2017-05-14 22:56:58.118736Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, N 45, 07.11.20052007-11-01Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетямМИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИПРИКАЗот 4 октября 2005 года N 267Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (с изменениями на 1 ноября 2007 года)____________________________________________________________________Утратил силу на основании приказа Минэнерго России от 30 декабря 2008 года N 326________________________________________________________________________________________________________________________________________ Документ с изменениями, внесенными: приказом Минпромэнерго России от 16 июля 2007 года N 266 (Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, N 34, 20.08.2007); приказом Минпромэнерго России от 1 ноября 2007 года N 470 (Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, N 7, 18.02.2008). ____________________________________________________________________В целях реализации постановления Правительства Российской Федерации от 16 июня 2004 года 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. Пункт утратил силу - приказ Минпромэнерго России от 1 ноября 2007 года N 470..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 МинистраА.Г.РеусЗарегистрированов Министерстве юстицииРоссийской Федерации28 октября 2005 года,регистрационный N 7122 ПОЛОЖЕНИЕ об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ПриложениеУТВЕРЖДЕНОприказом Минпромэнерго Россииот 4 октября 2005 года N 267(с изменениями на 16 июля 2007 года)____________________________________________________________________Утратило силу на основанииприказа Минпромэнерго России от 1 ноября 2007 года N 470. - См. предыдущую редакцию____________________________________________________________________ПОРЯДОК расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ПриложениеУТВЕРЖДЕНприказом Минпромэнерго Россииот 4 октября 2005 года N 267I. 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 (СНI);- 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 () 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 ,  - нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды;,  - 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 (), принимаются по результату их расчета за базовый период (Методика их расчета приведена в приложении 1 к настоящему Порядку). Нормативы технологических потерь по абсолютной величине () на регулируемый период определяются:,(2) где  - условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период.17. Нормативные технологические потери электроэнергии в целом по ЭСО на регулируемый период определяются в процентах по отношению к величине прогнозируемого отпуска электроэнергии в сеть (для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний - к отпуску электроэнергии из сети своей компании):.(3)18. Распределение нормативных технологических потерь электроэнергии на регулируемый период по классам напряжения производится в пределах полученного суммарного их значения при следующих допущениях:- относительные приросты поступлений электроэнергии в сеть на каждом классе напряжения на регулируемый период принимаются одинаковыми с приростом отпуска электроэнергии в сеть в целом по ЭСО;- доли поступления электроэнергии в сеть каждого класса напряжения в процентах от общего ее поступления в базовом и регулируемом периодах принимаются одинаковыми.19. Распределение нормативных технологических потерь электроэнергии в сетях по классам напряжения осуществляется в следующем порядке:В базовом периоде:- определяется на каждом классе напряжения сети общее поступление электроэнергии с учетом ее трансформации из сетей высших классов напряжения;- определяется суммарное поступление электроэнергии в целом по ЭСО (с учетом трансформации);- определяется величина поступления электроэнергии в сеть каждого класса напряжения в процентах по отношению к общей величине поступления в базовом периоде.В регулируемом периоде:- определяется суммарная величина поступления электроэнергии в сеть (с учетом трансформации) на регулируемый период в соответствии с заданным приростом отпуска электроэнергии в сеть (сальдированного);- определяется величина поступления электроэнергии в сеть на регулируемый период по классам напряжения в соответствии с их долей в базовом периоде;- определяется величина отпуска электроэнергии в сеть на регулируемый период по классам напряжения;- определяется величина нагрузочных потерь электроэнергии на каждом классе напряжения в соответствии с формулой 1;- определяются суммарные технологические потери электроэнергии на каждом классе напряжения в абсолютной величине по формуле 2;- определяются нормативные потери электроэнергии на каждом классе напряжения в процентах по отношению к отпуску электроэнергии в сеть данного класса напряжения по формуле:,(4)где  - величина технологических потерь электроэнергии на данном классе напряжения; - 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, СНI, СНII и НН (региональные электрические сети) (таблица 10);- программа снижения потерь электроэнергии в электрических сетях ЭСО до уровня нормативных технологических потерь НТПЭ () определяется в соответствии с приложением 2 к настоящему Порядку.24. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды электрических сетей приведена в приложение 4 к настоящему Порядку.25. Все результаты расчетов НТПЭ за базовый и на регулируемый периоды должны быть представлены на бумажном носителе и в электронном виде: пояснительная записка - в формате текстового процессора Word, расчеты и база данных - в формате табличного процессора Excel.26. Расчеты нормативов потерь электроэнергии должны выполняться по программам, на которые имеются утвержденные в установленном порядке экспертные заключения и др.Программные комплексы по расчету и нормированию потерь должны основываться на методах расчета потерь, установленных настоящим Порядком.27. В пояснительной записке должны быть указаны сведения об используемых программах расчета нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ЭСО (наименование программы, наименование разработчика, год разработки используемой версии, копии экспертных заключений и др.).Приложение N 1. МЕТОДИКА расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде  Приложение N 1к Порядку расчета и обоснованиянормативов технологическихпотерь электроэнергии при еепередаче по электрическим сетямI. 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 , по формуле:,(1)где  - число часов работы оборудования в i-м режиме; - напряжение на оборудовании в i-м режиме; - 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 . 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)  Таблица 1 Вид оборудования Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ610 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  - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде; - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными.Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.Таблица 2. Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах  Таблица 2 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:,(3)где  - удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ; - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей).При отсутствии паспортных данных значение  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)  Таблица 3 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  Таблица 4 Напряжение ВЛ, тип опоры, число и Суммарное сечение Потери мощности на корону, кВт/км, при погоде сечение проводов в фазе проводов в фазе, ммхорошая 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-1х300 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-1х120 120 0,013 0,04 0,17 0,69 110ст/2-1х120 120 0,015 0,05 0,25 0,93 110жб-1х120 120 0,018 0,06 0,30 1,10 110жб/2-1х120 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  Таблица 5 Напряжение ВЛ, кВ, число и сечение Удельные потери электроэнергии на корону, тыс.кВт·ч/км в год, в регионе проводов в фазе 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-1х300 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-1х120 1,07 0,92 0,80 0,72 0,66 0,55 0,85 110ст/2-1х120 1,42 1,22 1,07 0,96 0,88 0,73 1,13 110жб-1х120 1,71 1,46 1,28 1,15 1,06 0,88 1,36 110жб/2-1х120 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  Таблица 6 Nрегиона Территориальные образования, входящие в регион 1 Республика Саха (Якутия), Хабаровский крайОбласти: Камчатская, Магаданская, Сахалинская2 Республики: Карелия, КомиОбласти: Архангельская, Калининградская, Мурманская3 Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская4 Республики: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, ЧувашскаяОбласти: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская5 Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия - Алания, ЧеченскаяКрая: Краснодарский, СтавропольскийОбласти: Астраханская, Волгоградская, Ростовская6 Республика БашкортостанОбласти: Курганская, Оренбургская, Челябинская7 Республики: Бурятия, Хакасия, АлтайКрая: Алтайский, Красноярский, ПриморскийОбласти: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, ЧитинскаяВлияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается, умножая данные, приведенные в таблицах 4 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле:,(4)где  - 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  Таблица 7 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  Таблица 8 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  Таблица 9 Число проводов в фазе и сечение, ммСуммарное сечение проводов в фазе, ммРасчетный 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  Таблица 10 Сечение, ммПотери 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; - интервал времени, в течение которого токовую нагрузку i-го элемента сети с сопротивлением  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  - потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть  и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам; - 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); - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:,(7)где - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней ; - то же, в расчетном месяце; - число месяцев в j-м расчетном интервале.