Приказ Министерства энергетики РФ
от 30 декабря 2008 г. № 326

"Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям"
(с изменениями от 1 февраля 2010 г.)

В соответствии с пунктом 4.2.4 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. № 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 22, ст. 2577; № 42, ст. 4825; № 46, ст. 5337), приказываю:

1. Утвердить прилагаемую Инструкцию по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

2. Признать утратившим силу приказ Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 4 октября 2005 г. № 267 "Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям" (зарегистрирован в Минюсте России 28 октября 2005 г., регистрационный № 7122).

Зарегистрировано в Минюсте РФ 12 февраля 2009 г.

Регистрационный № 13314

Инструкция
по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

(утв. приказом Минэнерго РФ от 30 декабря 2008 г. № 326)
(с изменениями от 1 февраля 2010 г.)

I. Общие положения

1. Настоящая Инструкция разработана в целях организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии и их снижения в электрических сетях организаций, осуществляющих услуги по передаче электроэнергии, в том числе территориальных сетевых организаций, (далее - ТСО), федеральной сетевой компании (далее - ФСК) и магистральных сетевых компаний (далее - МСК).

2. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период рассчитываются как в целом, так и с разбивкой по уровням напряжения:

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

на среднем первом напряжении - 27,5 - 60 кВ (CHI);

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

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

2.1. Величины поэтапного снижения технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются на основании данных о фактических потерях электрической энергии за базовый период, полученных на основании показаний приборов учета.

(Измененная редакция. Изм. № 1).

II. Структура технологических потерь 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 (количество) 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).

4. Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) - условно-постоянных потерь, и потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки) - нагрузочных (переменных) потерь.

5. Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции.

6. Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с приборами учета. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды приведена в приложении 2 к настоящей Инструкции.

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

7. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются за базовый (отчетный год, предшествующий году расчета) и на регулируемый периоды (год) по фактическим и прогнозным показателям баланса электроэнергии.

Для расчета норматива технологических потерь при передаче электрической энергии на регулируемый период допускается учитывать данные текущего периода, полученные в процессе сбора информации о фактической загрузке сетей (изменения схемы потокораспределения электрической энергии и мощности) и данные фактических потерь электроэнергии на основе показаний приборов учета, в случае чрезвычайных ситуаций, вызванных техногенными авариями на сетевом и генерирующем оборудовании, если неоптимальное функционирование сетей будет распространяться и на период регулирования.

(Измененная редакция. Изм. № 1).

8. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период определяются в зависимости от расчетного значения ТПЭ за базовый период и показателей баланса электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды.

9. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ТСО, ФСК и МСК рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянные, нагрузочные и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета.

10. Условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период принимаются по результатам их расчетов за базовый период и корректируются в соответствии с изменением состава оборудования на регулируемый период.

11. Нагрузочные потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ТСО на регулируемый период определяются по формуле:

где ΔW_НБ, ΔW_НР - нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды соответственно;

W_ОС.Б, W_ОС.Р - отпуск электроэнергии в сеть в базовом и регулируемом периодах соответственно.

В случае принятия на обслуживание сетевого оборудования в регулируемом периоде, неучтенного при расчете нагрузочных потерь базового периода, нагрузочные потери электроэнергии в таком оборудовании на регулируемый период рассчитываются дополнительно. В случае демонтажа сетевого оборудования в регулируемом периоде, учтенного при расчете нагрузочных потерь базового периода, нагрузочные потери в таком оборудовании на регулируемый период исключаются из расчетов.

12. Нагрузочные потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ФСК и МСК на регулируемый период определяются по формуле:

где W_ОТП.Б, W_ОТП.Р - отпуск электроэнергии из сети в базовом и регулируемом периодах соответственно.

13. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ТСО определяются:

где Δw_{погр.Б, %} - потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, за базовый период в относительных единицах (Методика расчета приведена в приложении 1 к настоящей Инструкции).

14. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ФСК и МСК определяются:

15. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ТСО, ФСК и МСК по абсолютной величине (Δw_ТПЭ.Р) на регулируемый период определяются:

где Δw_у-п.Р - условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период.

16. Норматив технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - НТПЭ) определяется в процентах по электрической сети в целом и рассчитывается по формуле:

где w_ОС.Р - отпуск электроэнергии в сеть ТСО в регулируемом периоде (для ФСК и МСК - отпуск электроэнергии из сети своей компании).

