Приказ Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 N 267

"Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям"
Редакция от 16.07.2007 — Документ не действует
Показать изменения

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 ред. Приказа Минпромэнерго РФ от 16.07.2007 N 266)

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

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

3. Контроль за исполнением настоящего Приказа оставляю за собой.

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

(в ред. Приказа Минпромэнерго РФ от 16.07.2007 N 266)

1. Настоящее Положение определяет порядок рассмотрения и утверждения нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - нормативы).

2. Утверждению в соответствии с настоящим Положением подлежат нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в процентах по отношению к отпуску электрической энергии в сеть для электросетевой организации (далее - ЭСО) (для федеральной сетевой компании и межрегиональной магистральной сетевой компании - по отношению к отпуску электроэнергии из сети своей компании).

3. Для утверждения нормативов организация, до 1 июня года, предшествующего периоду регулирования, представляет в Минпромэнерго России заявление с обосновывающими материалами в соответствии с пунктом 8 настоящего Положения.

4. Материалы по обоснованию нормативов подлежат обязательной регистрации в журнале учета документов по нормативам в день их поступления в Минпромэнерго России.

Каждому заявлению, поступившему в Минпромэнерго России, присваивается номер, указывается время, число, месяц и год поступления, а также проставляется штамп Минпромэнерго России.

5. После регистрации материалы по обоснованию нормативов передаются на рассмотрение в Департамент электроэнергетики Минпромэнерго России. (в ред. Приказа Минпромэнерго РФ от 16.07.2007 N 266)

Документы, содержащие коммерческую и служебную тайну, должны иметь соответствующую отметку.

6. Процедура утверждения нормативов проводится путем рассмотрения соответствующих дел.

7. Для организации работы по утверждению нормативов образуется Комиссия по утверждению нормативов (далее - Комиссия), а также определяется уполномоченный по делу из числа сотрудников Департамента электроэнергетики Минпромэнерго России. (в ред. Приказа Минпромэнерго РФ от 16.07.2007 N 266)

8. По каждому заявлению организации открывается дело об утверждении нормативов, в которое подшиваются следующие материалы:

1) письменное заявление об утверждении нормативов, к которому прилагаются копии учредительных и регистрационных документов, справка налогового органа о постановке на учет;

2) документы, обосновывающие значения нормативов, представленных к утверждению, в соответствии с перечнем и требованиями Порядка расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - Порядок).

Дело содержит опись документов, хранящихся в нем, в которой для каждого документа указываются: его порядковый номер в деле, дата поступления, наименование и реквизиты, количество листов, фамилия, инициалы и подпись работника Минпромэнерго России, внесшего документ в дело.

9. При накапливании в одном деле большого количества документов допускается деление дела на тома. В этом случае на титульном листе тома также указывается порядковый номер тома. Опись документов должна соответствовать фактически находящимся в данном томе документам.

10. В деле об утверждении нормативов производятся записи по следующим графам:

1) в графе "Номер документа" проставляется порядковый номер поступившего документа;

2) в графе "Дата приема" проставляется дата приема (поступления) документов (в том числе по дополнительному запросу);

3) в графе "Поступившие документы" указывается наименование поступившего документа и количество листов;

4) в графе "Документы принял" указываются фамилия и инициалы уполномоченного по делу об утверждении нормативов и ставится его подпись;

5) в графе "Принятое решение" указываются сведения о результате рассмотрения представленных документов.

11. Уполномоченный по делу в недельный срок с даты регистрации проверяет правильность оформления материалов по нормативам: комплектность; наличие указанных приложений; наличие удостоверяющих реквизитов (подписи, штампа, регистрационного номера, фамилии и номера телефона заявителя), проводит анализ представленных материалов на предмет их соответствия требованиям, указанным в Порядке, и направляет организации извещение об открытии дела с указанием должности, фамилии, имени и отчества лица, назначенного уполномоченным по делу, а также даты рассмотрения дела по утверждению нормативов.

12. Минпромэнерго России организует проведение экспертизы материалов, обосновывающих значения нормативов, представленных на утверждение.

13. Срок проведения экспертизы определяется Комиссией в зависимости от трудоемкости экспертных работ и объема представленных материалов, но не должен превышать 30 дней.

14. По результатам экспертизы составляется заключение, которое приобщается к делу об утверждении нормативов. Экспертные заключения представляются не позднее чем за две недели до даты рассмотрения Комиссией дела об утверждении нормативов.

15. Экспертные заключения помимо общих мотивированных выводов и рекомендаций должны содержать:

1) оценку достоверности данных, приведенных в предложениях об утверждении нормативов;

2) анализ соответствия расчета нормативов и формы представления предложений утвержденным нормативно-методическим документам по вопросам утверждения нормативов;

3) расчетные материалы и сводно-аналитические таблицы;

4) обосновывающие документы;

5) иные сведения.

