МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 4 октября 2005 г. № 267
Зарегистрировано в Минюсте РФ 28 октября 2005 г. № 7122
ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ
В целях реализации Постановления Правительства Российской Федерации от 16 июня 2004 г. № 284 "Об утверждении Положения о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 25, ст. 2566; № 38, ст. 3803; 2005, № 5, ст. 390) приказываю:
1. Утвердить прилагаемое Положение об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.
2. Утвердить прилагаемый Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.
3. Контроль за исполнением настоящего Приказа оставляю за собой.
Врио Министра
А.Г. РЕУС
Утверждено
Приказом
Минпромэнерго России
от 4 октября 2005 г. № 267
ПОЛОЖЕНИЕ
ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ
1. Настоящее Положение определяет порядок рассмотрения и утверждения нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - нормативы).
2. Утверждению в соответствии с настоящим Положением подлежат нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в процентах по отношению к отпуску электрической энергии в сеть для электросетевой организации (далее - ЭСО) (для федеральной сетевой компании и межрегиональной магистральной сетевой компании - по отношению к отпуску электроэнергии из сети своей компании).
3. Для утверждения нормативов организация, до 1 июня года, предшествующего периоду регулирования, представляет в Минпромэнерго России заявление с обосновывающими материалами в соответствии с пунктом 8 настоящего Положения.
4. Материалы по обоснованию нормативов подлежат обязательной регистрации в журнале учета документов по нормативам в день их поступления в Минпромэнерго России.
Каждому заявлению, поступившему в Минпромэнерго России, присваивается номер, указывается время, число, месяц и год поступления, а также проставляется штамп Минпромэнерго России.
5. После регистрации материалы по обоснованию нормативов передаются на рассмотрение в Департамент топливно-энергетического комплекса Минпромэнерго России.
Документы, содержащие коммерческую и служебную тайну, должны иметь соответствующую отметку.
6. Процедура утверждения нормативов проводится путем рассмотрения соответствующих дел.
7. Для организации работы по утверждению нормативов образуется Комиссия по утверждению нормативов (далее - Комиссия), а также определяется уполномоченный по делу из числа сотрудников Департамента топливно-энергетического комплекса Минпромэнерго России.
8. По каждому заявлению организации открывается дело об утверждении нормативов, в которое подшиваются следующие материалы:
1) письменное заявление об утверждении нормативов, к которому прилагаются копии учредительных и регистрационных документов, справка налогового органа о постановке на учет;
2) документы, обосновывающие значения нормативов, представленных к утверждению, в соответствии с перечнем и требованиями Порядка расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - Порядок).
Дело содержит опись документов, хранящихся в нем, в которой для каждого документа указываются: его порядковый номер в деле, дата поступления, наименование и реквизиты, количество листов, фамилия, инициалы и подпись работника Минпромэнерго России, внесшего документ в дело.
9. При накапливании в одном деле большого количества документов допускается деление дела на тома. В этом случае на титульном листе тома также указывается порядковый номер тома. Опись документов должна соответствовать фактически находящимся в данном томе документам.
10. В деле об утверждении нормативов производятся записи по следующим графам:
1) в графе "Номер документа" проставляется порядковый номер поступившего документа;
2) в графе "Дата приема" проставляется дата приема (поступления) документов (в том числе по дополнительному запросу);
3) в графе "Поступившие документы" указывается наименование поступившего документа и количество листов;
4) в графе "Документы принял" указываются фамилия и инициалы уполномоченного по делу об утверждении нормативов и ставится его подпись;
5) в графе "Принятое решение" указываются сведения о результате рассмотрения представленных документов.
11. Уполномоченный по делу в недельный срок с даты регистрации проверяет правильность оформления материалов по нормативам: комплектность; наличие указанных приложений; наличие удостоверяющих реквизитов (подписи, штампа, регистрационного номера, фамилии и номера телефона заявителя), проводит анализ представленных материалов на предмет их соответствия требованиям, указанным в Порядке, и направляет организации извещение об открытии дела с указанием должности, фамилии, имени и отчества лица, назначенного уполномоченным по делу, а также даты рассмотрения дела по утверждению нормативов.
12. Минпромэнерго России организует проведение экспертизы материалов, обосновывающих значения нормативов, представленных на утверждение.
13. Срок проведения экспертизы определяется Комиссией в зависимости от трудоемкости экспертных работ и объема представленных материалов, но не должен превышать 30 дней.
14. По результатам экспертизы составляется заключение, которое приобщается к делу об утверждении нормативов. Экспертные заключения представляются не позднее чем за две недели до даты рассмотрения Комиссией дела об утверждении нормативов.
15. Экспертные заключения помимо общих мотивированных выводов и рекомендаций должны содержать:
1) оценку достоверности данных, приведенных в предложениях об утверждении нормативов;
2) анализ соответствия расчета нормативов и формы представления предложений утвержденным нормативно-методическим документам по вопросам утверждения нормативов;
3) расчетные материалы и сводно-аналитические таблицы;
4) обосновывающие документы;
5) иные сведения.
16. Организации за 2 недели до рассмотрения дела об утверждении нормативов направляется извещение о дате, времени и месте заседания Комиссии и проект протокола Комиссии об утверждении нормативов.
17. Комиссия рассматривает на своих заседаниях представленные организациями материалы по утверждению нормативов, экспертные заключения и выносит решения по вопросу утверждения нормативов.
18. В случае если представленные материалы по своему объему, содержанию и обоснованности не позволяют сделать заключение по утверждению нормативов, то Комиссия принимает решение о необходимости дополнительной проработки материалов.
