Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Об утверждении методики определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям Методика определения нормативов потерь электрической энергии п

Приказ Министерства промышленности от 01.01.01 года № 20 «Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям»

(рег. № 000 от 01.01.01 года)(САЗ 09-16)

Принятие данного Приказа вызвано необходимостью определения порядка разработки нормативов технологических потерь электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям и нормативов снижения потерь электроэнергии на регулируемый период в целях снижения потерь электроэнергии в электрических сетях и обоснования тарифов за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.

МИНИСТЕРСТВА ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ПРИДНЕСТРОВСКОЙ МОЛДАВСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь

электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

Согласован:

Министерство экономики

Регистрационный № 000

На основании Указа Президента Приднестровской Молдавской Республики от 01.01.01 года № 000 "Об утверждении Положения, структуры и штатной численности аппарата Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики" (САЗ 07-10), с изменениями и дополнениями, внесенными указами Президента Приднестровской Молдавской Республики от 01.01.01 года № 000 (САЗ 07-17), от 01.01.01 года № 000 (САЗ 07-40), от 01.01.01 года № 000 (САЗ 07-45), от 01.01.01 года № 95 (САЗ 08-6), от 01.01.01 года № 000 (САЗ 08-24), от 01.01.01 года № 000 (САЗ 08-25), от 8 сентября 2008 года № 000 (САЗ 08-36), от 01.01.01 года № 54 (САЗ 09-5), приказываю:

1.Утвердить порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (прилагается).

2.Направить настоящий Приказ на государственную регистрацию в Министерство юстиции Приднестровской Молдавской Республики.

3.Настоящий Приказ вступает в силу со дня официального опубликования.

Министр П. Степанов

Приложение к Приказу

Министерства промышленности

Приднестровской Молдавской Республики

от 01.01.01 года № 20

ПОРЯДОК РАСЧЕТА И ОБОСНОВАНИЯ НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ

1. 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 (далее Порядок).

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:

а) по сетям I класса, на напряжении - 35/110/330кВ;

б) по сетям II класса, на напряжении - 0,4/6/10кВ;

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.

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.

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.

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 (Приложением № 1 к настоящему Порядку).

2. 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.

11. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций и подстанций - потребление электроэнергии приемниками, обеспечивающими необходимые условия функционирования электростанций и подстанций в технологическом процессе выработки, преобразования и распределения электрической энергии.

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

12. 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.

13. 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 к настоящему Порядку.

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

15. Нормативы условно-постоянных потерь электроэнергии 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).

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

(1)

нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды;

отпуск электроэнергии в сеть в базовом и регулируемом периодах.

17. Потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии , принимаются по результату их расчета за базовый период Методика их расчета приведена в Приложении № 1 к настоящему Порядку). Нормативы технологических потерь по абсолютной величине на регулируемый период определяются:

условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период.

18. Нормативные технологические потери электроэнергии в целом по ЭСО на регулируемый период определяются в процентах по отношению к величине прогнозируемого отпуска электроэнергии в сеть:

(3)

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

а) 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;

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

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

В базовом периоде:

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

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

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

В регулируемом периоде:

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

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

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

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

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

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

(4)

величина технологических потерь электроэнергии на данном классе напряжения;

отпуск электроэнергии в сеть данного класса напряжения.

21. 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.

22. 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.

4. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации

23. 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.

24. 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 к настоящему Порядку):

За базовый период:

б) структура баланса электроэнергии по классам напряжения (Таблица 2);

в) структура технических потерь электроэнергии (Таблица 3);

г) структура перетоков электроэнергии (Таблица 4);

д) мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях (Таблица 5);

е) количество и установленная мощность силовых трансформаторов (Таблица 6);

ж) количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (Таблица 7);

з) протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи (Таблица 8);

и) структура технологических потерь электроэнергии (Таблица 9).

На регулируемый период:

а) показатели баланса электроэнергии (Таблица 1);

б) мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях (Таблица 5);

в) количество и установленная мощность силовых трансформаторов (Таблица 6);

г) количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (Таблица 7);

д) протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи (Таблица 8);

е) расчет нормативов технологических потерь электроэнергии (Таблица 9);

ж) баланс электрической энергии в сетях I и II класса (Таблица 10);

з) программа снижения потерь электроэнергии в электрических сетях ЭСО до уровня нормативных технологических потерь НТПЭ определяется в соответствии с Приложением № 2 к настоящему Порядку.

25. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды электрических сетей приведена в Приложении № 4 к настоящему Порядку.

26. 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.

27. 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.

28. 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

к Порядку расчёта и обоснования

нормативов технологических потерь

электроэнергии при её передаче

по электрическим сетям,

утвержденному Приказом

Министерства промышленности

Приднестровской Молдавской Республики

от 01.01.01 года № 20

МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМАТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ В БАЗОВОМ ПЕРИОДЕ

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

1. Условно-постоянные потери включают в себя:

а) потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

в) 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);

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

3. Потери электроэнергии в ШР определяются по формуле (1) на основе приведенных в паспортных данных потерь мощности . 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 оборудования

Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ

ШР, тыс. кВт. ч/МВ. А
в год

СППС, тыс. кВт. ч на ПС
в год

Примечание. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент = 366/365.

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

коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде;

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.

Вид
оборудования

Потери электроэнергии, тыс. кВт. ч в год, при номинальной
мощности СК, МВ. А

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 - БСК) и статических тиристорных компенсаторах (далее - СТК) - определяются по формуле:

, (3)

удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ;

мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей).

При отсутствии паспортных данных значение принимаются равным: для БСК - 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, кВ

Потери электроэнергии, тыс. кВт. ч в год по видам оборудования

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:

а) однофазный, индукционный - 18,4;

б) трехфазный, индукционный - 92,0;

в) однофазный, электронный - 21,9;

г) 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 в фазе

Суммарное сечение проводов в фазе, мм2

Потери мощности на корону, кВт/км, при погоде

сухой снег

изморозь

Примечание

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 соответствует двухцепным ВЛ. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.

При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяются по Таблице 5.

Таблица 5

Удельные годовые потери электроэнергии на корону.

Напряжение ВЛ, кВ, число и сечение проводов в фазе

Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт. ч/км в год.

Примечание

1. Замечания потерь, приведенные в Таблицах 2 и 4, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент = 366/365.

При расчете электроэнергии на корону на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в Таблицах 4 и 5, значения Таблиц 4 и 5, умножаются на отношение , где - суммарное сечение проводов фазы, приведенное в Таблицах 4 и 5, - фактическое сечение проводов линии.

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

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 6, 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 6

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ.

Группа погоды

Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ

При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ принимаются по данным Таблицы 7.

Таблица 7

Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ.

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ,
тыс. кВт. ч/км в год, при напряжении, кВ

9. 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 8.

Таблица 8

Потери электроэнергии в изоляции кабелей.

Сечение,
мм2

Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВт. ч/км
в год, при номинальном напряжении, кВ

10. Расчет норм расхода электроэнергии на собственные нужды (далее - СН) подстанций определяется согласно Приложению № 5 к настоящему Порядку.

2. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии.

11. 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).

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

, (5)

число элементов сети;

D tij

интервал времени, в течение которого токовую нагрузку Iij i -го элемента сети с сопротивлением Ri принимают неизменной;

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).

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

Δ W 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;

k ф. м 2

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

Дэкв j

эквивалентное число дней в j - м расчетном интервале, определяемое по формуле:

, (7)

отпуск электроэнергии в сеть в i -м месяце с числом дней Дм i ;

то же, в расчетном месяце;

N j

число месяцев в j -м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц Дэкв j = Дм i .

Потери электроэнергии за расчетные сутки Δ W 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 Δ W сут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (7) Nj = 12. Коэффициент k 2 ф. м определяется по формуле:

, (8)

i -й день месяца;

число дней в месяце.

При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент k 2 ф. м определяется по формуле:

, (9)

Д р, Дн. р

число рабочих и нерабочих дней в месяце (Дм = Др +Д н. р );

отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни kw = W н. р / W р .

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

, (10)

Δ P ср

Потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов;

k 2 ф

коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал;

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)

значение нагрузки на i -й ступени графика продолжительностью ∆ ti , час;

число ступеней графика на расчетном интервале;

Коэффициент kk в формуле (10) принимается равным 0,99. Для сетей 6-10 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P i и P ср в формуле (11) могут использоваться значения тока головного участка Ii и I ср. В этом случае коэффициент kk принимают равным 1,02.

Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

, (12)

k 2 ф. с

коэффициент формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (11);

k 2 ф. N

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

, (13)

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

Wср. мес

среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.

При расчете потерь за месяц k 2 ф. N k ф 2 определяется по формуле:

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kз определяется по формуле:

, (15)

W о

отпуск электроэнергии в сеть за время Т;

Т max

число часов использования наибольшей нагрузки сети.

