--- title: "Приказ Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 N 267" number: "267" issuer: "Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации" issued_on: 2005-10-04 redaction: 2008-02-29 status: утратил силу canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-267-2005-minpromenergo-rossii" --- ## Приказ Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 N 267 # Приказ Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 N 267 (ред. от 01.11.2007) "Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям" (вместе с "Порядком расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям") (Зарегистрировано в Минюсте РФ 28.10.2005 N 7122) > [!WARNING] > Документ утратил силу в связи с изданием [Приказа](https://bukva.ai/docs/prikaz-326-2008-minenergo-rossii-ministerstvo#p100008) Минэнерго РФ от 30.12.2008 N 326. > Начало действия редакции - 29.02.2008. > Внимание! Документ утратил силу. Зарегистрировано в Минюсте РФ 28 октября 2005 г. N 7122 ---
**МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ**
**РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ**
## ПРИКАЗ от 4 октября 2005 г. N 267
**ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ПРОМЫШЛЕННОСТИ**
**И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ**
**НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ**
**ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ**
В целях реализации [Постановления](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-284-2004#p100026) Правительства Российской Федерации от 16 июня 2004 г. N 284 "Об утверждении Положения о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 25, ст. 2566; N 38, ст. 3803; 2005, N 5, ст. 390) приказываю:
1. Утратил силу. - [Приказ](https://bukva.ai/docs/prikaz-470-2007#p100007) Минпромэнерго РФ от 01.11.2007 N 470.
2. Утвердить прилагаемый [Порядок](#p100052) расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.
3. Контроль за исполнением настоящего Приказа оставляю за собой. Врио Министра
**А.Г.РЕУС**
Утверждено
Приказом
Минпромэнерго России
от 4 октября 2005 г. N 267 **ПОЛОЖЕНИЕ**
**ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ**
**РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ**
**ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ**
**ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ** Утратило силу. - [Приказ](https://bukva.ai/docs/prikaz-470-2007#p100007) Минпромэнерго РФ от 01.11.2007 N 470.
Утвержден
Приказом
Минпромэнерго России
от 4 октября 2005 г. N 267
## ПОРЯДОК РАСЧЕТА И ОБОСНОВАНИЯ НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ ### I. Общие положения 1. Настоящий документ определяет порядок разработки [нормативов технологических потерь](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-400-2008#p100038) 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](#p100135) 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](#p100135) 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](#p100393) 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 (дельтаW ) принимаются по результатам их расчетов за базовый у-п период и корректируются в соответствии с изменением состава оборудования и протяженности линий на регулируемый период (Методика их расчета приведена в [приложении 1](#p100135) к настоящему Порядку). 15. Нагрузочные потери электроэнергии на регулируемый период определяются по формуле: / \ 2 | W | | ос.р | дельтаW = дельтаW x |-------| , (1) н.р н.Б | W | | ос.Б | \ / где дельтаW , дельтаW - нагрузочные потери электроэнергии н.Б н.р за базовый и на регулируемый периоды; W , W - отпуск электроэнергии в сеть в базовом и ос.Б ос.р 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 (дельтаW ), погр.Б принимаются по результату их расчета за базовый период (Методика их расчета приведена в [приложении 1](#p100135) к настоящему Порядку). Нормативы технологических потерь по абсолютной величине (дельтаW ) на регулируемый период определяются: НТПЭ.Р дельтаW = дельтаW + дельтаW + дельтаW , (2) НТПЭ.Р у-п.р н.р погр.Б где дельтаW - условно-постоянные потери электроэнергии на у-п.р 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): дельтаW НТПЭ.Р дельтаW = --------------- х 100%. (3)
НТПЭ.Р% дельтаW
ОС.Р
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;](#p100079) - определяются суммарные технологические потери электроэнергии на каждом классе напряжения в абсолютной величине по [формуле 2;](#p100083) - определяются нормативные потери электроэнергии на каждом классе напряжения в процентах по отношению к отпуску электроэнергии в сеть данного класса напряжения по формуле: дельтаW НТПЭ.Р дельтаW = --------------- x 100%, (4) НТПЭ.Р% W ОС.Р где дельтаW - величина технологических потерь НТПЭ.Р электроэнергии на данном классе напряжения; W - отпуск электроэнергии в сеть данного класса напряжения ОС.Р (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](#p100594) 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](#p100393) к настоящему Порядку): За базовый период:
- показатели баланса электроэнергии [(таблица 1);](#p100396)
- структура баланса электроэнергии по классам напряжения [(таблица 2);](#p100416)
- структура технических потерь электроэнергии [(таблица 3);](#p100441)
- структура перетоков электроэнергии [(таблица 4);](#p100449)
- мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях [(таблица 5);](#p100453)
- количество и установленная мощность силовых трансформаторов [(таблица 6);](#p100515)
- количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности [(таблица 7);](#p100519)
- протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи [(таблица 8);](#p100525)
- структура технологических потерь электроэнергии [(таблица 9).](#p100560)
На регулируемый период:
- показатели баланса электроэнергии [(таблица 1);](#p100396)
- мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях [(таблица 5);](#p100453) - количество и установленная мощность силовых трансформаторов [(таблица 6);](#p100515) - количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности [(таблица 7);](#p100519)
- протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи [(таблица 8);](#p100525)
- расчет нормативов технологических потерь электроэнергии [(таблица 9);](#p100560)
- баланс электрической энергии в сетях ВН, CHI, CHII и НН (региональные электрические сети) [(таблица 10);](#p100564) - программа снижения потерь электроэнергии в электрических сетях ЭСО до уровня нормативных технологических потерь НТПЭ (дельтаW ) определяется в соответствии с [приложением 2](#p100393) НТПЭ к настоящему Порядку. 24. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды электрических сетей приведена в [приложении 4](#p100611) 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 N 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 дельтаP по формуле:
x
/ \ 2 | U |
m | 1 |
дельтаW = дельтаP x SUM x T x |------| , (1)
х х i=1 pi | U |
| ном | \ / где T - число часов работы оборудования в i-м режиме; pi U - напряжение на оборудовании в i-м режиме; i U - номинальное напряжение оборудования. ном 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)](#p100148) на основе приведенных в паспортных данных потерь мощности дельтаP . 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)
Вид оборудованияУдельные потери электроэнергии при напряжении, кВ
61015203560110154220330500750
ШР, тыс. кВт.ч/МВ.А в год848474653635323129262019
СППС, тыс. кВт.ч на ПС в год1,31,31,31,33611183199415737
Примечание - Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.