19. В течение 5 дней со дня оформления протокола издается приказ Минпромэнерго России об утверждении нормативов, включающий в себя:
1) величину утвержденных нормативов;
2) дату введения в действие нормативов;
3) сроки действия нормативов.
Выписка из приказа с приложением утвержденных нормативов, заверенная печатью Минпромэнерго России, направляется организации.
20. Приказ Минпромэнерго России об утверждении нормативов публикуется на сайте Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации.
Утвержден
Приказом
Минпромэнерго России
от 4 октября 2005 г. № 267
ПОРЯДОК
РАСЧЕТА И ОБОСНОВАНИЯ НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ
I. Общие положения
1. Настоящий документ определяет порядок разработки нормативов технологических потерь электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям и нормативов снижения потерь электроэнергии на регулируемый период.
2. Настоящий Порядок разработан с целью снижения потерь электроэнергии в электрических сетях и обоснования тарифов за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.
3. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период для электросетевой организации (далее - ЭСО) учитываются при формировании тарифов как в целом по ЭСО, так и с разбивкой по диапазонам напряжения:
- на высоком напряжении - 110 кВ и выше (ВН);
- на среднем первом напряжении - 35 - 60 кВ (CHI);
- на среднем втором напряжении - 1 - 20 кВ (СНII);
- на низком напряжении - 0,4 кВ и ниже (НН).
4. Для целей настоящего документа используются следующие понятия:
Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между поступлением (поставкой) электрической энергии в электрическую сеть и отпуском электрической энергии из сети, а также объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами и субъектами.
Технологические потери (расход) электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - ТПЭ) - потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потерь, вызванных погрешностью системы учета электроэнергии. Определяются расчетным путем.
Нормативы технологических потерь (расхода) электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - НТПЭ) - расчетные значения технологических потерь, определяемые в соответствии с настоящим Порядком в процентах от величины отпуска электроэнергии в сеть ЭСО. Для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний НТПЭ определяются в процентах от отпуска электроэнергии из сети своей компании.
Нормативы потерь (далее - НПЭ) - расчетные значения потерь, определяемые в соответствии с настоящим Порядком как сумма нормативных технологических потерь электроэнергии и нормативов снижения потерь электроэнергии на регулируемый период. Определяются в процентах к отпуску электроэнергии в сеть ЭСО. Для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний НПЭ определяются в процентах от отпуска электроэнергии из сети своей компании.
5. Распределение НПЭ на регулируемый период по классам напряжения производится в абсолютных единицах в пределах полученного суммарного абсолютного значения НПЭ в соответствии с Методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде, являющейся приложением 1 к настоящему Порядку.
II. Структура технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям
6. Технологические потери электроэнергии включают технические потери с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергии.
7. Технические потери электроэнергии состоят из условно-постоянных и нагрузочных потерь и определяются в соответствии с Методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде, являющейся приложением 1 к настоящему Порядку.
8. Условно-постоянные потери - часть технических потерь в электрических сетях, не зависящая от передаваемой мощности.
9. Нагрузочные (переменные) потери - потери в линиях, силовых трансформаторах и токоограничивающих реакторах, зависящие от передаваемой нагрузки.
10. Потери, обусловленные погрешностью системы учета, определяются в зависимости от погрешностей трансформаторов тока (далее - ТТ), трансформаторов напряжения (далее - ТН), счетчиков и соединительных проводов.
III. Общие принципы нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям
11. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям должны рассчитываться за базовый (отчетный год, предшествующий году расчета) и на регулируемый периоды соответственно по фактическим и прогнозным показателям баланса электроэнергии ЭСО.
12. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период определяются в зависимости от фактического значения НТПЭ за базовый период и суммарных показателей баланса электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды в соответствии с приложением 2 настоящего Порядка.
13. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянным, нагрузочным и потерям, обусловленным погрешностью системы учета.
14. Нормативы условно-постоянных потерь электроэнергии (DWу-п) принимаются по результатам их расчетов за базовый период и корректируются в соответствии с изменением состава оборудования и протяженности линий на регулируемый период (Методика их расчета приведена в приложении 1 к настоящему Порядку).
15. Нагрузочные потери электроэнергии на регулируемый период определяются по формуле:
, (1)
где DWн.Б, DWн.р - нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды;
Wос.Б, Wос.р - отпуск электроэнергии в сеть в базовом и регулируемом периодах (для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний - отпуск электроэнергии из сети своей компании).
16. Потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии (DWпогр.Б), принимаются по результату их расчета за базовый период (Методика их расчета приведена в приложении 1 к настоящему Порядку).
Нормативы технологических потерь по абсолютной величине (DWНТПЭ.Р) на регулируемый период определяются:
DWНТПЭ.Р = DWу-п.р + DWн.р + DWпогр.Б, (2)
где DWу-п.р - условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период.
17. Нормативные технологические потери электроэнергии в целом по ЭСО на регулируемый период определяются в процентах по отношению к величине прогнозируемого отпуска электроэнергии в сеть (для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний - к отпуску электроэнергии из сети своей компании):
.
(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 DWНТПЭ.Р - величина технологических потерь электроэнергии на данном классе напряжения;
WОС.Р - отпуск электроэнергии в сеть данного класса напряжения (для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний - к отпуску электроэнергии из сети своей компании).
20. Значения утверждаемых нормативов потерь электроэнергии ЭСО на регулируемый период определяются с учетом мероприятий по снижению потерь на основе соотношения фактических и нормативных технологических потерь электроэнергии в базовом периоде в соответствии с Методом расчета нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период, приведенным в приложении 3 к настоящему Порядку.