-го в узла определяется по формуле:

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

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

Δ Pmax

потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети;

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)

P max

наибольшее значение из m значений Pi в расчетном интервале.

Коэффициент kk в формуле (17) принимается равным 1,03. Для сетей 6-20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и P max в формуле (18) могут использоваться значения тока головного участка Ii и Imax . В этом случае коэффициент kk принимается равным 1,0. Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:

, (19)

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

Значения τм и τN рассчитывается по формулам:

, (21)

отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.

При расчете потерь за месяц τN = 1. При отсутствии графика нагрузки значение τо определяется по формуле:

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

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

а) оценка потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети;

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

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

Потери электроэнергии в линиях 0,38 кВ со средним сечением головных участков F r , мм2, отпуском электрической энергии в линии W0,38, тыс. кВт. ч, 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)

эквивалентная суммарная длина линий, км;

средний коэффициент реактивной мощности;

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

Эквивалентная длина линии определяется по формуле:

суммарная длина магистрали;

суммарная длина двухфазных и трехфазных ответвлений;

суммарная 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:

(25)

д) оперативные цепи и цепи управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

е) обогрев ячеек комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН) (с аппаратурой релейной защиты (РЗ) и автоматики, счетчиками или выключателями) и релейных шкафов наружной установки;

ж) обогрев приводов и баков масляных выключателей;

з) обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;

и) обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств регулировки напряжения под нагрузкой (РПН);

к) обогрев электродвигательных приводов разъединителей;

л) обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;

м) обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;

н) электродвигатели компрессоров;

о) обогрев воздухосборников;

п) электропитание аппаратуры связи и телемеханики;

р) небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

с) прочие: дренажные насосы, устройства РПН, дистилляторы, мелкие станки и приспособления и т. д.

К собственным нуждам подстанций относятся также электроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования подстанций: кондиционирование помещения щита управления.

В состав электроприемников собственных нужд подстанций не должны включаться потребители, относящиеся к хозяйственным нуждам энергосистем.

2. Порядок расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

Расчет годовой нормы расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции производится суммированием годовых норм расхода электроэнергии отдельными токоприемниками.

Нормы расхода электроэнергии отдельными токоприемниками представлены в Таблицах 1-6 настоящего Приложения.

Представленные в настоящей инструкции нормы даны для умеренно теплого климатического района, к которому относится территория Приднестровской Молдавской Республики.

Для месячного и квартального нормирования в Таблице 7 дается ориентировочное распределение расхода электроэнергии на собственные нужды в процентах от годового.

Норма расхода по каждой позиции определяется по выражению:

W = w 0 K ед t

где, w 0 - норма расхода электроэнергии на единицу (группу) оборудования или в целом по подстанции (Таблица 1-6 настоящего Приложения)

K ед - количество единиц оборудования.

Таблица 1

Нормы расхода электроэнергии токоприемниками собственных нужд на единицу оборудования подстанции, тыс. кВт·ч/год

Наименование

Наименование

Напряжение подстанции, кВ

электроприемников СН

единицы оборудования

Обдув и охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов

Трансформатор, автотрансформатор типа Д, ДЦ, Ц

Таблица 2

Обогрев ОПУ

Подстанция

Таблица 3

Вентиляция и освещение ОПУ

Обогрев помещения дежурного персонала

Обогрев ЗРУ

Наружное освещение

Зарядно-подзарядные устройства

Вентиляция аккумуляторной

Оперативные цепи и цепи управления (на подстанциях с переменным оперативным током)

Обогрев приводов отделителей (ОД) и короткозамыкателей (КЗ)

Обогрев ячеек КРУН и релейных шкафов наружной установки, обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях

Ячейка КРУН, шкаф, эл. счетчик

Таблица 4

Обогрев выключателей

Таблица 5

Электродвигатели компрессоров

Таблица 6

Обогрев компрессорной

Подстанция

≤ 3 компрессоров - 12,0

≥ 4 компрессоров - 15,0

Вентиляция компрессорной

≤ 3 компрессоров - 3,0

≥ 4 компрессоров - 3,5

Обогрев воздухосборников

Подстанция

Обогрев электродвигательных приводов разъединителей

РВД 330-500 кВ

Обогрев насосной пожаротушения

Подстанция

Аппаратура связи и телемеханики

Подстанция

Прочие (небольшой ремонт, устройства РПН, дистилляторы, вентиляция ЗРУ, обогрев и освещение проходной)

Таблица 2

Нормы расхода электроэнергии на обдув и охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов типа Д, Ц, ДЦ, тыс. кВтч/год

Тип и мощность трансформатора

ТДТН-16000/110/66

ТРДЦН-63000

АТДЦТН-200000

Примечания:

1. Нормы даны для средней загрузки трансформаторов, равной 70% номинальной. При загрузке, отличающейся от указанной, производится пропорциональный пересчет.