16. Организации за 2 недели до рассмотрения дела об утверждении нормативов направляется извещение о дате, времени и месте заседания Комиссии и проект протокола Комиссии об утверждении нормативов.

17. Комиссия рассматривает на своих заседаниях представленные организациями материалы по утверждению нормативов, экспертные заключения и выносит решения по вопросу утверждения нормативов.

18. В случае если представленные материалы по своему объему, содержанию и обоснованности не позволяют сделать заключение по утверждению нормативов, то Комиссия принимает решение о необходимости дополнительной проработки материалов.

19. В течение 5 дней со дня оформления протокола издается приказ Минпромэнерго России об утверждении нормативов, включающий в себя:

1) величину утвержденных нормативов;

2) дату введения в действие нормативов;

3) сроки действия нормативов.

Выписка из приказа с приложением утвержденных нормативов, заверенная печатью Минпромэнерго России, направляется организации.

20. Приказ Минпромэнерго России об утверждении нормативов публикуется на сайте Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации.

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 электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям и нормативов снижения потерь электроэнергии на регулируемый период.

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

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

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

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

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

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

4. Для целей настоящего документа используются следующие понятия:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(1)

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

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

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

дельтаW_НТПЭ.Р = дельтаW_у-п.р + дельтаW_н.р + дельтаW_погр.Б , (2)

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

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

дельтаW_НТПЭ.Р% = дельтаW_НТПЭ.Р х 100%.   (3)
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;

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

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

дельтаW_НТПЭ.Р% = дельтаW_НТПЭ.Р x 100%,   (4)
W_ОС.Р  

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

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

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

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

IV. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации

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

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

За базовый период:

- показатели баланса электроэнергии (таблица 1);

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

- структура технических потерь электроэнергии (таблица 3);

- структура перетоков электроэнергии (таблица 4);

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

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

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

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

- структура технологических потерь электроэнергии (таблица 9).

На регулируемый период:

- показатели баланса электроэнергии (таблица 1);

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

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

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

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

- расчет нормативов технологических потерь электроэнергии (таблица 9);

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

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

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

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

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

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

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

Приложение 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 дельтаР_x по формуле:

(1)

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

U_i - напряжение на оборудовании в i-м режиме;

U_ном - номинальное напряжение оборудования.

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

3. Потери электроэнергии в ШР определяются по формуле (1) на основе приведенных в паспортных данных потерь мощности дельтаР_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 оборудования Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ
6 10 15 20 35 60 110 154 220 330 500 750
ШР, тыс. кВт.ч/МВ.А в год 84 84 74 65 36 35 32 31 29 26 20 19
СППС, тыс. кВт.ч на ПС в год 1,3 1,3 1,3 1,3 3 6 11 18 31 99 415 737

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)

где бета_Q - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде;

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

Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.

Таблица 2

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

Вид оборудования Потери электроэнергии, тыс. кВт.ч в год, при номинальной мощности СК, МВ.А
5 7,5 10 15 30 50 100 160 320
СК 400 540 675 970 1570 2160 3645 4725 10260

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_КУ = дельтаР_КУ S_КУ Т_р , (3)

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

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

При отсутствии паспортных данных значение дельтаР_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, кВ Потери электроэнергии, тыс. кВт.ч в год по видам оборудования
РВ ОПН ТТ ТН УПВЧ
6 0,009 0,001 0,06 1,54 0,01
10 0,021 0,001 0,1 1,9 0,01
15 0,033 0,002 0,15 2,35 0,01
20 0,047 0,004 0,2 2,7 0,02
35 0,091 0,013 0,4 3,6 0,02
110 0,60 0,22 1,1 11,0 0,22
154 1,05 0,40 1,5 11,8 0,30
220 1,59 0,74 2,2 13,1 0,43
330 3,32 1,80 3,3 18,4 2,12
500 4,93 3,94 5,0 28,9 3,24
750 4,31 8,54 7,5 58,8 4,93

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 в фазе Суммарное сечение проводов в фазе, мм2 Потери мощности на корону, кВт/км, при погоде
хорошая сухой снег влажная изморозь
750-5x240 1200 3,9 15,5 55,0 115,0
750-4x600 2400 4,6 17,5 65,0 130,0
500-3x400 1200 2,4 9,1 30,2 79,2
500-8x300 2400 0,1 0,5 1,5 4,5
330-2x400 800 0,8 3,3 11,0 33,5
220ст-1x300 300 0,3 1,5 5,4 16,5
220ст/2-1x300 300 0,6 2,8 10,0 30,7
220жб-1x300 300 0,4 2,0 8,1 24,5
220жб/2-1x300 300 0,8 3,7 13,3 40,9
220-3x500 1500 0,02 0,05 0,27 0,98
154-1x185 185 0,12 0,35 1,20 4,20
154/2-1x185 185 0,17 0,51 1,74 6,12
110ст-1x120 120 0,013 0,04 0,17 0,69
110ст/2-1x120 120 0,015 0,05 0,25 0,93
110жб-1x120 120 0,018 0,06 0,30 1,10
110жб/2-1x120 120 0,020 0,07 0,35 1,21

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.