21. В исключительных случаях возможна корректировка нормативов потерь электроэнергии при значительном изменении составляющих баланса электроэнергии. Процедура изменения нормативов потерь аналогична процедуре первоначального их утверждения согласно настоящему Порядку.
IV. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации
22. Представляемые ЭСО материалы брошюруются в отдельную книгу и включают: пояснительную записку с обоснованием значений нормативов потерь электроэнергии на период регулирования, результатами расчета НТПЭ и нормативов снижения потерь электроэнергии на регулируемый период.
23. В состав обосновывающих материалов входят данные о фактических балансах и потерях электроэнергии, а также других показателях электрических сетей, подготавливаемых по формам представления исходной информации (приложение 2 к настоящему Порядку):
За базовый период:
- показатели баланса электроэнергии (таблица 1);
- структура баланса электроэнергии по классам напряжения (таблица 2);
- структура технических потерь электроэнергии (таблица 3);
- структура перетоков электроэнергии (таблица 4);
- мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях (таблица 5);
- количество и установленная мощность силовых трансформаторов (таблица 6);
- количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (таблица 7);
- протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи (таблица 8);
- структура технологических потерь электроэнергии (таблица 9).
На регулируемый период:
- показатели баланса электроэнергии (таблица 1);
- мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях (таблица 5);
- количество и установленная мощность силовых трансформаторов (таблица 6);
- количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (таблица 7);
- протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи (таблица 8);
- расчет нормативов технологических потерь электроэнергии (таблица 9);
- баланс электрической энергии в сетях ВН, CHI, CHII и НН (региональные электрические сети) (таблица 10);
- программа снижения потерь электроэнергии в электрических сетях ЭСО до уровня нормативных технологических потерь НТПЭ (DWНТПЭ) определяется в соответствии с приложением 2 к настоящему Порядку.
24. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды электрических сетей приведена в приложении 4 к настоящему Порядку.
25. Все результаты расчетов НТПЭ за базовый и на регулируемый периоды должны быть представлены на бумажном носителе и в электронном виде: пояснительная записка - в формате текстового процессора Word, расчеты и база данных - в формате табличного процессора Excel.
26. Расчеты нормативов потерь электроэнергии должны выполняться по программам, на которые имеются утвержденные в установленном порядке экспертные заключения и др.
Программные комплексы по расчету и нормированию потерь должны основываться на методах расчета потерь, установленных настоящим Порядком.
27. В пояснительной записке должны быть указаны сведения об используемых программах расчета нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ЭСО (наименование программы, наименование разработчика, год разработки используемой версии, копии экспертных заключений и др.).
Приложение № 1
к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее
передаче по электрическим сетям
МЕТОДИКА РАСЧЕТА
НОРМАТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ В БАЗОВОМ ПЕРИОДЕ
I. Методы расчета условно-постоянных потерь (не зависящих от нагрузки)
1. Условно-постоянные потери включают в себя:
- потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);
- потери на корону в воздушных линиях (далее - ВЛ) 110 кВ и выше;
- потери в компенсирующих устройствах (далее - КУ) (синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторов), шунтирующих реакторах (далее - ШР), соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее - СППС);
- потери в системе учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);
- потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения
- и в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);
- потери в изоляции кабелей;
- потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;
- расход электроэнергии на собственные нужды (далее - СН) подстанций (далее - ПС) и на плавку гололеда.
2. Потери электроэнергии холостого хода (далее - XX) в силовом
трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе
приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности
холостого хода DPХ по формуле:
, (1)
где Tpi - число часов работы оборудования в i-м режиме;
Ui - напряжение на оборудовании в i-м режиме;
Uном - 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 DPp.
Допускается определять потери в ШР на основе данных таблицы 1.
Таблица 1
Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах (ШР) и соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС)
|
Вид оборудования |
Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ |
|||||||||||
|
6 |
10 |
15 |
20 |
35 |
60 |
110 |
154 |
220 |
330 |
500 |
750 |
|
|
ШР, тыс. кВт·ч/МВ·А в год |
84 |
84 |
74 |
65 |
36 |
35 |
32 |
31 |
29 |
26 |
20 |
19 |
|
СППС, тыс. кВт·ч на ПС в год |
1,3 |
1,3 |
1,3 |
1,3 |
3 |
6 |
11 |
18 |
31 |
99 |
415 |
737 |
|
Примечание - Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365. |
||||||||||||
4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (далее - СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:
, (2)
где bQ - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде;
DРном - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными.
Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.
Таблица 2
Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах
|
Вид оборудования |
Потери электроэнергии, тыс. кВт·ч в год, при номинальной мощности СК, МВ·А |
||||||||
|
5 |
7,5 |
10 |
15 |
30 |
50 |
100 |
160 |
320 |
|
|
СК |
400 |
540 |
675 |
970 |
1570 |
2160 |
3645 |
4725 |
10260 |
|
Примечание - При мощности СК, отличной от приведенной в таблице, потери электроэнергии определяются с помощью линейной интерполяции. |
|||||||||
5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах - батареях статических конденсаторов (далее - БК) и статических тиристорных компенсаторах (далее - СТК) - определяются по формуле:
,
(3)
где DPКУ - удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ;
SКУ - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей).
При отсутствии паспортных данных значение DPКУ принимаются равным: для БК - 0,003 кВт/квар, для СТК - 0,006 кВт/квар.
6. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ принимаются в соответствии с данными заводов - изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 3.
Таблица 3
Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ)
|
Класс напряжения, кВ |
Потери электроэнергии, тыс. кВт·ч в год по видам оборудования |
||||
|
РВ |
ОПН |
ТТ |
ТН |
УПВЧ |
|
|
6 |
0,009 |
0,001 |
0,06 |
1,54 |
0,01 |
|
10 |
0,021 |
0,001 |
0,1 |
1,9 |
0,01 |
|
15 |
0,033 |
0,002 |
0,15 |
2,35 |
0,01 |
|
20 |
0,047 |
0,004 |
0,2 |
2,7 |
0,02 |
|
35 |
0,091 |
0,013 |
0,4 |
3,6 |
0,02 |
|
110 |
0,60 |
0,22 |
1,1 |
11,0 |
0,22 |
|
154 |
1,05 |
0,40 |
1,5 |
11,8 |
0,30 |
|
220 |
1,59 |
0,74 |
2,2 |
13,1 |
0,43 |
|
330 |
3,32 |
1,80 |
3,3 |
18,4 |
2,12 |
|
500 |
4,93 |
3,94 |
5,0 |
28,9 |
3,24 |
|
750 |
4,31 |
8,54 |
7,5 |
58,8 |
4,93 |
|
Примечания 1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы. 2. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс. кВт·ч/год. |
|||||
Потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ принимаются в соответствии со следующими данными, кВт·ч в год на один счетчик:
- однофазный, индукционный - 18,4;
- трехфазный, индукционный - 92,0;
- однофазный, электронный - 21,9;
- трехфазный, электронный - 73,6.
7. Потери электроэнергии на корону определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 4, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100% и гололед; к периодам влажной погоды - дождь, мокрый снег, туман.
Таблица 4
Удельные потери мощности на корону
|
Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазе |
Суммарное сечение проводов в фазе, мм2 |
Потери мощности на корону, кВт/км, при погоде |
|||
|
хорошая |
сухой снег |
влажная |
изморозь |
||
|
750-5x240 |
1200 |
3,9 |
15,5 |
55,0 |
115,0 |
|
750-4x600 |
2400 |
4,6 |
17,5 |
65,0 |
130,0 |
|
500-3x400 |
1200 |
2,4 |
9,1 |
30,2 |
79,2 |
|
500-8x300 |
2400 |
0,1 |
0,5 |
1,5 |
4,5 |
|
330-2x400 |
800 |
0,8 |
3,3 |
11,0 |
33,5 |
|
220ст-1x300 |
300 |
0,3 |
1,5 |
5,4 |
16,5 |
|
220ст/2-1x300 |
300 |
0,6 |
2,8 |
10,0 |
30,7 |
|
220жб-1x300 |
300 |
0,4 |
2,0 |
8,1 |
24,5 |
|
220жб/2-1x300 |
300 |
0,8 |
3,7 |
13,3 |
40,9 |
|
220-3x500 |
1500 |
0,02 |
0,05 |
0,27 |
0,98 |
|
154-1x185 |
185 |
0,12 |
0,35 |
1,20 |
4,20 |
|
154/2-1x185 |
185 |
0,17 |
0,51 |
1,74 |
6,12 |
|
110ст-1x120 |
120 |
0,013 |
0,04 |
0,17 |
0,69 |
|
110ст/2-1x120 |
120 |
0,015 |
0,05 |
0,25 |
0,93 |
|
110жб-1x120 |
120 |
0,018 |
0,06 |
0,30 |
1,10 |
|
110жб/2-1x120 |
120 |
0,020 |
0,07 |
0,35 |
1,21 |
|
Примечания 1. Вариант 500-8x300 соответствует ВЛ 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220-3x500 - ВЛ 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ. 2. Варианты 220/2-1x300, 154/2-1x185 и 110/2-1x120 соответствуют двухцепным ВЛ. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь. 3. Индексы "ст" и "жб" обозначают стальные и железобетонные опоры. |
|||||
При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяются по таблице 5 в зависимости от региона расположения линии. Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий, приведено в таблице 6.