4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (далее - СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:
2
дельтаW = (0,4 + 0,1бета ) дельтаP x Т , (2) ск Q ном р где бета - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном Q периоде; дельтаР - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК ном в соответствии с паспортными данными. Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2. Таблица 2 Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах
Вид оборудодованияПотери электроэнергии, тыс. кВт.ч в год, при номинальной мощности СК, МВ.А
57,510153050100160320
СК400540675970157021603645472510260
Примечание - При мощности СК, отличной от приведенной в таблице, потери электроэнергии определяются с помощью линейной интерполяции.
5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах - батареях статических конденсаторов (далее - БК) и статических тиристорных компенсаторах (далее - СТК) - определяются по формуле: дельтаW = дельтаР S Т , (3) КУ КУ КУ р
где дельтаP - удельные потери мощности в соответствии с
КУ паспортными данными КУ;
S - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной
КУ
составляющей).
При отсутствии паспортных данных значение дельтаP
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)
Класс напряжения, кВПотери электроэнергии, тыс. кВт.ч в год по видам оборудования
РВОПНТТТНУПВЧ
60,0090,0010,061,540,01
100,0210,0010,11,90,01
150,0330,0020,152,350,01
200,0470,0040,22,70,02
350,0910,0130,43,60,02
1100,600,221,111,00,22
1541,050,401,511,80,30
2201,590,742,213,10,43
3303,321,803,318,42,12
5004,933,945,028,93,24
7504,318,547,558,84,93
Примечания
1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы.
2. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс. кВт.ч/год.
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
Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов вСуммарное сечение проводовПотери мощности на корону, кВт/км, при погоде
фазев фазе, мм2хорошаясухой снегвлажнаяизморозь
750-5x24012003,915,555,0115,0
750-4x60024004,617,565,0130,0
500-3x40012002,49,130,279,2
500-8x30024000,10,51,54,5
330-2x4008000,83,311,033,5
220ст-1x3003000,31,55,416,5
220ст/2-1x3003000,62,810,030,7
220жб-1x3003000,42,08,124,5
220жб/2-1x3003000,83,713,340,9
220-3x50015000,020,050,270,98
154-1x1851850,120,351,204,20
154/2-1x1851850,170,511,746,12
110ст-1x1201200,0130,040,170,69
110ст/2-1x1201200,0150,050,250,93
110жб-1x1201200,0180,060,301,10
110жб/2-1x1201200,0200,070,351,21
Примечания
1. Вариант 500-8x300 соответствует ВЛ 500 кВ, построенной в
габаритах 1150 кВ, вариант 220-3x500 - ВЛ 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ.
2. Варианты 220/2-1x300, 154/2-1x185 и 110/2-1x120 соответствуют двухцепным ВЛ. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.
3. Индексы "ст" и "жб" обозначают стальные и железобетонные опоры.
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.](#p100198)
Таблица 5
Удельные годовые потери электроэнергии на корону
Напряжение ВЛ, кВ, число и сечениеУдельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт.ч/км в год, в регионе
проводов в фазе1234567
750-5x240193,3176,6163,8144,6130,6115,1153,6
750-4x600222,5203,9189,8167,2151,0133,2177,3
500-3x400130,3116,8106,093,284,274,2103,4
500-8x3006,65,85,24,64,13,55,1
330-2x40050,144,339,935,232,127,539,8
220ст-1x30019,416,814,813,312,210,415,3
220ст/2-1x30036,131,227,524,722,719,328,5
220жб-1x30028,124,421,519,317,715,122,2
220жб/2-1x30048,041,536,632,930,225,737,9
220-3x5001,31,11,00,90,80,71,0
154-1x1857,26,35,54,94,63,95,7
154/2-1x18510,49,18,07,16,85,78,3
110ст-1x1201,070,920,800,720,660,550,85
110ст/2-1x1201,421,221,070,960,880,731,13
110жб-1x1201,711,461,281,151,060,881,36
110жб/2-1x1201,851,591,391,251,140,951,47
Примечание - Значения потерь, приведенные в таблицах 2 и 4, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.