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
1 2 3 4 5 6 7
750-5x240 193,3 176,6 163,8 144,6 130,6 115,1 153,6
750-4x600 222,5 203,9 189,8 167,2 151,0 133,2 177,3
500-3x400 130,3 116,8 106,0 93,2 84,2 74,2 103,4
500-8x300 6,6 5,8 5,2 4,6 4,1 3,5 5,1
330-2x400 50,1 44,3 39,9 35,2 32,1 27,5 39,8
220ст-1x300 19,4 16,8 14,8 13,3 12,2 10,4 15,3
220ст/2-1x300 36,1 31,2 27,5 24,7 22,7 19,3 28,5
220жб-1x300 28,1 24,4 21,5 19,3 17,7 15,1 22,2
220жб/2-1x300 48,0 41,5 36,6 32,9 30,2 25,7 37,9
220-3x500 1,3 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7 1,0
154-1x185 7,2 6,3 5,5 4,9 4,6 3,9 5,7
154/2-1x185 10,4 9,1 8,0 7,1 6,8 5,7 8,3
110ст-1x120 1,07 0,92 0,80 0,72 0,66 0,55 0,85
110ст/2-1x120 1,42 1,22 1,07 0,96 0,88 0,73 1,13
110жб-1x120 1,71 1,46 1,28 1,15 1,06 0,88 1,36
110жб/2-1x120 1,85 1,59 1,39 1,25 1,14 0,95 1,47

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 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле:

(4)

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

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

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

Таблица 7

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

Группа погоды Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ
6 10 15 20 35 110 154 220 330 500 750
1 0,011 0,017 0,025 0,033 0,035 0,055 0,063 0,069 0,103 0,156 0,235
2 0,094 0,153 0,227 0,302 0,324 0,510 0,587 0,637 0,953 1,440 2,160
3 0,154 0,255 0,376 0,507 0,543 0,850 0,978 1,061 1,587 2,400 3,600

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 региона Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс. кВт.ч/км в год, при напряжении, кВ
6 10 15 20 35 110 154 220 330 500 750
1 0,21 0,33 0,48 0,64 0,69 1,08 1,24 1,35 2,01 3,05 4,58
2 0,22 0,35 0,52 0,68 0,73 1,15 1,32 1,44 2,15 3,25 4,87
3 0,28 0,45 0,67 0,88 0,95 1,49 1,71 1,86 2,78 4,20 6,31
4 0,31 0,51 0,75 1,00 1,07 1,68 1,93 2,10 3,14 4,75 7,13
5 0,27 0,44 0,65 0,87 0,92 1,46 1,68 1,82 2,72 4,11 6,18
6 0,22 0,35 0,52 0,68 0,73 1,15 1,32 1,44 2,15 3,25 4,87
7 0,16 0,26 0,39 0,51 0,55 0,86 0,99 1,08 1,61 2,43 3,66

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, мм2 Суммарное сечение проводов в фазе, мм2 Расчетный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс. кВт.ч/км в год, в районе по гололеду
1 2 3 4
4x600 2400 0,171 0,236 0,300 0,360
8x300 2400 0,280 0,381 0,479 0,571
3x500 1500 0,122 0,167 0,212 0,253
5x240 1200 0,164 0,223 0,280 0,336
3x400 1200 0,114 0,156 0,197 0,237
2x400 800 0,076 0,104 0,131 0,158
2x300 600 0,070 0,095 0,120 0,143
1x330 330 0,036 0,050 0,062 0,074
1x300 300 0,035 0,047 0,060 0,071
1x240 240 0,033 0,046 0,056 0,067
1x185 185 0,030 0,041 0,051 0,061
1x150 150 0,028 0,039 0,053 0,064
1x120 120 0,027 0,037 0,046 0,054
1x95 95 0,024 0,031 0,038 0,044

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, мм2 Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВт.ч/км в год, при номинальном напряжении, кВ
6 10 20 35 110 220
10 0,14 0,33 - - - -
16 0,17 0,37 - - - -
25 0,26 0,55 1,18 - - -
35 0,29 0,68 1,32 - - -
50 0,33 0,75 1,52 - - -
70 0,42 0,86 1,72 4,04 - -
95 0,55 0,99 1,92 4,45 - -
120 0,60 1,08 2,05 4,66 26,6 -
150 0,67 1,17 2,25 5,26 27,0  
185 0,74 1,28 2,44 5,46 29,1 -
240 0,83 1,67 2,80 7,12 32,4 -
300 - - - - 35,2 80,0
400 - - - - 37,4 90,0
500 - - - - 44,4 100,0
625 - - - - 49,3 108,0
800 - - - - 58,2 120,0

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 - 4 рассчитываются на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электротехники.