Таблица 5
Удельные годовые потери электроэнергии на корону
|
Напряжение ВЛ, кВ, число и сечение проводов в фазе |
Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт·ч/км в год, в регионе |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
750-5x240 |
193,3 |
176,6 |
163,8 |
144,6 |
130,6 |
115,1 |
153,6 |
|
750-4x600 |
222,5 |
203,9 |
189,8 |
167,2 |
151,0 |
133,2 |
177,3 |
|
500-3x400 |
130,3 |
116,8 |
106,0 |
93,2 |
84,2 |
74,2 |
103,4 |
|
500-8x300 |
6,6 |
5,8 |
5,2 |
4,6 |
4,1 |
3,5 |
5,1 |
|
330-2x400 |
50,1 |
44,3 |
39,9 |
35,2 |
32,1 |
27,5 |
39,8 |
|
220ст-1x300 |
19,4 |
16,8 |
14,8 |
13,3 |
12,2 |
10,4 |
15,3 |
|
220ст/2-1x300 |
36,1 |
31,2 |
27,5 |
24,7 |
22,7 |
19,3 |
28,5 |
|
220жб-1x300 |
28,1 |
24,4 |
21,5 |
19,3 |
17,7 |
15,1 |
22,2 |
|
220жб/2-1x300 |
48,0 |
41,5 |
36,6 |
32,9 |
30,2 |
25,7 |
37,9 |
|
220-3x500 |
1,3 |
1,1 |
1,0 |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
1,0 |
|
154-1x185 |
7,2 |
6,3 |
5,5 |
4,9 |
4,6 |
3,9 |
5,7 |
|
154/2-1x185 |
10,4 |
9,1 |
8,0 |
7,1 |
6,8 |
5,7 |
8,3 |
|
110ст-1x120 |
1,07 |
0,92 |
0,80 |
0,72 |
0,66 |
0,55 |
0,85 |
|
110ст/2-1x120 |
1,42 |
1,22 |
1,07 |
0,96 |
0,88 |
0,73 |
1,13 |
|
110жб-1x120 |
1,71 |
1,46 |
1,28 |
1,15 |
1,06 |
0,88 |
1,36 |
|
110жб/2-1x120 |
1,85 |
1,59 |
1,39 |
1,25 |
1,14 |
0,95 |
1,47 |
|
Примечание - Значения потерь, приведенные в таблицах 2 и 4, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365. |
|||||||
Таблица 6
Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий
|
№ региона |
Территориальные образования, входящие в регион |
|
1 |
Республика Саха (Якутия), Хабаровский край Области: Камчатская, Магаданская, Сахалинская |
|
2 |
Республики: Карелия, Коми Области: Архангельская, Калининградская, Мурманская |
|
3 |
Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская |
|
4 |
Республики: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, Чувашская Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская |
|
5 |
Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия - Алания, Чеченская Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская |
|
6 |
Республика Башкортостан Области: Курганская, Оренбургская, Челябинская |
|
7 |
Республики: Бурятия, Хакасия, Алтай Края: Алтайский, Красноярский, Приморский Области: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская |
Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается, умножая данные, приведенные в таблицах 4 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле:
,
(4)
где Uотн - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.
8. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 7, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода.
По влиянию на токи утечки виды погоды должны объединяться в 3 группы: 1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа - дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90% и более; 3 группа - туман.
Таблица 7
Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ
|
Группа погоды |
Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ |
||||||||||
|
6 |
10 |
15 |
20 |
35 |
110 |
154 |
220 |
330 |
500 |
750 |
|
|
1 |
0,011 |
0,017 |
0,025 |
0,033 |
0,035 |
0,055 |
0,063 |
0,069 |
0,103 |
0,156 |
0,235 |
|
2 |
0,094 |
0,153 |
0,227 |
0,302 |
0,324 |
0,510 |
0,587 |
0,637 |
0,953 |
1,440 |
2,160 |
|
3 |
0,154 |
0,255 |
0,376 |
0,507 |
0,543 |
0,850 |
0,978 |
1,061 |
1,587 |
2,400 |
3,600 |
При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ принимаются по данным таблицы 8.
Таблица 8
Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ
|
Номер региона |
Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс. кВт·ч/км в год, при напряжении, кВ |
||||||||||
|
6 |
10 |
15 |
20 |
35 |
110 |
154 |
220 |
330 |
500 |
750 |
|
|
1 |
0,21 |
0,33 |
0,48 |
0,64 |
0,69 |
1,08 |
1,24 |
1,35 |
2,01 |
3,05 |
4,58 |
|
2 |
0,22 |
0,35 |
0,52 |
0,68 |
0,73 |
1,15 |
1,32 |
1,44 |
2,15 |
3,25 |
4,87 |
|
3 |
0,28 |
0,45 |
0,67 |
0,88 |
0,95 |
1,49 |
1,71 |
1,86 |
2,78 |
4,20 |
6,31 |
|
4 |
0,31 |
0,51 |
0,75 |
1,00 |
1,07 |
1,68 |
1,93 |
2,10 |
3,14 |
4,75 |
7,13 |
|
5 |
0,27 |
0,44 |
0,65 |
0,87 |
0,92 |
1,46 |
1,68 |
1,82 |
2,72 |
4,11 |
6,18 |
|
6 |
0,22 |
0,35 |
0,52 |
0,68 |
0,73 |
1,15 |
1,32 |
1,44 |
2,15 |
3,25 |
4,87 |
|
7 |
0,16 |
0,26 |
0,39 |
0,51 |
0,55 |
0,86 |
0,99 |
1,08 |
1,61 |
2,43 |
3,66 |
9. Расход электроэнергии на плавку гололеда определяется на основе приборов учета, установленных на устройствах плавки гололеда. При отсутствии таких приборов учета допускается использование данных таблицы 9 в зависимости от района расположения ВЛ по гололеду.
Таблица 9
Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда
|
Число проводов в фазе и сечение, мм2 |
Суммарное сечение проводов в фазе, мм2 |
Расчетный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс. кВт·ч/км в год, в районе по гололеду |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
||
|
4x600 |
2400 |
0,171 |
0,236 |
0,300 |
0,360 |
|
8x300 |
2400 |
0,280 |
0,381 |
0,479 |
0,571 |
|
3x500 |
1500 |
0,122 |
0,167 |
0,212 |
0,253 |
|
5x240 |
1200 |
0,164 |
0,223 |
0,280 |
0,336 |
|
3x400 |
1200 |
0,114 |
0,156 |
0,197 |
0,237 |
|
2x400 |
800 |
0,076 |
0,104 |
0,131 |
0,158 |
|
2x300 |
600 |
0,070 |
0,095 |
0,120 |
0,143 |
|
1x330 |
330 |
0,036 |
0,050 |
0,062 |
0,074 |
|
1x300 |
300 |
0,035 |
0,047 |
0,060 |
0,071 |
|
1x240 |
240 |
0,033 |
0,046 |
0,056 |
0,067 |
|
1x185 |
185 |
0,030 |
0,041 |
0,051 |
0,061 |
|
1x150 |
150 |
0,028 |
0,039 |
0,053 |
0,064 |
|
1x120 |
120 |
0,027 |
0,037 |
0,046 |
0,054 |
|
1x95 |
95 |
0,024 |
0,031 |
0,038 |
0,044 |
10. Потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей принимаются в соответствии с данными заводов - изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 10.
