ф.Б - фактические потери электроэнергии в базовом году (млн. кВт×ч);

DW_НТПЭ.Б - нормативные технологические потери электроэнергии в базовом году (млн. кВт×ч);

Т - период (количество лет), в течение которого фактические потери будут снижены до величины нормативных технологических потерь электроэнергии.

4. Норматив снижения потерь электроэнергии на регулируемый период (DW_МСП.Р) учитывается при утверждении нормативных потерь электроэнергии в случае их обоснования электросетевой организацией утвержденными программами снижения потерь электроэнергии по годам в течение периода Т. Программы снижения потерь электроэнергии разрабатываются ЭСО самостоятельно или по результатам проведения энергоаудита.

5. Период Т устанавливается в соответствии с программой снижения потерь электроэнергии, действующей на этот период. Годовое задание по снижению потерь электроэнергии определяется в соответствии с формулой (3). Распределение этой величины по годам периода Т может быть неравномерным.

Приложение № 4

к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее
передаче по электрическим сетям

НОМЕНКЛАТУРА
элементов расхода электроэнергии на производственные нужды электрических сетей

В номенклатуру производственных нужд (с учетом хозяйственных) входит расход электроэнергии на следующие объекты и виды работ:

- электробойлерные установки, состоящие на балансе электрических сетей;

- дизельные электростанции, состоящие на балансе электрических сетей и находящиеся в консервации или резерве;

- ремонтно-механические и столярные мастерские, находящиеся на балансе электрических сетей;

- склад оборудования и материалов;

- базисный склад топлива;

- административные здания, включая отдельно расположенные служебные помещения различного назначения: учебные кабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, помещения для отдыха ремонтного персонала, помещения специализированных лабораторий, убежища в составе ремонтно-производственных баз (РПБ), ремонтно-эксплуатационных пунктов (РЭП), зданий подстанций;

- монтажные, наладочные, экспериментальные и ремонтные работы, выполняемые персоналом электрических сетей;

- маслохозяйство;

- автохозяйства, находящиеся в составе электрических сетей;

- учебные комбинаты и полигоны;

- служебные и жилые помещения оперативного персонала подстанций с дежурством на дому;

- другие потребители, обслуживающие основное производство, но непосредственно не связанные с технологическим процессом передачи электроэнергии.

СОДЕРЖАНИЕ