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

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

(5)

где n - число элементов сети;

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

m - число интервалов времени.

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

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

(6)

где дельтаW_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;

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

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

(7)

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

W_мр - то же, в расчетном месяце;

N_j - число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц Д_экв.j = Д_мi.

Потери электроэнергии за расчетные сутки 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 (7) N_j = 12.

Коэффициент определяется по формуле:

(8)

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

Д_м - число дней в месяце.

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

(9)

где Д_р, Д_н.р - число рабочих и нерабочих дней в месяце

(Дм = Д_р + Д_н.р);

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

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

(10)

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

- коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал;

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

T_j - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

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

(11)

где Р_i - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью дельтаt_i, час;

m - число ступеней графика на расчетном интервале;

Р_ср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.

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

Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

(12)

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

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

(13)

где W_м.i - 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 = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение определяется по формуле:

= 1 + 2k_з . (14)
3k_з

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k_з определяется по формуле:

k_з = W_о = T_max = P_ср , (15)
P_maxT T P_max

где W_о - отпуск электроэнергии в сеть за время T;

T_max - число часов использования наибольшей нагрузки сети.

Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле:

Р_ср.i = W_i , (16)
T

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

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

дельтаW_н.j = k_л k_k дельтаР_max T_j тау_о , (17)

где дельтаР_max - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети;

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

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле:

(18)

где P_max - наибольшее значение из m значений P_i в расчетном интервале.

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

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

тау_о = тау_с x тау_м x тау_N, (19)

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

Значения тау_м и тау_N рассчитываются по формулам:

(20)
   
(21)

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

При расчете потерь за месяц тау_N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение тау_о определяется по формуле:

(22)

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

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

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

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

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

Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного

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

(23)

где L_экв - эквивалентная длина линии;

tg фи - коэффициент реактивной мощности;

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

Эквивалентная длина линии определяется по формуле:

L_экв = L_м + 0,44L_2-3 + 0,22L_1, (24)

где L_м - длина магистрали;

L_2-3 - длина двухфазных и трехфазных ответвлений;

L_1 - длина однофазных ответвлений.

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

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

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

L = L_а + 4L_с + 0,6L_м, (25)

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

Коэффициент k_0,38 определяют по формуле:

k_0,38 = k_u (9,67 -3,32d_p - 1,84d_p2 ), (26)

где d_p - доля энергии, отпускаемой населению;

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

При использовании формулы (23) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей SUML_м, двухфазных и трехфазных ответвлений SUML_2-3 и однофазных ответвлений SUML_1 в формулу подставляется средний отпуск электроэнергии в одну линию:

W_0,38 = SUMW_0,38 / N, (27)

где SUMW_0,38 - суммарный отпуск энергии в N линий и среднее сечение головных участков, а коэффициент k_0,38, определенный по формуле (26), умножается на коэффициент k_N, учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле:

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

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

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

Для реализации метода расчета потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжения производятся измерения уровней фазных напряжений на шинах ТП и в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки. По данным измерений определяется абсолютная и относительная величина падения напряжения (дельтаU_1) в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6 - 20/0,4 кВ.

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

дельтаW% = 0,7К_нер дельтаU тау   (29)
T_макс  

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

К_нер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам.

Если измеренные уровни фазных напряжений на шинах ТП различны, то при определении 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_нер определяется по формуле:

(30)

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

R_н / R_ф - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов.

При отсутствии данных о токовых нагрузках следует принимать:

для линий с R_н / К_ф = 1 К_нер = 1,13;
для линий с R_н / R_ф = 2 К_нер = 1,2.

Отношение тау/Т принимают в соответствии со следующими макс данными:

T_макс ч 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:

(31)

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

I_i - максимальная нагрузка головного участка i-й линии.

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

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

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

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

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

(32)

где дельта_i (дельта_j) - погрешность измерительного канала поступившей (отпущенной) активной электроэнергии по ЭСО;

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

n - количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии;

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

k_3 - количество точек учета 3-фазных потребителей;

k_1 - количество точек учета 1-фазных потребителей;

d_3 - суммарная доля потребления электроэнергии 3-фазными потребителями (за минусом учтенных в "m") от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО;

d_1 - суммарная доля потребления электроэнергии 1-фазными потребителями (за минусом учтенных в "m") от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО.