Таблица 10
Потери электроэнергии в изоляции кабелей
|
Сечение, мм2 |
Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВт·ч/км в год, при номинальном напряжении, кВ |
|||||
|
6 |
10 |
20 |
35 |
110 |
220 |
|
|
10 |
0,14 |
0,33 |
- |
- |
- |
- |
|
16 |
0,17 |
0,37 |
- |
- |
- |
- |
|
25 |
0,26 |
0,55 |
1,18 |
- |
- |
- |
|
35 |
0,29 |
0,68 |
1,32 |
- |
- |
- |
|
50 |
0,33 |
0,75 |
1,52 |
- |
- |
- |
|
70 |
0,42 |
0,86 |
1,72 |
4,04 |
- |
- |
|
95 |
0,55 |
0,99 |
1,92 |
4,45 |
- |
- |
|
120 |
0,60 |
1,08 |
2,05 |
4,66 |
26,6 |
- |
|
150 |
0,67 |
1,17 |
2,25 |
5,26 |
27,0 |
|
|
185 |
0,74 |
1,28 |
2,44 |
5,46 |
29,1 |
- |
|
240 |
0,83 |
1,67 |
2,80 |
7,12 |
32,4 |
- |
|
300 |
- |
- |
- |
- |
35,2 |
80,0 |
|
400 |
- |
- |
- |
- |
37,4 |
90,0 |
|
500 |
- |
- |
- |
- |
44,4 |
100,0 |
|
625 |
- |
- |
- |
- |
49,3 |
108,0 |
|
800 |
- |
- |
- |
- |
58,2 |
120,0 |
11. Расход электроэнергии на собственные нужды (далее - СН) подстанций определяется на основе приборов учета, установленных на трансформаторах собственных нужд (далее - ТСН). При установке прибора учета на шинах 0,4 кВ СН потери электроэнергии в ТСН, рассчитанные в соответствии с данной методикой, должны быть добавлены к показанию счетчика.
В случае отсутствия приборов учета электроэнергии на СН ПС 10(6)/0,4 кВ удельный расход электроэнергии (кВт·ч/кВ·А) определяется по результатам энергетического обследования.
II. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии
12. Нагрузочные потери электроэнергии за период Т часов (Д дней) могут быть рассчитаны одним из пяти следующих методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета):
1) оперативных расчетов;
2) расчетных суток;
3) средних нагрузок;
4) числа часов наибольших потерь мощности;
5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1 - 4 рассчитываются на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электротехники.
Потери электроэнергии по методам 2 - 4 могут рассчитываться за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за расчетный период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов).
13. Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
,
(5)
где n - число элементов сети;
Dtij - интервал времени, в течение которого токовую нагрузку Iij i-го элемента сети с сопротивлением Ri 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 DWсут - потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть Wср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам;
kл - 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);
Дэкв.j - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:
,
(7)
где Wмi - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Дмi;
Wмр - то же, в расчетном месяце;
Nj - число месяцев в j-м расчетном интервале.
При расчете потерь электроэнергии за месяц Дэкв.j = Дмi.
Потери электроэнергии за расчетные сутки DWсут 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 DWсут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (7) Nj = 12.
Коэффициент определяется по формуле:
,
(8)
где Wi - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца;
Дм - число дней в месяце.
При
отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца
коэффициент определяется по формуле:
,
(9)
где Др, Дн.р - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Дм = Др + Дн.р);
kw - отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни, kw = Wн.р / Wр.
15. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
,
(10)
где DРср - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов;
- коэффициент формы графика суммарной
нагрузки сети за расчетный интервал;
kk - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети;
Tj - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.
Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяется по формуле:
, (11)
где Рi - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью Dti, час;
m - число ступеней графика на расчетном интервале;
Рcp - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.
Коэффициент kk в формуле (10) принимается равным 0,99. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и Рcp в формуле (11) могут использоваться значения тока головного участка Ii и Icp. В этом случае коэффициент kk 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 Wм.i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала;
Wср.мес - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.
При расчете
потерь за месяц = 1.
При
отсутствии графика нагрузки значение определяется по
формуле:
.
(14)
Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k3 определяется по формуле:
,
(15)
где Wo - отпуск электроэнергии в сеть за время T;
Tmax - число часов использования наибольшей нагрузки сети.
Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле:
,
(16)
где Wi - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время T.
16. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
,
(17)
где D Рmax - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети;
to - 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 Рmax - наибольшее значение из m значений Pi в расчетном интервале.
Коэффициент kk в формуле (17) принимается равным 1,03. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Рi и Рmax в формуле (18) могут использоваться значения тока головного участка Ii и Imax. В этом случае коэффициент kk принимается равным 1,0.
Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:
tо = tс · tм · tN, (19)
где tс - относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (18) для суточного графика дня контрольных замеров.
Значения tм и tN рассчитываются по формулам:
;
(20)
,
(21)
где Wм.р - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.
При расчете потерь за месяц tN = 1.
При отсутствии графика нагрузки значение tо определяется по формуле:
. (22)
17. Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети применяется для расчета потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 0,4 кВ.