17. Определение технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ТСО в целом и по уровням напряжения осуществляется в следующем порядке:

В базовом периоде:

определяется на каждом уровне напряжения сети отпуск электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);

определяются условно-постоянные потери электроэнергии в целом и по уровням напряжения;

определяются нагрузочные потери электроэнергии в целом и по уровням напряжения;

определяются потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, в целом и по уровням напряжения.

В регулируемом периоде:

определяется на каждом уровне напряжения сети прогнозное значение отпуска электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);

нагрузочные потери электроэнергии по уровням напряжения определяются в соответствии с формулой (1);

нагрузочные потери электроэнергии в целом определяются как сумма нагрузочных потерь электроэнергии по уровням напряжения;

условно-постоянные потери электроэнергии принимаются в соответствии с пунктом 10 в целом и по уровням напряжения;

потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, определяются в соответствии с формулой (3) и распределяются по уровням напряжения в соответствии с разделом IV приложения 1;

технологические потери электроэнергии определяются в соответствии с формулой (5) в целом и по уровням напряжения.

18. Нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности (далее - предприятия), оказывающих услуги по передаче электроэнергии потребителям (субабонентам), подключенным к электрической сети предприятия, выполняется в соответствии с общими принципами нормирования технологических потерь электроэнергии (пункты 7 - 17 настоящей главы).

19. Расчет технологических потерь электроэнергии для предприятий за базовый период должен выполняться в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции.

20. Формы обосновывающих материалов заполняются для электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам.

21. Оборудование электрической сети предприятия, используемое только для собственного потребления электроэнергии, из расчета исключается.

22. В случае отсутствия собственного потребления в электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам, нормирование потерь электроэнергии осуществляется с учетом следующих особенностей:

баланс электроэнергии составляется для выделенной электрической сети, участвующей только в процессе передачи электроэнергии субабонентам за базовый и на регулируемый периоды;

норматив технологических потерь электроэнергии на регулируемый период определяется по формулам (1) - (5) настоящей главы. При этом в формуле (1) принимается отпуск в сеть, участвующий в процессе передачи электроэнергии только для субабонентов.

23. В случае наличия объемов электроэнергии для собственного потребления в электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам, нормирование потерь электроэнергии осуществляется с учетом следующих особенностей:

баланс электроэнергии составляется для выделенной электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам, с учетом собственного потребления и потребления субабонентами за базовый и на регулируемый периоды;

баланс формируется с учетом суммарного отпуска электроэнергии в сеть предприятия;

расчет технологических потерь электроэнергии за базовый период выполняется в оборудовании, участвующем в процессе передачи электроэнергии субабонентам, с учетом нагрузок, обусловленных собственным потреблением и потреблением субабонентов;

технологические потери электроэнергии на регулируемый период выделенного участка сети определяются по формулам (1) - (5) настоящей главы. При этом в формуле (1) принимается суммарный отпуск в сеть предприятия;

технологические потери электроэнергии на регулируемый период (ΔW_{ТПЭ.СБ.Р}) для субабонентов определяются по формуле:

где ΔW_ТПЭ.Σ.Р - технологические потери электроэнергии на регулируемый период, определяемые для выделенного участка сети, участвующего в процессе передачи электроэнергии субабонентам и на собственное потребление;

W_П.СБ.Р - объем переданной электроэнергии для субабонентов на регулируемый период;

W_П.СП.Р - объем переданной электроэнергии для собственного потребления предприятия по электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам;

отпуск в сеть для субабонентов на регулируемый период (W_ОС.СБ.Р) определяется по формуле:

нормативные технологические потери электроэнергии на регулируемый период для субабонентов определяется по формуле:

24. В случае невозможности разделения оборудования электрической сети предприятия на оборудование, используемое только для собственного потребления электроэнергии, и оборудование, участвующее в процессе передачи электроэнергии субабонентам, допускается расчет технологических потерь электроэнергии за базовый период проводить в целом по электрической сети предприятия. Расчет выполняется в соответствии с пунктами 18 - 20, 23 настоящей главы.

IV. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации

25. Обосновывающая документация брошюруется в отдельную книгу и включает: пояснительную записку с обоснованием значений нормативов технологических потерь электроэнергии на период регулирования, результаты расчета ТПЭ и НТПЭ на регулируемый и базовый периоды.