2. Для трансформаторов и автотрансформаторов, не вошедших в таблицу, норма расхода электроэнергии определяется, исходя из мощности охлаждающих устройств и времени их работы, принимаемой равной 4380 часов для трансформаторов с обдувом и времени работы трансформаторов при системах охлаждения ДЦ, Ц.

Таблица 3

Нормы расхода электроэнергии на обогрев, вентиляцию и освещение помещений ОПУ, тыс. кВтч/год

Тип ОПУ (размер)

Расход электроэнергии

Вентиляция

Освещение

I (12м х 42м)

II (12м х 36м)

III (12м х 24м)

IV (12м х 18м)

VI (12м х 48м)

Примечание. Для ОПУ, отличных от указанных в таблице, расход электроэнергии на обогрев пересчитывать с учетом площади реального ОПУ, взяв за основу ОПУ I.

Таблица 4

Нормы расхода электроэнергии на обогрев ячеек КРУН, релейных шкафов наружной установки, электросчетчиков, тыс. кВт·ч/год

Климатический

К-34, К-30, К-36

К-37, К-6У и другие

Ячейка с аппаратурой РЗ м автоматики, счетчиками, выключателем

Ячейка с аппаратурой РЗ и автоматики

Ячейка со счетчиками*

Ячейка с выключателем

Умеренно теплый (для ПМР)

Таблица 5

Нормы расхода электроэнергии на подогрев механизмов приводов масляных выключателей, баков масляных выключателей и шкафов воздушных выключателей (на 3 полюса), тыс. кВт·ч/год

Напряжение,

Тип выключателя

ВТ-35, ВТД-35

У-110-8, МКП-110 Си

Таблица 6

Нормы расхода электроэнергии на электродвигатели компрессоров на один воздушный выключатель, тыс. кВт·ч/год

Напряжение, кВ

Тип выключателя

Примечание. Расход электроэнергии на электродвигатели компрессоров на одну подстанцию не менее 20 тыс. кВт·ч/год, независимо от числа воздушных выключателей.

Таблица 7

Помесячное распределение годовых норм расхода электроэнергии токоприемниками собственных нужд подстанций, %

Наименование

электроприемников

Обогрев оборудования

(приводов выключателей, разъединителей, РПН, ячеек КРУН, воздухосборников

Обогрев помещений

Внутреннее и наружное

освещение

* По тем же нормам рассчитывается обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях.

По остальным электроприемникам норма расхода электроэнергии в течение года распределяется равномерно.

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

"...3. Технологические потери электроэнергии (далее - ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям ТСО, ФСК и МСК включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных 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 потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. Объем () технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (приложение 1 к настоящей Инструкции)..."

Источник:

Приказ Минэнерго РФ от 30.12.2008 N 326 (ред. от 01.02.2010) "Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям" (вместе с "Инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям") (Зарегистрировано в Минюсте РФ 12.02.2009 N 13314)

Официальная терминология . Академик.ру . 2012 .

Смотреть что такое "Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям" в других словарях:

СТО Газпром 2-2.3-141-2007: Энергохозяйство ОАО "Газпром". Термины и определения - Терминология СТО Газпром 2 2.3 141 2007: Энергохозяйство ОАО "Газпром". Термины и определения: 3.1.31 абонент энергоснабжающей организации: Потребитель электрической энергии (тепла), энергоустановки которого присоединены к сетям… …

ГОСТ Р 53953-2010: Электросвязь железнодорожная. Термины и определения - Терминология ГОСТ Р 53953 2010: Электросвязь железнодорожная. Термины и определения оригинал документа: 39 (железнодорожная) телеграфная сеть: Сеть железнодорожной электросвязи, представляющая собой совокупность коммутационных станций и узлов,… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

система - 4.48 система (system): Комбинация взаимодействующих элементов, организованных для достижения одной или нескольких поставленных целей. Примечание 1 Система может рассматриваться как продукт или предоставляемые им услуги. Примечание 2 На практике… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