Нагрузочные потери электроэнергии в сети 0,4 кВ рассчитываются следующими методами:
- оценка потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети;
- расчет потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжения;
- поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.
Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного участка Fr, мм2, отпуском электрической энергии в линию W0,38, за период Д, дней, рассчитываются в соответствии с методом оценки потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети по формуле:
,
(23)
где Lэкв - эквивалентная длина линии;
tg j - коэффициент реактивной мощности;
k0,38 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.
Эквивалентная длина линии определяется по формуле:
Lэкв = Lм + 0,44L2-3 + 0,22L1, (24)
где Lм - длина магистрали;
L2-3 - длина двухфазных и трехфазных ответвлений;
L1 - длина однофазных ответвлений.
Примечание - Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6-20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.
Внутридомовые сети многоэтажных зданий, если они являются собственностью ЭСО (до счетчиков электрической энергии), включают в длину ответвления соответствующей фазности.
При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (24) подставляют длины линий, определяемые по формуле:
L = Lа + 4Lс + 0,6Lм, (25)
где La, Lc, Lм - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно.
Коэффициент k0,38 определяют по формуле:
k0,38 = ku (9,67 -3,32dp - 1,84dp2), (26)
где dp - доля энергии, отпускаемой населению;
ku - 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 SLм, двухфазных и трехфазных ответвлений SL2-3 и однофазных ответвлений SL1 в формулу подставляется средний отпуск электроэнергии в одну линию:
W0,38 = SW0,38/ N, (27)
где SW0,38 - суммарный отпуск энергии в N линий и среднее сечение головных участков, а коэффициент k0,38, определенный по формуле (26), умножается на коэффициент kN, учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле:
kN = 1,25 + 0,14dр. (28)
При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимается k3 = 0,3; tgj = 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 (DU1) 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 DU - потеря напряжения в максимум нагрузки сети от шин ТП до наиболее электрически удаленного электроприемника, %;
Кнер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам.
Если измеренные уровни фазных напряжений на шинах ТП различны, то при определении DU 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 Кнер определяется по формуле:
, (30)
где Ia, Ib, Ic - измеренные токовые нагрузки фаз;
Rн / Rф - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов.
При отсутствии данных о токовых нагрузках следует принимать:
для линий с Rн / Rф = 1 Кнер = 1,13;
для линий с Rн / Rф = 2 Кнер = 1,2.
Отношение t / Тмакс принимают в соответствии со следующими данными:
|
Тмакс ч |
2000 |
3000 |
4000 |
5000 |
6000 |
|
t / Тмакс |
0,46 |
0,52 |
0,6 |
0,72 |
0,77 |
Относительные потери электроэнергии, % в K линиях 0,38 кВ определяются по формуле:
,
(31)
где 
- относительные потери электроэнергии
в i-й линии, определенные по формуле (29);
Ii - 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 (Dпогр.Б), определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом по ЭСО с учетом данных за базовый период.
, (32)
где Di (Dj) - погрешность измерительного канала поступившей (отпущенной) активной электроэнергии по ЭСО;
di (dj) - 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;
k3 - количество точек учета 3-фазных потребителей;
k1 - количество точек учета 1-фазных потребителей;
d3 - суммарная доля потребления электроэнергии 3-фазными потребителями (за минусом учтенных в "m") от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО;
d1 - 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 Wпост. Б - поступление электроэнергии в сеть в целом по ЭСО за базовый период.
Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:
, (34)
где Dсч, Dтт, Dтн - основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %;
Dл - 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 № 2
к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее
передаче по электрическим сетям
(Формы)
Таблица 1
Показатели баланса электроэнергии в целом по ЭСО
________________________________________________
(наименование ЭСО)
|
№ п/п |
Показатель |
Единица измерения |
В базовом периоде (200_ г.) |
На регулируемый период (200_ г.) |
|
1 |
Поступление электроэнергии, т.ч.: |
млн. кВт·ч |
|
|
|
|
от генерирующих компаний; |
млн. кВт·ч |
|
|
|
|
с ОРЭМ; |
млн. кВт·ч |
|
|
|
|
блок-станций (сальдо) |
млн. кВт·ч |
|
|
|
2 |
Отпуск электроэнергии из сети за пределы ЭСО |
млн. кВт·ч |
|
|
|
3 |
Отпуск в сеть (1 - 2) |
млн. кВт·ч |
|
|
|
4 |
Производственные и хозяйственные нужды |
млн. кВт·ч |
|
|
|
5 |
Полезный отпуск электроэнергии собственным потребителям |
млн. кВт·ч |
|
|
|
6 |
Потери электроэнергии (3 - 4 - 5), в т.ч.: |
млн. кВт·ч |
|
|
|
|
от транзита |
млн. кВт·ч |
|
|
|
7 |
Относительные потери в % от отпуска в сеть |
% |
|
|
|
Примечание - Показатели баланса электроэнергии в целом по ЭСО должны быть представлены за два года, предшествующих базовому, для оценки динамики изменения отчетных потерь. |
||||
Таблица 1а
Показатели баланса электроэнергии в целом по федеральной сетевой компании и межрегиональным магистральным сетевым компаниям
__________________________________________________
(наименование)
|
№ п/п |
Показатель |
Единица измерения |
В базовом периоде (200_ г.) |
На регулируемый период (200_ г.) |
|
1 |
Поступление электроэнергии, в т.ч.: |
млн. кВт·ч |
|
|
|
от генерирующих компаний; |
млн. кВт·ч |
|
|
|
|
с ОРЭМ; |
млн. кВт·ч |
|
|
|
|
блок-станций (сальдо) |
млн. кВт·ч |
|
|
|
|
2 |
Отпуск электроэнергии из сети |
млн. кВт·ч |
|
|
|
3 |
Производственные и хозяйственные нужды |
млн. кВт·ч |
|
|
|
4 |
Потери электроэнергии (1 – 2 - 3) |
млн. кВт·ч |
|
|
|
5 |
Относительные потери в % от отпуска из сети |
% |
|
|
|
Примечание - Показатели баланса электроэнергии в целом по федеральной сетевой компании и межрегиональным магистральным сетевым компаниям должны быть представлены за два года, предшествующих базовому, для оценки динамики изменения отчетных потерь. |