При расчете потерь электроэнергии за месяц .Потери электроэнергии за расчетные сутки  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  для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (7)  = 12.Коэффициент  определяется по формуле:,(8)где  - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца; - число дней в месяце.При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент  определяется по формуле:,(9)где ,  - число рабочих и нерабочих дней в месяце (); - отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни .15. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:,(10)где  - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов; - коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал; - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети; - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяется по формуле:,(11)где  - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью , час;m - число ступеней графика на расчетном интервале; - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.Коэффициент  в формуле (10) принимается равным 0,99. Для сетей 6-20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений  и  в формуле (11) могут использоваться значения тока головного участка  и . В этом случае коэффициент  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  - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала; - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.При расчете потерь за месяц  = 1.При отсутствии графика нагрузки значение  определяется по формуле:.(14)Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети  определяется по формуле:,(15)где  - отпуск электроэнергии в сеть за время Т; - число часов использования наибольшей нагрузки сети.Средняя нагрузка i-го в узле определяется по формуле:,(16)где  - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т.16. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:,(17)где  - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети; - относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле:,(18)где  - наибольшее значение из m значений  в расчетном интервале.Коэффициент  в формуле (17) принимается равным 1,03. Для сетей 6-20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений  и  в формуле (18) могут использоваться значения тока головного участка  и . В этом случае коэффициент  принимается равным 1,0.Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:,(19)где  - относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (18) для суточного графика дня контрольных замеров.Значения  и  рассчитываются по формулам:;(20),(21)где  - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.При расчете потерь за месяц  = 1.При отсутствии графика нагрузки значение  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 Fг, мм, отпуском электрической энергии в линию W, 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  - эквивалентная длина линии; - коэффициент реактивной мощности; - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.Эквивалентная длина линии определяется по формуле:,(24)где  - длина магистрали; - длина двухфазных и трехфазных ответвлений; - длина однофазных ответвлений.Примечание. Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6-20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.Внутридомовые сети многоэтажных зданий, если они являются собственностью ЭСО (до счетчиков электрической энергии), включают в длину ответвления соответствующей фазности.При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (24) подставляют длины линий, определяемые по формуле:,(25)где , ,  - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно.Коэффициент  определяют по формуле:,(26)где  - доля энергии, отпускаемой населению; - 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 , двухфазных и трехфазных ответвлений  и однофазных ответвлений  в формулу подставляется средний отпуск электроэнергии в одну линию:, (27)где  - суммарный отпуск энергии в N линий, и среднее сечение головных участков, а коэффициент , определенный по формуле (26), умножается на коэффициент , учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле:.(28)При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимается  = 0,3;  = 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 () в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6-20/0,4 кВ.Потери электроэнергии в линии напряжением 0,38 кВ (% отпуска электроэнергии в сеть) определяются по формуле:,(29)где  - потеря напряжения в максимум нагрузки сети от шин ТП до наиболее электрически удаленного электроприемника, %; - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам.Если измеренные уровни фазных напряжений на шинах ТП различны, то при определении  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  определяется по формуле:,(30)где Iа, Iв, Iс - измеренные токовые нагрузки фаз; - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов.При отсутствии данных о токовых нагрузках следует принимать:для линий с  = 1  = 1,13;для линий с  = 2  = 1,2.Отношение  принимают в соответствии со следующими данными:, ч 2000 3000 4000 5000 6000 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); - 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 (), определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом по ЭСО с учетом данных за базовый период.,(32)где  () - погрешность измерительного канала поступившей (отпущенной) активной электроэнергии по ЭСО; () - 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; - количество точек учета 3-фазных потребителей; - количество точек учета 1-фазных потребителей;- суммарная доля потребления электроэнергии 3-фазными потребителями (за минусом, учтенных в "m") от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО; - суммарная доля потребления электроэнергии 1-фазными потребителями (за минусом, учтенных в "m") от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО.Абсолютные потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии в базовом периоде, равны:,(33)где  - поступление электроэнергии в сеть в целом по ЭСО за базовый период.Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:,(34)где , ,  - основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %; - 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. ФормыПриложение N 2к Порядку расчета и обоснованиянормативов технологических потерьэлектроэнергии при ее передачепо электрическим сетям(Формы)Таблица 1. Показатели баланса электроэнергии в целом по ЭСО Таблица 1 Показатели баланса электроэнергии в целом по ЭСО (наименование ЭСО)Nп.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 за пределы ЭСОмлн.кВт.ч 3 Отпуск в сеть (1-2)млн.кВт.ч 4 Производственные и хозяйственные нуждымлн.кВт.ч 5 Полезный отпуск электроэнергии собственным потребителяммлн.кВт.ч 6 Потери электроэнергии(3-4-5), в т.ч.:млн.кВт.ч от транзитамлн.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 компаниямТаблица 1а Показатели баланса электроэнергии в целом по федеральной сетевой компании и межрегиональным магистральным сетевым компаниям (наименование)Nп.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 сетимлн.кВт.ч 3 Производственные и хозяйственные нуждымлн.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 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 компаний2 от соседних ЭСО, с ОРЭМ3 от блок-станций4 импорт5 трансформация из сетей6 поступление, всего (1+2+3+4+5)Отпуск, в т.ч.:7 полезный отпуск собственным потребителям8 соседним ЭСО, на ОРЭМ9 блок-станциям10 экспорт11 трансформация в сети12 отпуск, всего (7+8+9+10+11)13 Производственные нужды ЭСО14 Отчетные потери15 Небаланс (6-12-13-14 = 0)16 Технологические потери, всего, в т.ч.:17 условно-постоянные18 нагрузочные19 потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергииТаблица 3. Структура технических потерь электроэнергии Таблица 3 Структура технических потерь электроэнергииза базовый (200__ г.)(наименование ЭСО)млн.кВт.ч U, кВ ВЛ Трансформаторы Собст-СК Реак-ТТ, ТН,Прочие Суммар-Нагру-зочные Корона Нагру-зочные Холостой ход венные нужды ПС и БСК торы счет-чики электро-энергии ные потери электро-энергии 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 750 500 330 220 110 35 1-20 0,4 Примечания: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 Таблица 4 Структура перетоков электроэнергиив базовом (200__ г.)(наименование ЭСО)Соседним ЭСО, потребителям Количество классов напряжения Класс напряжения, кВ Перетоки электроэнергии, млн.кВт·ч ОРЭМ Прием Отдача 1 2 3 4 5 Таблица 5. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях Таблица 5 Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях (наименование ЭСО)Номермеро-приятия*Иденти-фикатормеро-приятия Наименование мероприятия Объемы мероприятий(200__г.)Годовое снижение потерь от внедрения мероприятий, тыс.кВт.ч 1 2 3 4 5 6 ________________* Номер мероприятия по типовому перечню.ВСЕГО, эффект1 Организационные мероприятия1.1 110 Оптимизация мест размыкания линий 6-35 кВ с двусторонним питаниемРасчеты, шт.ВЛ, шт.1.2 Оптимизация установившихся режимов электрических сетей шт.шт.120 по реактивной мощности121 по активной мощности1.3 130 Перевод генераторов электростанций в режим синхронного компенсатора (СК) (сезонная работа)количество генера-торов шт.МВт 1.4 140 Уменьшение ограничения мощности генераторов электростанцийМВт -1.5 150 Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схемешт.шт.1.6 160 Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениямишт.шт.161 220 кВ и выше162 35-110 кВ163 20 кВ и ниже1.7 170 Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетейшт.-171 220 кВ и выше172 35-110 кВ173 20 кВ и ниже1.8 180 Отключение в режимах малых нагрузок:181 линий электропередачи в замкнутых электрических сетях и на двухцепных линияхколичество ВЛ, шт.