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

дельтаW_погр.Б = дельта_погр.Б х W_пост.Б , (33)
100

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

Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:

(34)

где дельта_сч, дельта_тт, дельта_тн - основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %;

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

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

Приложение 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/п Показатель Единица измерения В базовом периоде (200_ г.) На регулируемый период (200_ г.)
1 Поступление электроэнергии, т.ч.: млн. кВт.ч    
от генерирующих компаний; млн. кВт.ч    
с ОРЭМ; млн. кВт.ч    
блок-станций (сальдо) млн. кВт.ч    
2 Отпуск электроэнергии из сети за пределы ЭСО млн. кВт.ч    
3 Отпуск в сеть (1 - 2) млн. кВт.ч    
4 Производственные и хозяйственные нужды млн. кВт.ч    
5 Полезный отпуск электроэнергии собственным потребителям млн. кВт.ч    
6 Потери электроэнергии (3 - 4 - 5), в т.ч.: млн. кВт.ч    
от транзита млн. кВт.ч    
7 Относительные 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/п Показатель Единица измерения В базовом периоде (200_ г.) На регулируемый период (200_ г.)
1 Поступление электроэнергии, в т.ч.: млн. кВт.ч    
от генерирующих компаний; млн. кВт.ч    
с ОРЭМ; млн. кВт.ч    
блок-станций (сальдо) млн. кВт.ч    
2 Отпуск электроэнергии из сети млн. кВт.ч    
3 Производственные и хозяйственные нужды млн. кВт.ч    
4 Потери электроэнергии (1 - 2 - 3) млн. кВт.ч    
5 Относительные 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/п Составляющие баланса 750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 110 кВ 35 - 60 кВ 1 - 20 кВ 0,4 кВ Всего
  Поступление, в т.ч.:                  
1 от генерирующих компаний                  
2 от соседних ЭСО, с ОРЭМ                  
3 от блок-станций                  
4 импорт                  
5 трансформация из сетей                  
6 поступление, всего (1 + 2 + 3 + 4 + 5)                  
  Отпуск, в т.ч.:                  
7 полезный отпуск собственным потребителям                  
8 соседним ЭСО, на ОРЭМ                  
9 блок-станциям                  
10 экспорт                  
11 трансформация в сети                  
12 отпуск, всего (7 + 8 + 9 + 10 + 11)                  
13 Производственные нужды ЭСО                  
14 Отчетные потери                  
15 Небаланс (6 - 12 - 13 - 14 = 0)                  
16 Технологические потери, всего, в т.ч.:                  
17 условно-постоянные                  
18 нагрузочные                  
19 потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергии                  

Таблица 3

Структура технических потерь электроэнергии
_______________________________________________ за базовый (200_ г.)
(наименование ЭСО)

млн. кВт.ч

U, кВ ВЛ Трансформаторы Собственные нужды ПС СК и БСК Реакторы ТТ, ТН, счетчики электроэнергии Прочие Суммарные потери электроэнергии
нагрузочные корона нагрузочные холостой ход
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
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 ОРЭМ Количество классов напряжения Класс напряжения, кВ Перетоки электроэнергии, млн. кВт.ч
Прием Отдача
1 2 3 4 5
         
         
         
         
         

Таблица 5

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях
_______________________________________________
(наименование ЭСО)