Об утверждении Методики определения нормативов потерь электрической энергии

Документ с изменениями, внесенными:
(Официальный интернет-портал правовой информации www.pravo.gov.ru, 28.09.2016, N 0001201609280017).
____________________________________________________________________

В соответствии с (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 47, ст.6105)

приказываю:

Утвердить прилагаемую Методику определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

Министр
А.Новак

Зарегистрировано
в Министерстве юстиции
Российской Федерации
17 сентября 2014 года,
регистрационный N 34075

Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям

I. Общие положения

1. Настоящая Методика разработана в соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2013 года N 1019 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации в целях изменения порядка нормирования потерь электрической энергии на основе сравнительного анализа" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 47, ст.6105) и устанавливает порядок определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче:

по единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС) на основе технологических потерь электрической энергии в объектах электросетевого хозяйства, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии, с учетом технических характеристик линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, определяющих величину переменных потерь в соответствии с технологией передачи и преобразования электрической энергии, условно-постоянных потерь для линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства (далее - технологические потери электрической энергии);

по электрическим сетям территориальных сетевых организаций на основе сравнительного анализа потерь электрической энергии.

II. Определение нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по единой национальной (общероссийской) электрической сети

2. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС на основе технологических потерь электрической энергии определяются как в целом по ЕНЭС, так и с дифференциацией по уровням напряжения (приложение N 1 к настоящей Методике):

330 кВ и выше - по филиалам организации по управлению ЕНЭС - магистральным электрическим сетям (далее - МЭС);

220 кВ и ниже - по субъектам Российской Федерации, в которых организация по управлению ЕНЭС оказывает услуги по передаче электрической энергии.

3. Технологические потери электрической энергии рассчитываются на основании данных за отчетный период, равный календарному году, предшествующему году, в котором утверждены нормативы потерь (далее - базовый год), в объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих организации по управлению ЕНЭС на праве собственности или на ином законном основании, с использованием которых такая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС, в соответствии с Инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям , утвержденной приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 года N 326 (зарегистрирован Минюстом России 12 февраля 2009 года, регистрационный N 13314), с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 1 февраля 2010 года N 36 (зарегистрирован Минюстом России 27 февраля 2010 года, регистрационный N 16520) (далее - Инструкция).

4. напряжения 330 кВ и выше по j-му МЭС на регулируемый период () определяется по формуле:

где:

- технологические потери электрической энергии на уровне напряжения 330 кВ и выше по j-му МЭС за базовый год, тыс.кВт·ч;

- суммарный отпуск электрической энергии из сети 330 кВ и выше по j-му МЭС за базовый год, тыс.кВт·ч.

5. Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС по уровню напряжения 220 кВ и ниже по i-му субъекту Российской Федерации, в котором организация по управлению ЕНЭС оказывает услуги по передаче электрической энергии, на регулируемый период () определяется по формуле:

где:

- суммарный отпуск электрической энергии из сети 220 кВ и ниже в i-м субъекте Российской Федерации за базовый год, тыс.кВт·ч;

- технологические потери электрической энергии на уровне напряжения 220 кВ и ниже в i-м субъекте Российской Федерации за базовый год, тыс.кВт·ч;

- технологические потери электрической энергии на уровне напряжения 330 кВ и выше за базовый год, отнесенные на уровень напряжения 220 кВ и ниже в i-м субъекте Российской Федерации (тыс.кВт·ч), определяемые по формуле:

где:

- суммарный отпуск электрической энергии из сети 330 кВ и выше потребителям услуг по передаче электрической энергии на уровне напряжения 330 кВ и выше, в том числе потребителям услуг по передаче электрической энергии, непосредственно подключенным к шинам подстанций 330 кВ и выше и 220 кВ и ниже, по j-му МЭС за базовый год, тыс.кВт·ч;

- суммарный отпуск электрической энергии из сети 220 кВ и ниже по j-му МЭС за базовый год, тыс.кВт·ч.

6. Норматив потерь электрической энергии при ее передаче в целом по ЕНЭС на регулируемый период () определяется по формуле:

где:

- суммарный отпуск электрической энергии из сети ЕНЭС за базовый год (тыс.кВт·ч), определяемый по формуле:

Технологические потери электрической энергии в ЕНЭС за базовый год (тыс.кВт·ч), определяемые по формуле:

n - количество МЭС;

m - количество субъектов Российской Федерации.