26. В состав обосновывающих материалов входят данные о балансах и потерях электроэнергии, а также других показателях электрических сетей ТСО, ФСК и МСК (приложения 3, 4, 5* к настоящей Инструкции):

За базовый период:

показатели баланса электроэнергии в целом по электрическим сетям (таблица 1 приложений 3, 4, 5);

структура баланса электроэнергии по уровням напряжения (таблица 2 приложений 3, 4, 5);

структура перетоков электроэнергии (таблица 3 приложений 3, 4, 5);

структура технологических потерь электроэнергии (таблица 4 приложений 3, 4, 5);

программа снижения потерь (таблица 5 приложений 3, 4, 5);

сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения (таблица 6 приложений 3, 4, 5);

количество и установленная мощность трансформаторов (таблица 7 приложений 3, 4, 5);

количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (таблица 8 приложений 3, 4, 5);

протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи и шинопроводов (таблица 9 приложений 3, 4, 5).

На регулируемый период:

показатели баланса электроэнергии в целом по электрическим сетям (таблица 1 приложений 3, 4, 5);

структура баланса электроэнергии по уровням напряжения (таблица 2А приложений 3, 4, 5);

структура технологических потерь электроэнергии (таблица 4А приложений 3, 4, 5);

программа снижения потерь (таблица 5 приложений 3, 4, 5);

сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения (таблица 6 приложений 3, 4, 5);

количество и установленная мощность трансформаторов (таблица 7 приложений 3, 4, 5);

количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (таблица 8 приложений 3, 4, 5);

протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи и шинопроводов (таблица 9 приложений 3, 4, 5).

27. Все результаты расчетов НТПЭ за базовый и на регулируемый периоды Минэнерго России получает на бумажном носителе и в электронном виде:

пояснительная записка - в формате текстового процессора;

базы данных (при использовании программного обеспечения);

расчеты в формате табличного процессора (в случае отсутствия программного обеспечения);

таблицы приложений 3, 4, 5* в формате табличного процессора или в формате текстового процессора.

28. Программные комплексы по расчету потерь основываются на методах расчета потерь, установленных настоящей Инструкцией, и имеют сертификат соответствия.

29. В пояснительной записке указываются сведения об используемых программах расчета технологических потерь электроэнергии в электрических сетях (наименование программы, наименование разработчика, номер и год разработки используемой версии, копия сертификата соответствия и др.).

_________

* ТСО представляют информацию согласно Приложению 3. ФСК и МСК - согласно Приложению 4, предприятия (ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности) - согласно Приложению 5.

Приложение 1

к Инструкции по организации в Министерстве
энергетики Российской Федерации работы
по расчету и обоснованию нормативов
технологических потерь электроэнергии
при ее передаче по электрическим сетям

Методика
расчета 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:

потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

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

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 - XX) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода ΔР_х, по формуле:

где T_pi - число часов работы трансформатора (автотрансформатора) в i-м режиме, ч;

U_i - напряжение на высшей стороне трансформатора (автотрансформатора) в i-м режиме, кВ;

U_НОМ - номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора (автотрансформатора), кВ.

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 XX 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 XX.

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

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:

где β_Q - коэффициент максимальной нагрузки СК в базовом периоде;

ΔР_НОМ - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными, кВт.

Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.

Таблица 2

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

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

где ΔP_КУ - удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ, кВт/квар;

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

При отсутствии паспортных данных оборудования значение ΔP_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)

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

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

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

Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается умножением данных, приведенных в таблицах 4 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле:

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

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

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

Таблица 8

Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ

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

Таблица 9

Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда

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

Таблица 10

Удельные потери электроэнергии в изоляции кабелей

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.

II. Расчет активных сопротивлений линий, шинопроводов, обмоток трансформаторов (автотрансформаторов)

12. Активное сопротивление ВЛ определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:

где  - удельное активное сопротивление на 1 км провода при его температуре 20 °С, Ом/км;

L - длина линии, км;

Θ - средняя температура провода за базовый период, °С;

n_ц - количество параллельных цепей, шт.

В формуле (5) принимается, что при средней загрузке линий ниже экономической плотности тока, температура провода приблизительно равна температуре воздуха.

При отсутствии данных о температуре провода, она принимается равной 20 °С.

13. Активное сопротивление КЛ определяется в соответствии с паспортными данными по формуле:

где r₀ - удельное активное сопротивление на 1 км кабеля, Ом/км;

L - длина кабеля, км;

n_ц - количество параллельных цепей, шт.