Номер мероприятия <*> Идентификатор мероприятия Наименование мероприятия Объемы мероприятий
(200_ г.) 		Годовое снижение потерь от внедрения мероприятий, тыс. кВт.ч
1 2 3 4 5 6
    ВСЕГО, эффект    
1   Организационные мероприятия      
1.1 110 Оптимизация мест размыкания линий 6 - 35 кВ с двусторонним питанием Расчеты, шт. ВЛ, шт.  
1.2   Оптимизация установившихся режимов электрических сетей шт. шт.  
  120 по реактивной мощности      
  121 по активной мощности      
1.3 130 Перевод генераторов электростанций в режим синхронного компенсатора (СК) (сезонная работа) количество генераторов шт. МВт  
1.4 140 Уменьшение ограничения мощности генераторов электростанций МВт    
1.5 150 Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схеме шт. шт.  
1.6 160 Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями шт. шт.  
  161 220 кВ и выше      
  162 35 - 110 кВ      
  163 20 кВ и ниже      
1.7 170 Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей шт.    
  171 220 кВ и выше      
  172 35 - 110 кВ      
  173 20 кВ и ниже      
1.8 180 Отключение в режимах малых нагрузок:      
  181 линий электропередачи в замкнутых электрических сетях и на двухцепных линиях количество ВЛ, шт. км  
  182 220 кВ и выше      
  183 35 - 110 кВ      
  184 20 кВ и ниже      
  185 трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами тыс. ч МВ.А  
  186 220 кВ и выше      
  187 35 - 110 кВ      
  188 20 кВ и ниже      
1.9 190 Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой тыс. ч МВ.А  
  191 220 кВ и выше      
  192 35 - 110 кВ      
  193 20 кВ и ниже      
1.10 200 Выравнивание нагрузок фаз в электросетях 0,38 кВ шт.    
1.11 210 Сокращение продолжительности ремонта основного оборудования электростанций и сетей:      
  211 линий км ч  
  212 220 кВ и выше      
  213 35 - 110 кВ      
  214 20 кВ и ниже      
  215 трансформаторов МВ.А ч  
  216 220 кВ и выше      
  217 35 - 110 кВ      
  218 20 кВ и ниже      
  220 генераторов шт. ч  
  221 220 кВ и выше      
  222 35 - 110 кВ      
  223 20 кВ и ниже      
  224 синхронных компенсаторов шт. ч  
  225 220 кВ и выше      
  226 35 - 110 кВ      
  227 20 кВ и ниже      
  228 комплексных ремонтов оборудования распределительных устройств: ячеек, шин и др. ч    
  229 220 кВ и выше      
  231 35 - 110 кВ      
  232 20 кВ и ниже      
1.12 240 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций шт.    
1.13 250 Стимулирование потребителей электроэнергии к выравниванию графиков нагрузки МВт    
1.14 260 Ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения (АРН) на трансформаторах с РПН шт.    
  261 220 кВ и выше      
  262 35 - 110 кВ      
  263 20 кВ и ниже      
1.15 270 Выполнение ремонтов под напряжением на ВЛ км ч  
  271 220 кВ и выше      
  272 35 - 110 кВ      
  273 20 кВ и ниже      
3.1 280 Выявление хищений электроэнергии в результате проведения рейдов      
  290 Прочие мероприятия      
2 Технические мероприятия
2.1 100 Установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности: шт. Мвар  
  110 батарей конденсаторов (БСК) (новое строительство и расширение существующих батарей) шт. Мвар  
  120 220 кВ и выше      
  130 35 - 110 кВ      
  140 20 кВ и ниже      
  150 Замена конденсаторов, выбывших из строя шт. Мвар  
  160 синхронных компенсаторов (СК) (новое строительство) шт. Мвар  
  170 220 кВ и выше      
  180 35 - 110 кВ      
  190 20 кВ и ниже      
  200 замена выбывших из строя СК шт. Мвар  
  240 перевод генераторов, турбины которых отработали ресурс, в режим СК шт. МВ.А  
  250 статических компенсаторов (СТК) шт. Мвар  
  260 220 кВ и выше      
  270 35 - 110 кВ      
  280 20 кВ и ниже      
2.2 300 Увеличение рабочей мощности установленных в электрических сетях синхронных компенсаторов шт. Мвар  
  310 220 кВ и выше      
  320 35 - 110 кВ      
  330 20 кВ и ниже      
2.3 400 Замена проводов на перегруженных линиях шт. км  
  410 220 кВ и выше      
  420 35 - 110 кВ      
  430 20 кВ и ниже      
2.4 500 Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиям шт.    
2.5 600 Замена перегруженных и установка и ввод в работу дополнительных силовых трансформаторов на эксплуатируемых подстанциях шт. МВ.А  
  610 220 кВ и выше      
  620 35 - 110 кВ      
  630 20 кВ и ниже      
2.6 700 Замена недогруженных силовых трансформаторов шт. МВ.А  
  710 220 кВ и выше      
  720 35 - 110 кВ      
  730 20 кВ и ниже      
2.7 800 Установка и ввод в работу: шт.    
  810 устройств РПН на трансформаторах с ПБВ      
  820 220 кВ и выше      
  830 35 - 110 кВ      
  840 20 кВ и ниже      
  850 регулировочных трансформаторов шт. МВ.А  
  860 220 кВ и выше      
  870 35 - 110 кВ      
  880 20 кВ и ниже      
2.8 900 Установка и ввод в работу на трансформаторах с РПН устройств автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРН) шт.    
  910 220 кВ и выше      
  920 35 - 110кВ      
  930 20 кВ и ниже      
2.9 1000 Установка и ввод в работу устройств автоматического регулирования мощности батарей статических конденсаторов в электросетях шт. Мвар  
  1010 220 кВ и выше      
  1020 35 - 110 кВ      
  1030 20 кВ и ниже      
2.10 1100 Установка и ввод в работу вольтодобавочных трансформаторов с поперечным регулированием шт. МВ.А  
  1110 220 кВ и выше      
  1120 35 - 110 кВ      
  1130 20 кВ и ниже      
2.11 1200 Оптимизация нагрузки электросетей за счет строительства: шт. км  
  1210 линий      
  1220 220 кВ и выше      
  1230 35 - 110 кВ      
  1240 20 кВ и ниже      
  1250 подстанций шт. МВ.А  
  1260 220 кВ и выше      
  1270 35 - 110 кВ      
  1280 20 кВ и ниже      
  1300 ввода дополнительных генераторов на электростанциях шт. мВт  
  1310 220 кВ и выше      
  1320 35 - 110 кВ      
  1330 20 кВ и ниже      
2.12 1400 Перевод электросетей на более высокое номинальное напряжение: шт. км  
  1410 линий      
  1420 220 кВ и выше      
  1430 35 - 110 кВ      
  1440 20 кВ и ниже      
  1450 подстанций шт. МВ.А  
  1460 220 кВ и выше      
  1470 35 - 110 кВ      
  1480 20 кВ и ниже      
2.13   Установка и ввод в работу компенсирующих устройств у промышленных потребителей: Мвар    
  1510 батарей конденсаторов      
  1520 статических компенсаторов (СТК)      
2.14 1600 Разукрупнение распределительных линий 0,38 - 35 кВ шт.    
2.15 1700 Установка и ввод в работу батарей конденсаторов для продольной компенсации Мвар    
  1800 Прочие мероприятия      
     