Таблица 6
Распределение территориальных образований
Российской Федерации по регионам для целей
расчета потерь, зависящих от погодных условий
| N региона | Территориальные образования, входящие в регион | | --- | --- | | 1 | Республика Саха (Якутия), Хабаровский край Области: Камчатская, Магаданская, Сахалинская | | 2 | Республики: Карелия, Коми Области: Архангельская, Калининградская, Мурманская | | 3 | Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская | | 4 | Республики: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, Чувашская Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская | | 5 | Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия - Алания, Чеченская Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская | | 6 | Республика Башкортостан Области: Курганская, Оренбургская, Челябинская | | 7 | Республики: Бурятия, Хакасия, Алтай Края: Алтайский, Красноярский, Приморский Области: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская | Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается, умножая данные, приведенные в [таблицах 4](#p100186) и [5,](#p100194) на коэффициент, определяемый по формуле: 2 K = 6,88 x U - 5,88 x U , (4) U отн отн кор где U - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному отн 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
Группа погодыПотери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ
610152035110154220330500750
10,0110,0170,0250,0330,0350,0550,0630,0690,1030,1560,235
20,0940,1530,2270,3020,3240,5100,5870,6370,9531,4402,160
30,1540,2550,3760,5070,5430,8500,9781,0611,5872,4003,600
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
Номер регионаПотери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс. кВт.ч/км в год, при напряжении, кВ
610152035110154220330500750
10,210,330,480,640,691,081,241,352,013,054,58
20,220,350,520,680,731,151,321,442,153,254,87
30,280,450,670,880,951,491,711,862,784,206,31
40,310,510,751,001,071,681,932,103,144,757,13
50,270,440,650,870,921,461,681,822,724,116,18
60,220,350,520,680,731,151,321,442,153,254,87
70,160,260,390,510,550,860,991,081,612,433,66
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
Число проводов в фазе и сечение, мм2Суммарное сечение проводов в фазе, мм2Расчетный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс. кВт.ч/км в год, в районе по гололеду
1234
4x60024000,1710,2360,3000,360
8x30024000,2800,3810,4790,571
3x50015000,1220,1670,2120,253
5x24012000,1640,2230,2800,336
3x40012000,1140,1560,1970,237
2x4008000,0760,1040,1310,158
2x3006000,0700,0950,1200,143
1x3303300,0360,0500,0620,074
1x3003000,0350,0470,0600,071
1x2402400,0330,0460,0560,067
1x1851850,0300,0410,0510,061
1x1501500,0280,0390,0530,064
1x1201200,0270,0370,0460,054
1x95950,0240,0310,0380,044
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
Сечение, мм2Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВт.ч/км в год, при номинальном напряжении, кВ
6102035110220
100,140,33----
160,170,37----
250,260,551,18---
350,290,681,32---
500,330,751,52---
700,420,861,724,04--
950,550,991,924,45--
1200,601,082,054,6626,6-
1500,671,172,255,2627,0
1850,741,282,445,4629,1-
2400,831,672,807,1232,4-
300----35,280,0
400----37,490,0
500----44,4100,0
625----49,3108,0
800----58,2120,0
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](#p100241) - [4](#p100244) 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](#p100242) - [4](#p100244) 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: n m 2 дельтаW = 3 x SUM x R x SUM I x дельтаt , (5) i=1 i j=1 ij ij где n - число элементов сети; дельтаt - интервал времени, в течение которого токовую ij нагрузку I i-го элемента сети с сопротивлением R принимают ij i 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: 2 дельтаW = k k дельтаW Д , (6) нj л ф.м сут экв.j где дельтаW - потери электроэнергии за сутки расчетного сут месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть W и ср.сут конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам; k - коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре ВЛ и л принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений; 2 k - коэффициент формы графика суточных отпусков ф.м электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров); Д - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, экв.j определяемое по формуле: N j 2 2 **Д = SUM W Д / W , (7)** экв.j i=1 мi мi мр где W - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом мi дней Д ; мi W - то же, в расчетном месяце; мр N - число месяцев в j-м расчетном интервале. j При расчете потерь электроэнергии за месяц Д = Д . экв.j мi Потери электроэнергии за расчетные сутки дельтаW 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 дельтаW для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле сут [(7)](#p100260) N = 12. j 2 Коэффициент k определяется по формуле: ф.м Д 2 м 2 2 k = SUM W / (W Д ), (8) ф.м i=1 i ср.сут м где W - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца; i Д - число дней в месяце. м При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за 2 каждые сутки месяца коэффициент k определяется по формуле: ф.м 2 (Д + k Д ) Д 2 р w н.р м k = ------------------------, (9) ф.м 2 (Д + k Д ) р w н.р где Д , Д - число рабочих и нерабочих дней в месяце р н.