км 182 220 кВ и выше183 35-110 кВ184 20 кВ и ниже185 трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторамитыс.ч МВ·А 186 220 кВ и выше187 35-110 кВ188 20 кВ и ниже1.9 190 Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкойтыс.ч МВ·А 191 220 кВ и выше192 35-110 кВ193 20 кВ и ниже1.10 200 Выравнивание нагрузок фаз в электросетях 0,38 кВшт.-1.11 210 Сокращение продолжительности ремонта основного оборудования электростанций и сетей:211 линийкм ч 212 220 кВ и выше213 35-110 кВ214 20 кВ и ниже215 трансформаторовМВ·А ч 216 220 кВ и выше217 35-110 кВ218 20 кВ и ниже220 генераторовшт.ч 221 220 кВ и выше222 35-110 кВ223 20 кВ и ниже224 синхронных компенсаторовшт.ч 225 220 кВ и выше226 35-110 кВ227 20 кВ и ниже228 комплексных ремонтов оборудования распределительных устройств: ячеек, шин и др.ч -229 220 кВ и выше231 35-110 кВ232 20 кВ и ниже1.12 240 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанцийшт.-1.13 250 Стимулирование потребителей электроэнергии к выравниванию графиков нагрузкиМВт -1.14 260 Ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения (АРН) на трансформаторах с РПНшт.-261 220 кВ и выше262 35-110 кВ263 20 кВ и ниже1.15 270 Выполнение ремонтов под напряжением на ВЛкм ч 271 220 кВ и выше272 35-110 кВ273 20 кВ и ниже3.1 280 Выявление хищений электроэнергии в результате проведения рейдов--290 Прочие мероприятия2 Технические мероприятия2.1 100 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 выше130 35-110 кВ140 20 кВ и ниже150 Замена конденсаторов выбывших из строяшт.Мвар 160 синхронных компенсаторов (СК) (новое строительство)шт.Мвар 170 220 кВ и выше180 35-110 кВ190 20 кВ и ниже200 замена выбывших из строя СКшт.Мвар 240 перевод генераторов, турбины которых отработали ресурс, в режим СКшт.МВ·А 250 статических компенсаторов (СТК)шт.Мвар 260 220 кВ и выше270 35-110 кВ280 20 кВ и ниже2.2 300 Увеличение рабочей мощности установленных в электрических сетях синхронных компенсаторовшт.Мвар 310 220 кВ и выше320 35-110 кВ330 20 кВ и ниже2.3 400 Замена проводов на перегруженных линияхшт.км 410 220 кВ и выше420 35-110 кВ430 20 кВ и ниже2.4 500 Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиямшт.-2.5 600 Замена перегруженных и установка и ввод в работу дополнительных силовых трансформаторов на эксплуатируемых подстанцияхшт.МВ·А 610 220 кВ и выше620 35-110 кВ630 20 кВ и ниже2.6 700 Замена недогруженных силовых трансформаторовшт.МВ·А 710 220 кВ и выше720 35-110 кВ730 20 кВ и ниже2.7 800 Установка и ввод в работу:шт.-810 устройств РПН на трансформаторах с ПБВ820 220 кВ и выше830 35-110 кВ840 20 кВ и ниже850 регулировочных трансформаторовшт.МВ·А 860 220 кВ и выше870 35-110 кВ880 20 кВ и ниже2.8 900 Установка и ввод в работу на трансформаторах с РПН устройств автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРН)шт.-910 220 кВ и выше920 35-110 кВ930 20 кВ и ниже2.9 1000 Установка и ввод в работу устройств автоматического регулирования мощности батарей статических конденсаторов в электросетяхшт.Мвар 1010 220 кВ и выше1020 35-110 кВ1030 20 кВ и ниже2.10 1100 Установка и ввод в работу вольтодобавочных трансформаторов с поперечным регулированиемшт.МВ·А 1110 220 кВ и выше1120 35-110 кВ1130 20 кВ и ниже2.11 1200 Оптимизация нагрузки электросетей за счет строительства:шт.км 1210 линий1220 220 кВ и выше1230 35-110 кВ1240 20 кВ и ниже1250 подстанцийшт.МВ·А 1260 220 кВ и выше1270 35-110 кВ1280 20 кВ и ниже1300 ввода дополнительных генераторов на электростанцияхшт.мВт 1310 220 кВ и выше1320 35-110 кВ1330 20 кВ и ниже2.12 1400 Перевод электросетей на более высокое номинальное напряжение:шт.км 1410 линий1420 220 кВ и выше1430 35-110 кВ1440 20 кВ и ниже1450 подстанцийшт.МВ·А 1460 220 кВ и выше1470 35-110 кВ1480 20 кВ и ниже2.13 Установка и ввод в работу компенсирующих устройств у промышленных потребителей:Мвар -1510 батарей конденсаторов1520 статических компенсаторов (СТК)2.14 1600 Разукрупнение распределительных линий 0,38-35 кВшт.-2.15 1700 Установка и ввод в работу батарей конденсаторов для продольной компенсацииМвар -1800 Прочие мероприятия3 Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии3.1 Проведение рейдов по выявлению неучтенной электроэнергии:количество рейдов 11 в производственном секторе12 в коммунально-бытовом секторе3.2 20 Организация равномерного снятия показаний электросчетчиков строго в установленные сроки по группам потребителейколичество проверок 3.3 30 Установка автоматизированных систем учета электроэнергии (АСКУЭ):шт.31 коммерческого учета на:32 подстанциях33 электростанциях34 технического учета на:35 подстанциях36 электростанциях3.4 40 Установка отдельных электросчетчиков для потребителей, получающих электроэнергию от трансформаторов собственных нуждшт.3.5 50 Проведение поверки и калибровки электросчетчиков с просроченными сроками:шт.51 коммерческого учета:52 трехфазных53 однофазных54 технического учета:55 трехфазных56 однофазных3.6 60 Пломбирование:шт.61 электросчетчиков62 клеммных крышек3.7 70 Выделение цепей учета электроэнергии на отдельные обмотки