3   Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии
3.1   Проведение рейдов по выявлению неучтенной электроэнергии: количество рейдов    
  11 в производственном секторе      
  12 в коммунально-бытовом секторе      
3.2 20 Организация равномерного снятия показаний электросчетчиков строго в установленные сроки по группам потребителей количество проверок    
3.3 30 Установка автоматизированных систем учета электроэнергии (АСКУЭ): шт.    
  31 коммерческого учета на:      
  32 подстанциях      
  33 электростанциях      
  34 технического учета на:      
  35 подстанциях      
  36 электростанциях      
3.4 40 Установка отдельных электросчетчиков для потребителей, получающих электроэнергию от трансформаторов собственных нужд шт.    
3.5 50 Проведение поверки и калибровки электросчетчиков с просроченными сроками: шт.    
  51 коммерческого учета:      
  52 трехфазных      
  53 однофазных      
  54 технического учета:      
  55 трехфазных      
  56 однофазных      
3.6 60 Пломбирование: шт.    
  61 электросчетчиков      
  62 клеммных крышек      
3.7 70 Выделение цепей учета электроэнергии на отдельные обмотки трансформаторов тока шт.    
3.8 80 Устранение недогрузки и перегрузки: шт.    
  81 цепей тока:      
  82 коммерческого учета      
  83 технического учета      
  84 цепей напряжения:      
  85 коммерческого учета      
  86 технического учета      
3.9 90 Устранение работы электросчетчиков в недопустимых условиях: шт.    
  91 устранение вибрации оснований, на которых установлены счетчики:      
  92 коммерческого учета      
  93 технического учета      
  95 установка и ввод в работу электрообогрева в зимнее время электросчетчиков:      
  96 коммерческого учета      
  97 технического учета      
3.10 100 Установка электросчетчиков повышенных классов точности: шт.    
  101 коммерческого учета:      
  102 трехфазных      
  103 однофазных      
  104 технического учета:      
  105 трехфазных      
  106 однофазных      
3.11 110 Ремонт электросчетчиков: шт.    
  111 коммерческого учета:      
  112 трехфазных      
  113 однофазных      
  115 технического учета:      
  116 трехфазных      
  117 однофазных      
3.12 120 Установка дополнительных: шт.    
  121 электросчетчиков:      
  122 коммерческого учета      
  123 технического учета      
  124 трансформаторов тока:      
  125 коммерческого учета      
  126 технического учета      
  127 трансформаторов напряжения для:      
  128 коммерческого учета      
  129 технического учета      
3.13 130 Проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятий показаний электросчетчиков на электростанциях и подстанциях      
3.14 140 Проведение проверок и обеспечение правильности работы электросчетчиков на межсистемных ВЛ и на генераторах электростанций      
3.15 150 Установка электросчетчиков амперквадратчасов (потерь) на линиях шт.    
3.16 160 Установка отдельных электросчетчиков учета электроэнергии, расходуемой на собственные нужды подстанций шт.    
3.17 170 Установка электросчетчиков коммерческого учета (АСКУЭ) на границах ЭСО шт.    
3.18 180 Составление и анализ небалансов электроэнергии по подстанциям и электростанциям шт.    
3.19 190 Контроль и анализ средней оплаты за электроэнергию потребителями шт.    
3.20 200 Инвентаризация электросчетчиков коммерческого учета шт.    
  201 однофазных      
  202 трехфазных      
  203 электронных      
3.21 210 Компенсация индуктивной нагрузки трансформаторов напряжения шт.    
3.22 220 Установка на подстанциях с дежурным персоналом сигнализации о выходе из из строя высоковольтных предохранителей трансформаторов напряжения шт.    
  230 Прочие мероприятия      

<*> Номер мероприятия по типовому перечню.