р (Дм = Д + Д ); р н.р k - отношение значений энергии, потребляемой в средний w нерабочий и средний рабочий дни, k = W / W . w н.р р 15. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле: 2 дельтаW = k k дельтаP T k , (10) н.j л к ср j ф где дельтаР - потери мощности в сети при средних за ср расчетный интервал нагрузках узлов; 2 к - коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за ф расчетный интервал; k - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков k активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети; T - продолжительность j-го расчетного интервала, ч. j Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяется по формуле: 2 m 2 2 k = SUM P дельтаt / (P T), (11) ф i=1 i i ср где Р - значение нагрузки на i-й ступени графика i продолжительностью дельтаt , час; i m - число ступеней графика на расчетном интервале; Р - средняя нагрузка сети за расчетный интервал. ср Коэффициент k в [формуле (10)](#p100276) принимается равным 0,99. Для k сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P и Р i ср в [формуле (11)](#p100282) могут использоваться значения тока головного участка I и I . В этом случае коэффициент k принимают равным i ср k 1,02. Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле: 2 2 2 2 k = k x k x k , (12) ф ф.с ф.м ф.N 2 где k - коэффициент формы суточного графика дня ф.с контрольных замеров, рассчитанный по [формуле (11);](#p100282) 2 k - коэффициент формы графика месячных отпусков ф.N электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле: N 2 j 2 2 k = SUM W / (N x W ), (13) ф.N i=1 м.i j ср.мес где W - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного м.i интервала; W - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за ср.мес месяцы расчетного интервала. 2 При расчете потерь за месяц k = 1. ф.N 2 При отсутствии графика нагрузки значение k определяется по ф формуле: 1 + 2k 2 з k = ---------. (14) ф 3k з Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k з определяется по формуле: W T Р о max ср k = ------- = ------ = ------, (15) з P T T P max max где W - отпуск электроэнергии в сеть за время T; о T - число часов использования наибольшей нагрузки сети. max Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле: W i Р = ----, (16) ср.i T где W - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за i время T. 16. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле: дельтаW = k k дельтаP T тау , (17) н.j л k max j о где дельтаP - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки max сети; тау - относительное число часов наибольших потерь мощности, о определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал. Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле: m 2 2 тау = SUM P дельтаt / (P T ), (18) о i=1 i i max j где P - наибольшее значение из m значений P в расчетном max i интервале. Коэффициент k в [формуле (17)](#p100305) принимается равным 1,03. Для k сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р и Р i max в [формуле (18)](#p100309) могут использоваться значения тока головного участка I и I . В этом случае коэффициент k принимается i max k равным 1,0. Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле: тау = тау x тау x тау , (19) о с м N где тау - относительное число часов наибольших потерь с мощности, рассчитанное [по формуле (18)](#p100309) для суточного графика дня контрольных замеров. Значения тау и тау рассчитываются по формулам: м N 2 Д + k Д р w н.р тау = --------------; (20) м Д м N j 2 2 тау = SUM W / (N W ), (21) N i=1 м.i j м.р где W - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце. м.р При расчете потерь за месяц тау = 1. N При отсутствии графика нагрузки значение тау определяется по о формуле: 2 k + 2k 3 з тау = ---------. (22) о 3 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 Fr, мм2, отпуском электрической энергии в линию W , за 0,38 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: 2 2 W (1 + tg фи)L 1 + 2k 0,38 экв з дельтаW = k x ----------------------- x ---------, (23) н0,38 0,38 F x Д 3k г з где L - эквивалентная длина линии; экв tg фи - коэффициент реактивной мощности; k - коэффициент, учитывающий характер распределения 0,38 нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз. Эквивалентная длина линии определяется по формуле: **L = L + 0,44L + 0,22L , (24)** экв м 2-3 1 где L - длина магистрали; м L - длина двухфазных и трехфазных ответвлений; 2-3 L - длина однофазных ответвлений. 1 *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)](#p100333) подставляют длины линий, определяемые по формуле: **L = L + 4L + 0,6L , (25)** а с м где L , L , L - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, а с м соответственно. Коэффициент k определяют по формуле: 0,38 k = k (9,67 -3,32d - 1,84d ), (26) 0,38 u p p2 где d - доля энергии, отпускаемой населению; p k - коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и u равным 3 для линии 220/127 В. При использовании [формулы (23)](#p100328) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей SUML , двухфазных и трехфазных м ответвлений SUML и однофазных ответвлений SUML в [формулу](#p100328) 2-3 1 подставляется средний отпуск электроэнергии в одну линию: **W = SUMW / N, (27)** 0,38 0,38 где SUMW - суммарный отпуск