14. Активное сопротивление шинопровода определяется по формуле:

где ρ - удельное сопротивление шинопровода, Ом·мм²/м;

l - длина шинопровода, м;

s - сечение шинопровода, мм²;

k_И,С - температурный коэффициент изменения сопротивления (для меди и алюминия k_И,С = 0,004);

Θ - средняя температура за базовый период, при которой определяют сопротивление шинопровода, °С.

При отсутствии данных о температуре шинопровода, она принимается равной 20 °С.

Если в паспортных данных шинопровода указано значение удельного активного сопротивления на 1 км шинопровода, то активное сопротивление определяется произведением значений удельного активного сопротивления и длины шинопровода.

15. Активное сопротивление двухобмоточного трехфазного трансформатора определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:

где ΔP_КЗ - потери мощности короткого замыкания, кВт;

U_{В ном} - номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;

S_ном - номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВ·А.

В случае двухобмоточных однофазных трансформаторов, образующих трехфазную группу, активное сопротивление определяется по формуле:

где S_{ном тр} - номинальная мощность двухобмоточного однофазного трансформатора, МВ·А.

16. Активные сопротивления трехобмоточного трехфазного трансформатора (автотрансформатора) при равных мощностях обмоток высшего, среднего и низшего напряжений определяются в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:

где ΔР_{КЗ В-С}, ΔР_{КЗ В-Н}, ΔР_{КЗ С-Н} - потери мощности короткого замыкания для пар обмоток, кВт;

S_ном - номинальная мощность трехобмоточного трехфазного трансформатора, МВ·А.

Активные сопротивления трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности, определяются в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:

где α - коэффициент, учитывающий приведение потерь короткого замыкания для трансформаторов с обмотками различной номинальной мощности к мощности обмотки высшего напряжения:

где U_{В ном}, U_{С ном} - номинальное напряжение высшей и средней обмотки, кВ.

Если паспортные данные оборудования содержат одно из трех значений потерь короткого замыкания, то расчет активных сопротивлений выполняется с использованием "сквозного активного сопротивления" с последующим его разделением по ветвям схемы замещения в пропорциях, определяемых отношениями номинальных мощностей обмоток, представленных в таблице 11.

Сквозное активное сопротивление определяется по формуле:

где ΔР_КЗ - потери короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения, кВт.

Таблица 11

Соотношение мощностей и активных сопротивлений трехобмоточного трансформатора

17. Активные сопротивления трехобмоточных однофазных трансформаторов, образующих трехфазную группу, определяются по формуле:

где S_{ном тр} - номинальная мощность трехобмоточного однофазного трансформатора из группы, МВ·А .

18. Активные сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формуле:

III. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии

19. Нагрузочные потери электроэнергии включают в себя потери в:

воздушных и кабельных линиях;

трансформаторах (автотрансформаторах);

шинопроводах;

токоограничивающих реакторах.

Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии в отдельных элементах электрических сетей

20. Нагрузочные потери электроэнергии в каждом элементе электрических сетей могут быть рассчитаны одним из двух методов в зависимости от информационной обеспеченности (методы представлены в порядке понижения точности получаемых результатов расчета):

1) оперативных расчетов;

2) средних нагрузок.

21. Метод оперативных расчетов

Нагрузочные потери электроэнергии в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе за базовый период определяются по формуле:

где R - активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом;

I_j - токовая нагрузка ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени Δt_j неизменной, А;

P_j,Q_j - значения активной и реактивной мощности ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени Δt_j неизменными, МВт, Мвар, соответственно;

U_j - значение напряжения на ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принятое на интервале Δt_j неизменным, кВ;

Δt_j - интервал времени, в течение которого нагрузка элемента сети с сопротивлением R принимается неизменной;

М - количество интервалов времени Δt_j в базовом периоде.

Нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) за базовый период определяются по формуле:

где P_AT(TP)Bj, P_AT(TP)Cj, P_AT(TP)Hj, Q_AT(TP)Bj, Q_AT(TP)Cj, Q_AT(TP)Hj, I_AT(TP)Bj, I_AT(TP)Cj, I_AT(TP)Hj - значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), принимаемые на интервале Δt_j неизменными, МВт, Мвар, А, соответственно;

U_AT(TP)Bj, U_AT(TP)Cj, U_AT(TP)Hj - значения напряжения по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) на интервале времени Δt_j, кВ;

R_AT(TP)B, R_AT(TP)C, R_AT(TP)H - активные сопротивления обмоток автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом.