III. Определение нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций

7. Сравнительный анализ потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций (далее - сравнительный анализ) проводится в отношении технологических потерь электрической энергии.

8. Технологические потери электрической энергии рассчитываются за базовый год в объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих территориальным сетевым организациям на праве собственности или на ином законном основании, с использованием которых такие организации оказывают услуги по передаче электрической энергии, в соответствии с Инструкцией .

9. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций на основе сравнительного анализа определяются по следующим уровням напряжения:

высокое напряжение (ВН) - 110 кВ и выше, за исключением объектов электросетевого хозяйства и (или) их части, переданных в аренду организацией по управлению ЕНЭС территориальным сетевым организациям;

среднее первое напряжение (СН1) - 35 кВ;

среднее второе напряжение (СН2) - 20-1 кВ;

низкое напряжение (НН) - ниже 1 кВ.

10. Для проведения сравнительного анализа формируется выборка из состава территориальных сетевых организаций, объем потерь электрической энергии в электрических сетях которых составляет не менее 90% от суммарного объема потерь электрической энергии в территориальных распределительных сетях за базовый год.

Сравнительный анализ проводится на основе информации о территориальных сетевых организациях за базовый год по соответствующему уровню напряжения, в том числе:
приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

о структуре баланса электрической энергии по уровням напряжения;
(Абзац дополнительно включен с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

о структуре технологических потерь электрической энергии;
(Абзац дополнительно включен с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

о протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, с использованием которых территориальная сетевая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии;
(Абзац дополнительно включен с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

о количестве и номинальной мощности силовых трансформаторов, с использованием которых территориальная сетевая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии.
(Абзац дополнительно включен с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

11. В выборку включаются территориальные сетевые организации, для которых по соответствующему уровню напряжения технологические потери электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в электрическую сеть, в том числе нагрузочные и условно-постоянные потери (далее - относительные потери) не превышают предельных уровней потерь электрической энергии, определяемых по формуле:

где:

- индекс, обозначающий технологические, нагрузочные, условно-постоянные потери электрической энергии;

- предельный уровень потерь электрической энергии , %;

- средняя арифметическая величина относительных потерь электрической энергии , %;

- стандартное отклонение, определяемое по формуле:

n - количество территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения, шт.;

- относительные потери электрической энергии территориальной сетевой организации , %.
приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875 .

12. По уровням напряжения ВН и СН1 территориальные сетевые организации, вошедшие в выборку, распределяются на четыре группы в зависимости от соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, а также в зависимости от соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов (приложение N 2 к настоящей Методике).

По уровню напряжения СН2 территориальные сетевые организации, вошедшие в выборку, распределяются на четыре группы в зависимости от доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, а также в зависимости от соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов (приложение N 2 к настоящей Методике).

По уровню напряжения НН территориальные сетевые организации, вошедшие в выборку, распределяются на две группы в зависимости от доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении (приложение N 2 к настоящей Методике).
(Пункт в редакции, введенной в действие с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875 .

13. Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций () определяется для каждой группы территориальных сетевых организаций, вошедших в выборку, по следующей формуле:

где:

- средняя арифметическая величина относительных потерь электрической энергии для каждой группы территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения за базовый год, %;

- стандартное отклонение, определяемое по формуле (8), применяемой к относительным потерям электрической энергии для каждой группы территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения, %.

Значения относительных потерь электрической энергии, используемых для расчета нормативов потерь электрической энергии по уровням напряжения ВН, СН1 и СН2, не могут превышать предельные значения величин условно-постоянных потерь электрической энергии на холостой ход силовых трансформаторов, с использованием которых территориальная сетевая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии по соответствующему уровню напряжения () определяемым по формуле:

,(тыс.кВт·ч), (10)

где:

- расчетная величина потерь мощности холостого хода силовых трансформаторов соответствующая средней арифметической величине мощности силовых трансформаторов группы , с номинальной мощностью k , определяемая в соответствии с приложением N 3 к настоящей Методике, MB·А;

- число силовых трансформаторов в группе с номинальной мощностью k .

Величина значения относительных потерь электрической энергии, используемых для расчета нормативов потерь электрической энергии по уровню напряжения НН, не могут превышать 15% от отпуска электрической энергии в электрическую сеть.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875 .

14. Для территориальных сетевых организаций, которые не используют линии электропередачи для оказания услуг по передаче электрической энергии по уровням напряжения ВН и СН1, применяются нормативы потерь, предусмотренные по уровням напряжения для групп территориальных сетевых организаций с большим значением соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении.