энергии в N линий и среднее 0,38 сечение головных участков, а коэффициент k , определенный по 0,38 [формуле (26),](#p100343) умножается на коэффициент k , учитывающий N неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле: k = 1,25 + 0,14d . (28) N p При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимается k = 0,3; з tg = 0,6. фи 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 (дельтаU ) в процентах 1 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: тау дельтаW% = 0,7К дельтаU -------, (29) нер T макс где дельтаU - потеря напряжения в максимум нагрузки сети от шин ТП до наиболее электрически удаленного электроприемника, %; К - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нер нагрузок по фазам. Если измеренные уровни фазных напряжений на шинах ТП различны, то при определении дельтаU 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 определяется по формуле: нер 2 2 2 R R Ia + Ib + Ic н н К = 3 ----------------- x (1 + 1,5 ----) - 1,5 ----, (30) нер 2 R R (Ia + Ib + Ic) ф ф где Ia, Ib, Ic - измеренные токовые нагрузки фаз; R / R - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов. н ф При отсутствии данных о токовых нагрузках следует принимать: для линий с R / К = 1 К = 1,13; н ф нер для линий с R / R = 2 К = 1,2. н ф нер Отношение тау/Т принимают в соответствии со следующими макс данными: | T ч макс | 2000 | 3000 | 4000 | 5000 | 6000 | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | тау/Т макс | 0,46 | 0,52 | 0,6 | 0,72 | 0,77 | Относительные потери электроэнергии, % в К линиях 0,38 кВ определяются по формуле: k i SUM x дельтаW x I i=1 % i дельтаW = ----------------------, (31) %SUM K SUMI i i=1 i где дельтаW - относительные потери электроэнергии в i-й % линии, определенные по [формуле (29);](#p100354) I - максимальная нагрузка головного участка i-й линии. i 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 (дельта ), определяются как предельное значение величины погр.Б допустимого небаланса электроэнергии в целом по ЭСО с учетом данных за базовый период. ------------------------------------------------------------------ / 2 2 / дельта дельта /n 2 2 m 2 2 3 2 1 2 дельта = /SUM дельта x d + SUM дельта x d + --------- x d + --------- x d , (32) погр.Б / i=1 i i j=1 j j k 3 k 1 \/ 3 1 где дельта (дельта ) - погрешность измерительного канала i j поступившей (отпущенной) активной электроэнергии по ЭСО; d (d ) - доля поступившей (отпущенной) активной i j электроэнергии от поступления в целом по ЭСО; n - количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии; m - количество точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии крупным потребителям; k - количество точек учета 3-фазных потребителей; 3 k - количество точек учета 1-фазных потребителей; 1 d - суммарная доля потребления электроэнергии 3-фазными 3 потребителями (за минусом учтенных в "m") от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО; d - суммарная доля потребления электроэнергии 1-фазными 1 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: дельта х W погр.Б пост.Б дельтаW = -----------------------, (33) погр.Б 100 где W - поступление электроэнергии в сеть в целом по ЭСО за пост. Б базовый период. Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле: --------------------------------------- / 2 2 2 2 дельта = +/- 1,1 /дельта + дельта + дельта + дельта , (34) \/ сч тт тн л где дельта , дельта , дельта - основные допустимые сч тт тн погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %; дельта - предел допустимых потерь напряжения в линиях л 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 N 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)
N п/пПоказательЕдиница измеренияВ базовом периоде (200_ г.)На регулируемый период (200_ г.)
1Поступление электроэнергии, т.ч.:млн. кВт.ч
от генерирующих компаний;млн. кВт.ч
с ОРЭМ;млн. кВт.ч
блок-станций (сальдо)млн. кВт.ч
2Отпуск электроэнергии из сети за пределы ЭСОмлн. кВт.ч
3Отпуск в сеть (1 - 2)млн. кВт.ч
4Производственные и хозяйственные нуждымлн. кВт.ч
5Полезный отпуск электроэнергии собственным потребителяммлн. кВт.ч
6Потери электроэнергии (3 - 4 - 5), в т.ч.:млн. кВт.ч
от транзитамлн. кВт.ч
7Относительные потери в % от отпуска в сеть%
Примечание - Показатели баланса электроэнергии в целом по ЭСО должны быть представлены за два года, предшествующих базовому, для оценки динамики изменения отчетных потерь.
Таблица 1а
Показатели баланса электроэнергии в целом
по федеральной сетевой компании и межрегиональным
магистральным сетевым компаниям
__________________________________________________
(наименование)
N п/пПоказательЕдиница измеренияВ базовом периоде (200_ г.)На регулируемый период (200_ г.)
1Поступление электроэнергии, в т.ч.:млн. кВт.ч
от генерирующих компаний;млн. кВт.ч
с ОРЭМ;млн. кВт.ч
блок-станций (сальдо)млн. кВт.ч
2Отпуск электроэнергии из сетимлн. кВт.ч
3Производственные и хозяйственные нуждымлн. кВт.ч
4Потери электроэнергии (1 - 2 - 3)млн. кВт.ч
5Относительные потери в % от отпуска из сети%
Примечание - Показатели баланса электроэнергии в целом по федеральной сетевой компании и межрегиональным магистральным сетевым компаниям должны быть представлены за два года, предшествующих базовому, для оценки динамики изменения отчетных потерь.