При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов на каждом интервале времени Δt_j расчетного периода Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения.

Нагрузочные потери электроэнергии в токоограничивающем реакторе за базовый период определяются по формуле:

где ΔP_{н ТОР} - значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт;

I_н - значение номинального тока, А;

I_j - значение рабочего тока, принимаемого на интервале Δt_j неизменными, А.

22. Метод средних нагрузок

Нагрузочные потери электроэнергии в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе за базовый период определяются по формуле:

где ΔP_ср - потери мощности в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе при средних за базовый период нагрузках, кВт, определяются по формуле (22);

 - квадрат коэффициента формы графика за базовый период, о.е.;

k_k - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.;

Т - число часов в базовом периоде, ч.

Коэффициент формы графика определяется по формуле:

где k_з - коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

где W_o - отпуск электроэнергии в сеть за время Т, кВт.ч;

T_max - число часов использования наибольшей нагрузки сети.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, допускается k_з = 0,5.

Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:

где P_ср, Q_ср - средние значения активной и реактивной мощности за базовый период Т, МВт, Мвар;

tgφ - коэффициент реактивной мощности, о.е.;

U_ср - среднее напряжение элемента за базовый период Т, кВ;

I_ср - среднее значение токовой нагрузки, А, определяется по формуле (23);

R - активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом.

Средняя нагрузка определяется по формуле:

где W_T - электроэнергия в узле за базовый период Т, кВт.ч.

Нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) за базовый период определяются по формуле:

где ΔP_ср - потери мощности в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) при средних за базовый период нагрузках, кВт, определяются по формуле (25).

Коэффициент формы графика определяется по формулам (20 - 21).

Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) определяются по формуле:

где P_{СР AT(TP)B}, P_{СР AT(TP)C}, P_{СР AT(TP)H}, Q_{СР AT(TP)B}, Q_{СР AT(TP)C}, Q_{СР AT(TP)H}, I_{СР AT(TP)B}, I_{СР AT(TP)C}, I_{СР AT(TP)H} - средние значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок за базовый период Т по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), МВт, Мвар, А, соответственно;

U_{СР AT(TP)B}, U_{СР AT(TP)C}, U_{СР AT(TP)H} - средние значения напряжения за базовый период Т по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВ;

tgφ - коэффициент реактивной мощности, о.е.;

R_AT(TP)B, R_AT(TP)C, R_AT(TP)H - активные сопротивления обмоток автотрансформатора, Ом.

Средняя нагрузка определяется по формуле (23) для каждой обмотки отдельно.

При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов за базовый период Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения.

Нагрузочные потери мощности в токоограничивающем реакторе с использованием среднего рабочего тока за базовый период Т:

где ΔР_{н ТОР ср} - потери мощности в токоограничивающем реакторе при средних за базовый период нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (27).

Коэффициент формы графика определяется по формулам (20 - 21).

Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в токоограничивающем реакторе определяются по формуле:

где I_ср - значение среднего рабочего тока в базовом периоде Т, А.

Средняя нагрузка определяется по формуле (23).

Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии в электрической сети в целом

23. Нагрузочные потери электроэнергии в электрической сети в целом за 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 базовый период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в базовый период месяцев (расчетных интервалов).

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

где n - число элементов сети;

Δt_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 и автоматизированных систем учета электрической энергии.

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

где ΔW_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, кВт.ч;

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;

 - квадрат коэффициента 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:

где W_мi - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Д_мi, кВт.ч;

W_м.р - то же, в базовом месяце, кВт.ч;

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 ΔW_сут определяются как сумма потерь мощности, рассчитанная для каждого часового интервала расчетных суток.

Потери электроэнергии в базовом периоде определяются как сумма потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета ΔW_сут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (30) N_j = 12.

Коэффициент  определяется по формуле:

где W_i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца, кВт.ч;

Д_м - число дней в месяце.

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

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

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

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

где ΔР_ср - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт;

 - квадрат коэффициента 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:

где P_j - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью Δt_i, кВт;

m - число ступеней графика на расчетном интервале;

P_ср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал, кВт.

Коэффициент k_K в формуле (33) принимается равным 0,99. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и P_ср в формуле (34) 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:

где  - квадрат коэффициента формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (34);

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

где W_мi - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала, кВт.ч;

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

При расчете потерь за месяц

При отсутствии графика нагрузки значение  определяется по формуле:

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k_з определяется по формуле:

где W_o - отпуск электроэнергии в сеть за время Т, кВт.ч;

T_max - число часов использования наибольшей нагрузки сети.

Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле:

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

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

где ΔP_max - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети, кВт;

τ_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:

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

Коэффициент k_K в формуле (40) принимается равным 1,03. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и P_max в формуле (41) 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:

где τ_c - относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (41) для суточного графика дня контрольных замеров.

Значения τ_м и τ_N рассчитывается по формулам:

где W_мр - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце, кВт.

При расчете потерь за месяц τ_N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение τ_о определяется по формуле:

28. 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:

оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети;

расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 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 N линиях 0,4 кВ со средним сечением головных участков F_{г ср}, мм², отпуском электроэнергии в линии W_0,4, тыс. кВт.ч, за период Д, дней, рассчитываются в соответствии с методом оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети (*) по формуле:

где L_экв - эквивалентная суммарная длина линий, км;

tgφ - средний коэффициент реактивной мощности;

k_0,4 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз;

d_н - доля электроэнергии, потребляемая на расстоянии 1 - 2 пролета от ТП, по отношению к суммарному отпуску в сеть 0,4 кВ.

* Примечания:

Метод оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети может применяться для расчета потерь электроэнергии в совокупности линий общим количеством не менее суммарного количества линий, отходящих от 100 шт. ТП 6-20/0,4 кВ или более. Для электрических сетей меньшего объема применяются:

- метод поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров (пункты 21, 22).

- метод расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения по формулам (51 - 53).

Эквивалентная суммарная длина N линий определяется по формуле (*):

где L_м - суммарная длина магистралей N линий 0,4 кВ, км;

L_2-3 - суммарная длина двухфазных и трехфазных ответвлений N линий 0,4 кВ, км;

L₁ - суммарная длина однофазных ответвлений N линий 0,4 кВ, км.

* Примечания:

1. При определении магистрали одной линии 0,4 кВ рассчитывается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6-20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.

2. При определении эквивалентной длины линии в длину ответвления не включаются электрические сети, относящиеся к общедомовому имуществу многоквартирных жилых домов (в том числе внутридомовые электрические сети), а также ответвления к жилым домам, если граница балансовой принадлежности (эксплуатационной ответственности) находится на опоре.

При наличии алюминиевых, стальных и медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (47) подставляют длины линий, определяемые по формуле:

где L_a, L_c, L_мед - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно, км.

Коэффициент k_0,4 определяют по формуле:

где d_p - доля энергии, отпускаемой населению по отношению к суммарному отпуску в сеть 0,4 кВ, о.е.;

k_u - коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 400/230 В и равным 3 для линии 220/127 В.

Коэффициент F_{г ср} определяется по формуле:

где F_ri - сечение головного участка i-ой линии, мм²;

L_ri - длина головного участка i-ой линии, км.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности, принимается k_з = 0,5; tgφ = 0,6.

При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,4 кВ, ее значение определяется, вычитанием из энергии, отпущенной в сеть 6 - 20 кВ, потерь в оборудовании 6 - 20 кВ и энергии, отпущенной в трансформаторные подстанции (далее - ТП) 6-20/0,4 кВ, энергии, отпущенной потребителям, подключенным к шинам ТП и линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе потребителей.

Для реализации метода расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 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 потерь напряжения ΔU в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6-20/0,4 кВ.

Потери электроэнергии в линии напряжением 0,4 кВ (от % отпуска электроэнергии в сеть) определяются по формуле:

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

K_нер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам.

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

где Iа, Iв, Iс - измеренные токовые нагрузки фаз;

R_н/R_ф - отношение сопротивлении нулевого и фазного проводов.

При отсутствии данных о токовых нагрузках фаз следует принимать:

для линий с R_н/R_ф = 1 K_нер = 1,13;

для линий с R_н/R_ф = 2 K_нер = 1,2.

Отношение τ/Т_макс принимают в соответствии со следующими данными:

Относительные потери электроэнергии, %, в К линиях 0,4 кВ определяются по формуле:

где  - относительные потери электроэнергии в i-й линии, определенные по формуле (53);

I_i - максимальная нагрузка головного участка i-й линии.

При необходимости точного расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ и при наличии достаточного количества исходной информации, а также при расчете потерь электроэнергии в отдельных линиях 0,4 кВ рекомендуется использовать методы поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров (пункты 21, 22).