Для территориальных сетевых организаций, которые не используют линии электропередачи для оказания услуг по передаче электрической энергии по уровню напряжения СН2, применяются нормативы потерь, предусмотренные по уровням напряжения для групп территориальных сетевых организаций с меньшим значением доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении.

Для территориальных сетевых организаций, которые не используют трансформаторы для оказания услуг по передаче электрической энергии по уровням напряжения ВН, СН1 и СН2, с целью определения величины потерь электрической энергии применяются нормативы потерь, предусмотренные по уровням напряжения для групп территориальных сетевых организаций с большим значением соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875 .

Приложение 1. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС для организации по управлению ЕНЭС на регулируемый период

Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС для организации по управлению ЕНЭС на регулируемый период ___________________

Наименование филиала организации по управлению ЕНЭС - магистральных	Наименование субъекта Российской Федерации, в котором	Суммарный отпуск электрической энергии из сети, тыс.кВт·ч		Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС по уровню	Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС по уровню
электрических сетей	организация по управлению ЕНЭС оказывает услуги по передаче электрической энергии	330 кВ и выше	220 кВ и ниже	напряжения "330 кВ и выше", % от суммарного отпуска электрической энергии из сети "330 кВ и выше"	напряжения "220 кВ и ниже", % от суммарного отпуска электрической энергии из сети "220 кВ и ниже"
В целом по ЕНЭС

Приложение N 2. Соотношения величин отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую...

Приложение N 2

потерь электрической энергии
при ее передаче по электрическим сетям
(В редакции, введенной в действие
с 9 октября 2016 года
приказом Минэнерго России
от 31 августа 2016 года N 875 . -
См. предыдущую редакцию)

Соотношения величин отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов, а также доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении

Отпуск электрической энергии в электрическую сеть / суммарная протяженность воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, тыс.кВт·ч/км	энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов, тыс.кВт·ч/МВ·А
Высокое напряжение
3500 и менее	2000 и менее
3500 и менее
	2000 и менее
Среднее первое напряжение
700 и менее	2000 и менее
700 и менее
	2000 и менее

Доля протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, %	Соотношение величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов, тыс.кВт·ч/МВ·А
Среднее второе напряжение
	2000 и менее
30 и менее	2000 и менее
30 и менее

Доля протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, %

Низкое напряжение

30 и менее

________________
При определении протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи низкого напряжения учитываются только трехфазные участки линий.

Приложение N 3 к Методике. Удельные расчетные величины потерь на холостой ход силовых трансформаторов

Приложение N 3
к Методике определения нормативов
потерь электрической энергии
при ее передаче по электрическим сетям
(Дополнительно включено
с 9 октября 2016 года
приказом Минэнерго России
от 31 августа 2016 года N 875)

Удельные расчетные величины потерь на холостой ход силовых трансформаторов

Средняя арифметическая величина мощности силовых трансформаторов, MB·А	Предельная расчетная величина потерь холостого хода, , кВт/шт.
Среднее второе напряжение
Среднее первое напряжение
Высокое напряжение (110-150 кВ)
Высокое напряжение (220 кВ)

Редакция документа с учетом
изменений и дополнений подготовлена
АО "Кодекс"

потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

потери в синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах, шунтирующих реакторах (далее – ШР);

потери в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее – СППС);

потери в системе учета электроэнергии (трансформаторах тока (далее – ТТ), трансформаторах напряжения (далее – ТН), счетчиках и соединительных проводах);

потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;

потери 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);

расход электроэнергии на плавку гололеда.

2. Потери электроэнергии холостого хода (далее – ХХ) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода ΔP х, по формуле:

КВт.ч, (1)

Напряжение на трансформаторе (автотрансформаторе) определяется с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.

Допускается для силовых трансформаторов (автотрансформаторов) потери мощности ХХ определять с учетом их технического состояния и срока службы путем измерений этих потерь методами, применяемыми на заводах–изготовителях при установлении паспортных данных трансформаторов (автотрансформаторов). При этом в обосновывающие материалы целесообразно включать официально заверенные в установленном порядке протоколы измерений потерь мощности ХХ.

3. Потери электроэнергии в ШР определяются по формуле (1) на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности ΔP р. Допускается определять потери в ШР на основе данных таблицы 1. Потери электроэнергии в сборных шинах распределительных устройств подстанций определяются на основе данных таблицы 1.