Таблица 2
Структура баланса электроэнергии по классам напряжения ______________________ за базовый (200_ г.) (наименование ЭСО) млн. кВт.ч
N п/пСоставляющие баланса750 кВ500 кВ330 кВ220 кВ110 кВ35 - 60 кВ1 - 20 кВ0,4 кВВсего
1Поступление, в т.ч.:
от генерирующих компаний
2от соседних ЭСО, с ОРЭМ
3от блок-станций
4импорт
5трансформация из сетей
6поступление, всего (1 + 2 + 3 + 4 + 5)
7Отпуск, в т.ч.:
полезный отпуск собственным потребителям
8соседним ЭСО, на ОРЭМ
9блок-станциям
10экспорт
11трансформация в сети
12отпуск, всего (7 + 8 + 9 + 10 + 11)
13Производственные нужды ЭСО
14Отчетные потери
15Небаланс (6 - 12 - 13 - 14 = 0)
16Технологические потери, всего, в т.ч.:
17условно-постоянные
18нагрузочные
19потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергии
Таблица 3
Структура технических потерь электроэнергии _________________________ за базовый (200_ г.) (наименование ЭСО) млн. кВт.ч
U, кВВЛТрансформаторыСобственные нужды ПССК и БСКРеакторыТТ, ТН, счетчики электроэнергииПрочиеСуммарные потери электроэнергии
нагрузочныекоронанагрузочныехолостой ход
1234567891011
750
500
330
220
110
35
1 - 20
0,4
Примечание
1. В гр. 8 "Реакторы" указывается сумма потерь электроэнергии в шунтирующих и токоограничивающих реакторах.
2. В гр. 10 "Прочие" указываются условно-постоянные потери электроэнергии, приведенные в приложении
1 настоящего Порядка, в том числе: в изоляции кабелей, соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС), вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ), потери от токов утечки по изоляторам
ВЛ, расход электроэнергии на плавку гололеда.
Таблица 4
Структура перетоков электроэнергии __________________________ в базовом (200_г.) (наименование ЭСО)
Соседним ЭСО, потребителям ОРЭМКоличество классов напряженияКласс напряжения, кВПеретоки электроэнергии, млн. кВт.ч
ПриемОтдача
12345
Таблица 5 Мероприятия по снижению потерь электроэнергии
в электрических сетях
_____________________________________________ (наименование ЭСО)
Номер мероприятия <*>Идентификатор мероприятияНаименование мероприятияОбъемы мероприятий (200_ г.)Годовое снижение потерь от внедрения мероприятий, тыс. кВт.ч
123456
ВСЕГО, эффект
1Организационные мероприятия
1.1110Оптимизация мест размыкания линий 6 - 35 кВ с двусторонним питаниемРасчеты, шт.ВЛ, шт.
1.2120 121Оптимизация установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности по активной мощностишт.шт.
1.3130Перевод генераторов электростанций в режим синхронного компенсатора (СК) (сезонная работа)количество генераторов шт.МВт
1.4140Уменьшение ограничения мощности генераторов электростанцийМВт-
1.5150Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схемешт.шт.
1.6160 161 162 163Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.шт.
1.7170 171 172 173Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.-
1.8180Отключение в режимах малых нагрузок:
181 182 183 184линий электропередачи в замкнутых электрических сетях и на двухцепных линиях 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижеколичество ВЛ, шт.км
185 186 187 188трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижетыс. чМВ.А
1.9190 191 192 193Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижетыс. чМВ.А
1.10200Выравнивание нагрузок фаз в электросетях 0,38 кВшт.-
1.11210Сокращение продолжительности ремонта основного оборудования электростанций и сетей:
211 212 213 214линий 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижекмч
215 216 217 218трансформаторов 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижеМВ.Ач
220 221 222 223генераторов 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.ч
224 225 226 227синхронных компенсаторов 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.ч
228 229 231 232комплексных ремонтов оборудования распределительных устройств: ячеек, шин и др. 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижеч-
1.12240Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанцийшт.-
1.13250Стимулирование потребителей электроэнергии к выравниванию графиков нагрузкиМВт-
1.14260 261 262 263Ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения (АРН) на трансформаторах с РПН 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.-
1.15270 271 272 273Выполнение ремонтов под напряжением на ВЛ 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижекмч
3.1280Выявление хищений электроэнергии в результате проведения рейдов--
290Прочие мероприятия
2 Технические мероприятия
2.1100Установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности:шт.Мвар
110 120 130 140батарей конденсаторов (БСК) (новое строительство и расширение существующих батарей) 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.Мвар
150Замена конденсаторов, выбывших из строяшт.Мвар
160 170 180 190синхронных компенсаторов (СК) (новое строительство) 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.Мвар
200замена выбывших из строя СКшт.Мвар
240перевод генераторов, турбины которых отработали ресурс, в режим СКшт.МВ.А
250 260 270 280статических компенсаторов (СТК) 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.Мвар
2.2300 310 320 330Увеличение рабочей мощности установленных в электрических сетях синхронных компенсаторов 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.Мвар
2.3400 410 420 430Замена проводов на перегруженных линиях 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.км
2.4500Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиямшт.-
2.5600 610 620 630Замена перегруженных и установка и ввод в работу дополнительных силовых трансформаторов на эксплуатируемых подстанциях 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.МВ.А