трансформаторов токашт.3.8 80 Устранение недогрузки и перегрузки:шт.81 цепей тока:82 коммерческого учета83 технического учета84 цепей напряжения:85 коммерческого учета86 технического учета3.9 90 Устранение работы электросчетчиков в недопустимых условиях:шт.91 устранение вибрации оснований, на которых установлены счетчики:92 коммерческого учета93 технического учета95 установка и ввод в работу электрообогрева в зимнее время электросчетчиков:96 коммерческого учета97 технического учета3.10 100 Установка электросчетчиков повышенных классов точности:шт.101 коммерческого учета:102 трехфазных103 однофазных104 технического учета:105 трехфазных106 однофазных3.11 110 Ремонт электросчетчиков:шт.111 коммерческого учета:112 трехфазных113 однофазных115 технического учета:116 трехфазных117 однофазных3.12 120 Установка дополнительных:шт.121 электросчетчиков:122 коммерческого учета123 технического учета124 трансформаторов тока:125 коммерческого учета126 технического учета127 трансформаторов напряжения для:128 коммерческого учета129 технического учета3.13 130 Проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятий показаний электросчетчиков на электростанциях и подстанциях3.14 140 Проведение проверок и обеспечение правильности работы электросчетчиков на межсистемных ВЛ и на генераторах электростанций3.15 150 Установка электросчетчиков амперквадратчасов (потерь) на линияхшт.3.16 160 Установка отдельных электросчетчиков учета электроэнергии, расходуемой на собственные нужды подстанцийшт.3.17 170 Установка электросчетчиков коммерческого учета (АСКУЭ) на границах ЭСОшт.3.18 180 Составление и анализ небалансов электроэнергии по подстанциям и электростанциямшт.3.19 190 Контроль и анализ средней оплаты за электроэнергию потребителямишт.3.20 200 Инвентаризация электросчетчиков коммерческого учеташт.201 однофазных202 трехфазных203 электронных3.21 210 Компенсация индуктивной нагрузки трансформаторов напряженияшт.3.22 220 Установка на подстанциях с дежурным персоналом сигнализации о выходе из строя высоковольтных предохранителей трансформаторов напряженияшт.230 Прочие мероприятияТаблица 6. Количество и установленная мощность силовых трансформаторов Таблица 6 Количество и установленная мощность силовых трансформаторовна 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 3-20 От 2500 до 10000 35 110-154 3-20 От 10000 до 80000 35 включительно 110-154 220 110-154 220 330 однофазные Более 80000 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 включаются.Таблица 7. Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности Таблица 7 Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (наименование ЭСО)на конец базового (200__) годаNп.п.Тип Номинальное напряжение,Количество и установленная мощность кВ 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 Таблица 8 Протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачина конец базового (200__) года (наименование ЭСО)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 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, СНI, СНII и ННТаблица 10 Баланс электрической энергии в сетях ВН, СНI, СНII и НН (региональные электрические сети)млн.кВт.ч Nп.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 СНI 1.2.4 В сеть СНII 2 Отпуск электроэнергии в сеть СНI,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 СНI то же в % к отпуску в сеть СНI 2.2 Отпуск из сети СНI 2.2.1 Потребителям сети СНI, 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 СНII,в т.ч. из сети ВН из сети СНI 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 СНII то же в % к отпуску в сеть СНII 3.2 Отпуск из сети СНII 3.2.1 Потребителям сети СНII, 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 СНI 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. МЕТОД расчета нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период  Приложение N 3к Порядку расчета и обоснованиянормативов технологических потерьэлектроэнергии при ее передачепо электрическим сетям1. Нормативные потери электроэнергии () на каждый год регулируемого периода вычисляются по формуле:,(1)где  - абсолютная величина нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период (млн.кВт·ч); - 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:,(2)где  - 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; - норматив снижения потерь электроэнергии на регулируемый период, млн.кВт·ч.3. Норматив снижения потерь электроэнергии на регулируемый период () определяется по формуле:,(3)где  - фактические потери электроэнергии в базовом году (млн.кВт·ч); - 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 () 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. НОМЕНКЛАТУРА  элементов расхода электроэнергии на производственные нужды электрических сетей  Приложение N 4к Порядку расчета и обоснованиянормативов технологическихпотерь электроэнергии при еепередаче по электрическим сетямВ 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.Редакция документа с учетом изменений и дополнений подготовлена ЗАО "Кодекс"				]]>