Таблица 1

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

Вид оборудования

Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ

ШР, тыс.кВт.ч/МВ·А в год

СППС, тыс.кВт.ч на ПС в год

Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств ТП 6-20/0,4 кВ не рассчитываются.

Если при определении нормативных технологических потерь электроэнергии выполнялись расчеты потерь электроэнергии в шинопроводах подстанций, потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств не рассчитываются.

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

КВт.ч, (2)

Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.

Таблица 2

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

Вид оборудо-вания	Потери электроэнергии, тыс.кВт.ч в год, при номинальной мощности СК, МВА
П р и м е ч а н и я: 1. При мощности СК, отличной от приведенной в таблице, потери электроэнергии определяются с помощью линейной интерполяции. 2. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

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

, кВт.ч, (3)

При отсутствии паспортных данных оборудования значение ΔР КУ принимается 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, кВ	Потери электроэнергии, тыс.кВт.ч в год, по видам оборудования
П р и м е ч а н и я 1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы. 2. Потери в трех однофазных ТН принимаются равными потерям в одном трехфазном ТН. 3. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс.кВтч/год. 4. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365. 5. Потери электроэнергии в ТТ и ТН включают потери в счетчиках, входящих в состав измерительных комплексов.

Потери электроэнергии в электрических счетчиках прямого включения 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 в фазе		Удельные потери мощности на корону, кВт/км, при видах погоды
			сухой снег		изморозь
220ст/2-1х300
220жб/2-1х300
110ст/2-1х120
110жб/2-1х120
П р и м е ч а н и я 1. Вариант 500-8х300 соответствует ВЛ 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220-3х500 – ВЛ 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ. 2. Варианты 220/2-1х300, 154/2-1х185 и 110/2-1х120 соответствуют двухцепным ВЛ. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь. 4. Для линий на деревянных опорах применяют данные, приведенные в таблице для линий на стальных опорах.

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 субъектов Российской Федерации по регионам приведено в таблице 6.

Таблица 5

Удельные годовые потери электроэнергии на корону

Напряжение ВЛ, кВ, число и сечение проводов в фазе	Удельные потери электроэнергии на корону, тыс.кВт.ч/км в год, в регионе
220ст/2-1х300
220жб/2-1х300
110ст/2-1х120
110жб/2-1х120
П р и м е ч а н и я 1. Значения потерь, приведенные в таблицах 4 и 5, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365. 2. Для линий на деревянных опорах применяют данные, приведенные в таблице для линий на стальных опорах.

При расчете потерь электроэнергии на корону на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в таблицах 4 и 5, значения таблиц 4 и 5, умножаются на отношение F т /F ф, где F т – суммарное сечение проводов фазы, приведенное в таблицах 4 и 5; F ф – фактическое сечение проводов линии.

Таблица 6

Распределение субъектов Российской Федерации по регионам

№ региона	Территориальные образования, входящие в регион
	Республика Саха (Якутия), Хабаровский край Области: Камчатская, Магаданская, Сахалинская.
	Республики: Карелия, Коми Области: Архангельская, Калининградская, Мурманская
	Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская
	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
	Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия-Алания, Чеченская Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская
	Республика Башкортостан Области: Курганская, Оренбургская, Челябинская
	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 умножением данных, приведенных в таблицах 4 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле:

K U кор = 6,88 U 2 отн – 5,88 U отн, (4)

В случае отрицательного значения коэффициента, определяемого по формуле (4), (при низких рабочих напряжениях) значение коэффициента принимается равным нулю.

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 объединяются 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 погоды	Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ

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 региона	Удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс.кВт.ч/км в год, при напряжении, кВ
П р и м е ч а н и е - Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

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, мм 2	Суммарное сечение проводов в фазе, мм 2	Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс.кВт.ч/км в год, в районе по гололеду
1х95 и менее
П р и м е ч а н и я: 1. Удельный расход приведен в расчете на три фазы. 2. Значения расхода, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете расхода в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

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

Удельные потери электроэнергии в изоляции кабелей

Сечение, мм 2	Удельные потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс.кВт.ч/км в год, при номинальном напряжении, кВ
П р и м е ч а н и е - Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

11. Расход электроэнергии СН подстанций определяется на основе приборов учета, установленных на высшей стороне трансформаторов собственных нужд (далее - ТСН). При установке прибора учета на низшей стороне ТСН потери электроэнергии в ТСН, рассчитанные в соответствии с настоящей Инструкцией, добавляются 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.