2.6700 710 720 730Замена недогруженных силовых трансформаторов 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.МВ.А
2.7800 810 820 830 840Установка и ввод в работу: устройств РПН на трансформаторах с ПБВ 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.-
850 860 870 880регулировочных трансформаторов 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.МВ.А
2.8900 910 920 930Установка и ввод в работу на трансформаторах с РПН устройств автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРН) 220 кВ и выше 35 - 110кВ 20 кВ и нижешт.-
2.91000 1010 1020 1030Установка и ввод в работу устройств автоматического регулирования мощности батарей статических конденсаторов в электросетях 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.Мвар
2.101100 1110 1120 1130Установка и ввод в работу вольтодобавочных трансформаторов с поперечным регулированием 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.МВ.А
2.111200 1210 1220 1230 1240Оптимизация нагрузки электросетей за счет строительства: линий 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.км
1250 1260 1270 1280подстанций 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.МВ.А
1300 1310 1320 1330ввода дополнительных генераторов на электростанциях 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.мВт
2.121400 1410 1420 1430 1440Перевод электросетей на более высокое номинальное напряжение: линий 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.км
1450 1460 1470 1480подстанций 220 кВ и выше 35 - 110 кВ 20 кВ и нижешт.МВ.А
2.131510 1520Установка и ввод в работу компенсирующих устройств у промышленных потребителей: батарей конденсаторов статических компенсаторов (СТК)Мвар-
2.141600Разукрупнение распределительных линий 0,38 - 35 кВшт.-
2.151700Установка и ввод в работу батарей конденсаторов для продольной компенсацииМвар-
1800Прочие мероприятия
3Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии
3.111 12Проведение рейдов по выявлению неучтенной электроэнергии: в производственном секторе в коммунально-бытовом сектореколичество рейдов
3.220Организация равномерного снятия показаний электросчетчиков строго в установленные сроки по группам потребителейколичество проверок
3.330 31 32 33 34 35 36Установка автоматизированных систем учета электроэнергии (АСКУЭ): коммерческого учета на: подстанциях электростанциях технического учета на: подстанциях электростанцияхшт.
3.440Установка отдельных электросчетчиков для потребителей, получающих электроэнергию от трансформаторов собственных нуждшт.
3.550 51 52 53 54 55 56Проведение поверки и калибровки электросчетчиков с просроченными сроками: коммерческого учета: трехфазных однофазных технического учета: трехфазных однофазныхшт.
3.660 61 62Пломбирование: электросчетчиков клеммных крышекшт.
3.770Выделение цепей учета электроэнергии на отдельные обмотки трансформаторов токашт.
3.880 81 82 83 84 85 86Устранение недогрузки и перегрузки: цепей тока: коммерческого учета технического учета цепей напряжения: коммерческого учета технического учеташт.
3.990 91 92 93 95 96 97Устранение работы электросчетчиков в недопустимых условиях: устранение вибрации оснований, на которых установлены счетчики: коммерческого учета технического учета установка и ввод в работу электрообогрева в зимнее время электросчетчиков: коммерческого учета технического учеташт.
3.10100 101 102 103 104 105 106Установка электросчетчиков повышенных классов точности: коммерческого учета: трехфазных однофазных технического учета: трехфазных однофазныхшт.
3.11110 111 112 113 115 116 117Ремонт электросчетчиков: коммерческого учета: трехфазных однофазных технического учета: трехфазных однофазныхшт.
3.12120 121 122 123 124 125 126 127 128 129Установка дополнительных: электросчетчиков: коммерческого учета технического учета трансформаторов тока: коммерческого учета технического учета трансформаторов напряжения для: коммерческого учета технического учеташт.
3.13130Проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятий показаний электросчетчиков на электростанциях и подстанциях
3.14140Проведение проверок и обеспечение правильности работы электросчетчиков на межсистемных ВЛ и на генераторах электростанций
3.15150Установка электросчетчиков амперквадратчасов (потерь) на линияхшт.
3.16160Установка отдельных электросчетчиков учета электроэнергии, расходуемой на собственные нужды подстанцийшт.
3.17170Установка электросчетчиков коммерческого учета (АСКУЭ) на границах ЭСОшт.
3.18180Составление и анализ небалансов электроэнергии по подстанциям и электростанциямшт.
3.19190Контроль и анализ средней оплаты за электроэнергию потребителямишт.
3.20200 201 202 203Инвентаризация электросчетчиков коммерческого учета однофазных трехфазных электронныхшт.
3.21210Компенсация индуктивной нагрузки трансформаторов напряженияшт.
3.22220Установка на подстанциях с дежурным персоналом сигнализации о выходе из из строя высоковольтных предохранителей трансформаторов напряженияшт.
230Прочие мероприятия
---
<*> Номер мероприятия по типовому перечню.
Таблица 6
Количество и установленная мощность силовых трансформаторов _____________________ на конец базового (200_) года (наименование ЭСО)
Единичная мощность, кВ.АВысшее напряжение, кВКоличество и установленная мощность
шт.тыс. кВ.А
До 25003 - 20
35
От 2500 до 100003 - 20
35
110 - 154
От 10000 до 80000 включительно3 - 20
35
110 - 154
220
Более 80000110 - 154
220
330 однофазные
330 трехфазные
400 - 500 однофазные
400 - 500 трехфазные
750 - 1150
Итого:
Примечание - Резервные не используемые трансформаторы, а также специальные трансформаторы для плавки гололеда в таблицу не не включаются.