Таблица 6

Количество и установленная мощность силовых трансформаторов
_______________________________________________ на конец базового (200_) года
(наименование ЭСО)

Единичная мощность, кВ.А Высшее напряжение, кВ Количество и установленная мощность
шт. тыс. кВ.А
До 2500 3 - 20    
35    
От 2500 до 10000 3 - 20    
35    
110 - 154    
От 10000 до 80000 включительно 3 - 20    
35    
110 - 154    
220    
Более 80000 110 - 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/п Тип Номинальное напряжение, кВ Количество и установленная мощность
шт., групп Мвар
1 Шунтирующие масляные реакторы 3 - 20    
    35    
    110    
    500    
    750    
Итого:      
2 СК 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:      
3 БСК 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 напряжения Номер строки Протяженность, км
Воздушные линии
1. От 6 кВ и выше:    
1150 кВ 01  
800 кВ 02  
750 кВ 03  
500 кВ 04  
400 кВ 05  
330 кВ 06  
220 кВ 07  
154 кВ 08  
110 кВ 09  
35 кВ 11  
20 кВ 12  
10 кВ 13  
6 кВ 14  
Итого (стр. 01 - 14) 15  
2. Ниже 6 кВ:    
3 кВ 16  
2 кВ 17  
500 Вольт и ниже 18  
Итого (стр. 16 - 18) 19  
Всего (стр. 15 + 19) 20  
Кабельные линии
220 кВ 31  
110 кВ 32  
35 кВ 33  
20 кВ 34  
10 кВ 35  
6 кВ 36  
3 кВ 37  
2 кВ 38  
500 Вольт и ниже 39  
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/п Показатели В базовом периоде На регулируемый период
1 2 3 4
1 Отпуск электроэнергии в сеть ВН,
Всего, в т.ч.: 		   
  от генерирующих компаний    
  от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)    
  от организаций (сальдо-переток)    
1.1 Технологические потери электроэнергии в сети ВН    
  то же в % к отпуску в сеть ВН    
1.2 Отпуск из сети ВН, в т.ч.    
1.2.1 потребителям сети ВН,    
  в т.ч. собственным потребителям    
  потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам    
1.2.2 Сальдо-переток в другие организации    
1.2.3 В сеть CHI    
1.2.4 В сеть СНII    
2 Отпуск 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)    
2.1 Технологические потери электроэнергии в сети CHI    
  то же в % к отпуску в сеть CHI    
2.2 Отпуск из сети CHI    
2.2.1 Потребителям сети CHI, в т.ч:    
  собственным потребителям    
  потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам    
2.2.2 Сальдо-переток в другие организации    
2.2.3 В сеть СНII    
2.2.4 В сети НН    
3 Отпуск 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)    
3.1 Технологические потери электроэнергии в сети CHII    
  то же в % к отпуску в сеть CHII    
3.2 Отпуск из сети CHII    
3.2.1 Потребителям сети CHII, в т.ч:    
  собственным потребителям    
  потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам    
3.2.2 Сальдо-переток в другие организации    
3.2.3 В сети НН    
4 Отпуск 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)    
4.1 Потери электроэнергии в сети НН    
  то же в % к отпуску в сеть НН    
4.2 Отпуск из сети НН    
4.2.1 Потребителям сети НН    
  в т.ч. собственным потребителям    
  потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам    
4.2.2 Сальдо-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_НПЭ.Р%) на каждый год регулируемого периода вычисляются по формуле:

дельтаW_НПЭ.Р% = дельтаW_НПЭ.Р х 100% , (1)
W_ОС.Р

где дельтаW_НПЭ.Р - абсолютная величина нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период (млн. кВт.ч);

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

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

дельтаW_НПЭ.Р = дельтаW_НТПЭ.Р + дельтаW_МСП.Р (2)

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

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

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

дельтаW_МСП.Р = дельтаW_Ф.Б - дельтаW_НТПЭ.Б , (3)
Т

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

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

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

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

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

Приложение 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.