Расчеты потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжении и поэлементные расчеты потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров допускается проводить по случайной выборке распределительных линий 0,4 кВ, питающихся от не менее чем 20 % суммарного количества ТП 6-20/0,4 кВ, если это количество превышает 100 шт.

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

Абсолютные потери электроэнергии (тыс. кВт.ч), обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии (ΔW_погр.Б), определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом по электрической сети с учетом данных за базовый период по формуле:

где δ_i (δ_j) - погрешность измерительного канала принятой (отданной) активной электроэнергии по электрической сети, %;

W_i (W_j) - прием (отдача) электроэнергии, зафиксированные измерительными каналами активной электроэнергии по электрической сети, тыс. кВт.ч;

n - количество точек учета, фиксирующих прием электроэнергии, шт.;

m - количество точек учета, фиксирующих отдачу электроэнергии, в том числе крупным потребителям, шт.;

k_з - количество точек учета трехфазных потребителей (за минусом, учтенных в "m"), шт.;

k₁ - количество точек учета однофазных потребителей (за минусом, учтенных в "m"), шт.;

W_з - потребление электроэнергии трехфазными потребителями (за минусом, учтенных в "m"), тыс. кВт.ч;

W₁ - потребление электроэнергии однофазными потребителями (за минусом, учтенных в "m"), тыс. кВт.ч.

Относительные потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, для ТСО в базовом периоде равны:

где W_ос.Б - отпуск электроэнергии в сеть в целом по электрической сети за базовый период.

Относительные потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, для ФСК и МСК в базовом периоде равны:

где W_отп.Б - отпуск электроэнергии из сети в целом по электрической сети за базовый период.

Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:

где δ_СЧ, δ_ТТ, δ_ТН - основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %;

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

Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, по уровням напряжения распределяются пропорционально отпуску в сеть по уровням напряжения как в базовом, так и в регулируемом периодах.

В случае если в базовом году технологические потери электроэнергии превышают фактические (отчетные) потери электроэнергии, то в регулируемом году потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, принимаются равными нулю.

Приложение 2

к Инструкции по организации в Министерстве
энергетики Российской Федерации работы
по расчету и обоснованию нормативов
технологических потерь электроэнергии
при ее передаче по электрическим сетям

Номенклатура
элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

Номенклатура включает расход электроэнергии на следующие цели:

охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов;

обогрев, освещение и вентиляцию помещений (ОПУ, ЗРУ, ОВБ аккумуляторной, компрессорной, насосной пожаротушения, здание вспомогательных устройств синхронных компенсаторов, проходной);

освещение территории;

зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

питание оперативных цепей и цепей управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

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

обогрев приводов и баков масляных выключателей;

обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;

обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств РПН;

обогрев электродвигательных приводов разъединителей;

обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;

обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;

питание компрессоров;

обогрев воздухосборников;

вспомогательные устройства синхронных компенсаторов (масляные, циркуляционные и дренажные насосы, задвижки, автоматика);

электропитание аппаратуры связи и телемеханики;

небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

прочие: дренажные насосные, устройства РПН, дистилляторы, мелкие станки и приспособления и т.д.

К расходу электроэнергии на собственные нужды подстанций относится также расход электроэнергии на электроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования подстанций: кондиционирование помещения щита управления (жаркая климатическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой части подстанции (в районах с обильными снегопадами) и т.п.

В состав электроприемников собственных нужд подстанций не должны включаться потребители электроэнергии на хозяйственные нужды.

Приложение 3

к Инструкции по организации в Министерстве
энергетики Российской Федерации работы
по расчету и обоснованию нормативов
технологических потерь электроэнергии
при ее передаче по электрическим сетям

Формы
таблиц, обосновывающих значения нормативов технологических потерь электроэнергии

(Образец)

Таблица 1 - Показатели баланса электроэнергии в целом по электрическим сетям ТСО

___________________________________________________________________________

Наименование ТСО

 

Таблица 2 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в базовом году________

___________________________________________________________________________

Наименование ТСО

 

Таблица 2А - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в регулируемом году________

___________________________________________________________________________

Наименование ТСО

 

Таблица 3 - Структура перетоков электроэнергии в базовом году_______

___________________________________________________________________________

Наименование ТСО

 

Таблица 4 - Структура технологических потерь электроэнергии в базовом году______

___________________________________________________________________________

Наименование ТСО