Таблица 7
Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности _________________________________________ (наименование ЭСО) на конец базового (200_) года
N п/пТипНоминальное напряжение, кВКоличество и установленная мощность
шт., группМвар
1Шунтирующие масляные реакторы3 - 20
35
110
500
750
Итого:
2СК и генераторы, в режиме СК, тыс. кВ.А-
До 15,0
от 15,0 до 37,5-
50-
От 75,0 до 100,0-
160-
Итого:
3БСК и СТК-
0,38 - 20 кВ
35 кВ-
110 кВ-
220 кВ и выше-
Итого:
Таблица 8
Протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи _________________________________ (наименование ЭСО) на конец базового (200_) года
Класс напряженияНомер строкиПротяженность, км
Воздушные линии
1. От 6 кВ и выше: 1150 кВ01
800 кВ02
750 кВ03
500 кВ04
400 кВ05
330 кВ06
220 кВ07
154 кВ08
110 кВ09
35 кВ11
20 кВ12
10 кВ13
6 кВ14
Итого (стр. 01 - 14)15
2. Ниже 6 кВ: 3 кВ16
2 кВ17
500 Вольт и ниже18
Итого (стр. 16 - 18)19
Всего (стр. 15 + 19)20
Кабельные линии
220 кВ31
110 кВ32
35 кВ33
20 кВ34
10 кВ35
6 кВ36
3 кВ37
2 кВ38
500 Вольт и ниже39
Итого (стр. 31 - 39)40
Таблица 9
Структура технологических потерь электроэнергии
___________________________________________ (наименование ЭСО) млн. кВт.ч | Класс напряжения, кВ | Технические потери электроэнергии | Потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергии | Всего | | --- | --- | --- | --- | | 750 | | | | | 500 | | | | | 330 | | | | | 220 | | | | | 110 | | | | | 35 - 60 | | | | | 1 - 20 | | | | | 0,4 | | | | | Итого | | | |
Таблица 10
Баланс электрической энергии в сетях ВН, CHI, CHII и НН _______________________________________________ (региональные электрические сети) млн. кВт.ч
N п/пПоказателиВ базовом периодеНа регулируемый период
1234
1Отпуск электроэнергии в сеть ВН, Всего, в т.ч.: от генерирующих компаний от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка) от организаций (сальдо-переток)
1.1Технологические потери электроэнергии в сети ВН то же в % к отпуску в сеть ВН
1.2Отпуск из сети ВН, в т.ч.
1.2.1потребителям сети ВН, в т.ч. собственным потребителям потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам
1.2.2Сальдо-переток в другие организации
1.2.3В сеть CHI
1.2.4В сеть СНII
2Отпуск электроэнергии в сеть CHI, в т.ч. из сети ВН в т.ч. от генерирующих компаний от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка) от других организаций (сальдо-переток)
2.1Технологические потери электроэнергии в сети CHI то же в % к отпуску в сеть CHI
2.2Отпуск из сети CHI
2.2.1Потребителям сети CHI, в т.ч: собственным потребителям потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам
2.2.2Сальдо-переток в другие организации
2.2.3В сеть СНII
2.2.4В сети НН
3Отпуск электроэнергии в сеть CHII, в т.ч. из сети ВН из сети CHI в т.ч. от генерирующих компаний от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка) от других организаций (сальдо-переток)
3.1Технологические потери электроэнергии в сети CHII то же в % к отпуску в сеть CHII
3.2Отпуск из сети CHII
3.2.1Потребителям сети CHII, в т.ч: собственным потребителям потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам
3.2.2Сальдо-переток в другие организации
3.2.3В сети НН
4Отпуск электроэнергии в сеть НН, Всего в т.ч.: из сети CHI из сети СНII в т.ч. от генерирующих компаний от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка) от других организаций (сальдо-переток)
4.1Потери электроэнергии в сети НН то же в % к отпуску в сеть НН
4.2Отпуск из сети НН
4.2.1Потребителям сети НН в т.ч. собственным потребителям потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам
4.2.2Сальдо-переток в другие организации
Приложение N 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 (дельтаW ) на каждый НПЭ.Р% год регулируемого периода вычисляются по формуле: дельтаW НПЭ.Р дельтаW = ------------ х 100%, (1) НПЭ.Р% W ОС.Р где дельтаW - абсолютная величина нормативных потерь НПЭ.Р электроэнергии на регулируемый период (млн. кВт.ч); W - отпуск электроэнергии в сеть на регулируемый период ОС.Р 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: дельтаW = дельтаW + дельтаW , (2) НПЭ.Р НТПЭ.Р МСП.Р где дельтаW - нормативные технологические потери НТПЭ.Р 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](#p100073) настоящего Порядка), млн. кВт.ч; дельтаW - норматив снижения потерь электроэнергии на МСП.Р регулируемый период, млн. кВт.ч. 3. Норматив снижения потерь электроэнергии на регулируемый период (дельтаW ) определяется по формуле: МСП.Р дельтаW - дельтаW Ф.Б НТПЭ.Б дельтаW = ---------------------------, (3) МСП.Р Т где дельтаW - фактические потери электроэнергии в базовом Ф.Б году (млн. кВт.ч); дельтаW - нормативные технологические потери НТПЭ.Б 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 (дельтаW ) учитывается при утверждении нормативных МСП.Р 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).](#p100604) Распределение этой величины по годам периода Т может быть неравномерным.
Приложение N 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.
---