||||
Таблица 2
Структура баланса электроэнергии по классам напряжения
______________________ за базовый (200_ г.)
(наименование ЭСО)
млн. кВт·ч
|
№ п/п |
Составляющие баланса |
750 кВ |
500 кВ |
330 кВ |
220 кВ |
110 кВ |
35 – 60 кВ |
1 – 20 кВ |
0,4 кВ |
Всего |
|
|
Поступление, в т.ч.: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
от генерирующих компаний |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
от соседних ЭСО, с ОРЭМ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
от блок-станций |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
импорт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
трансформация из сетей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6 |
поступление, всего (1 + 2 + 3 + 4 + 5) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отпуск, в т.ч.: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
полезный отпуск собственным потребителям |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
соседним ЭСО, на ОРЭМ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9 |
блок-станциям |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10 |
экспорт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11 |
трансформация в сети |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
отпуск, всего (7 + 8 + 9 + 10 + 11) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13 |
Производственные нужды ЭСО |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14 |
Отчетные потери |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15 |
Небаланс (6 - 12 - 13 - 14 = 0) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16 |
Технологические потери, всего, в т.ч.: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17 |
условно-постоянные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18 |
нагрузочные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19 |
потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергии |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3
Структура технических потерь электроэнергии
_________________________ за базовый (200_ г.)
(наименование ЭСО)
млн. кВт·ч
|
U, кВ |
ВЛ |
Трансформаторы |
Собственные нужды ПС |
СК и БСК |
Реакторы |
ТТ, ТН, счетчики электро- энергии |
Прочие |
Суммарные потери электро- энергии |
||
|
нагрузочные |
корона |
нагрузочные |
холостой ход |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
750 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
330 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
220 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
110 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1-20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечание 1. В гр. 8 "Реакторы" указывается сумма потерь электроэнергии в шунтирующих и токоограничивающих реакторах. 2. В гр. 10 "Прочие" указываются условно-постоянные потери электроэнергии, приведенные в приложении 1 настоящего Порядка, в том числе: в изоляции кабелей, соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС), вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ), потери от токов утечки по изоляторам ВЛ, расход электроэнергии на плавку гололеда. |
||||||||||
Таблица 4
Структура перетоков электроэнергии
__________________________ в базовом (200_г.)
(наименование ЭСО)
|
Соседним ЭСО, потребителям ОРЭМ |
Количество классов напряжения |
Класс напряжения, кВ |
Перетоки электроэнергии, млн. кВт·ч |
|
|
Прием |
Отдача |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 5
Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях
_____________________________________________
(наименование ЭСО)
|
Номер меро- приятия* |
Идентификатор мероприятия |
Наименование мероприятия |
Объемы мероприятий (200_ г.) |
Годовое снижение потерь от внедрения мероприятий, тыс. кВт·ч |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
ВСЕГО, эффект |
||||||
|
1 Организационные мероприятия |
||||||
|
1.1 |
110 |
Оптимизация мест размыкания линий 6 - 35 кВ с двусторонним питанием |
Расчеты, шт. |
ВЛ, шт. |
|
|
|
1.2 |
|
Оптимизация установившихся режимов электрических сетей |
шт. |
шт. |
|
|
|
120 |
по реактивной мощности |
|
|
|
||
|
121 |
по активной мощности |
|
|
|
||
|
1.3 |
130 |
Перевод генераторов электростанций в режим синхронного компенсатора |
количество генераторов |
МВт |
|
|
|
(СК) (сезонная работа) |
шт. |
|
|
|||
|
1.4 |
140 |
Уменьшение ограничения мощности генераторов электростанций |
МВт |
- |
|
|
|
1.5 |
150 |
Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схеме |
шт. |
шт. |
|
|
|
1.6 |
160 |
Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями |
шт. |
шт. |
|
|
|
161 |
220 кВ и выше |
|||||
|
162 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
163 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
1.7 |
170 |
Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей |
шт. |
- |
|
|
|
171 |
220 кВ и выше |
|||||
|
172 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
173 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
1.8 |
180 |
Отключение в режимах малых нагрузок: |
|
|
|
|
|
181 |
линий электропередачи в замкнутых электрических сетях и на двухцепных линиях |
количество ВЛ, шт. |
км |
|
||
|
182 |
220 кВ и выше |
|||||
|
183 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
184 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
185 |
трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами |
тыс. ч |
МВ·А |
|
||
|
186 |
220 кВ и выше |
|||||
|
187 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
188 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
1.9 |
190 |
Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой |
тыс. ч |
МВ·А |
|
|
|
191 |
220 кВ и выше |
|||||
|
192 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
193 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
1.10 |
200 |
Выравнивание нагрузок фаз в электросетях 0,38 кВ |
шт. |
- |
|
|
|
1.11 |
210 |
Сокращение продолжительности ремонта основного оборудования электростанций и сетей: |
|
|
|
|
|
211 |
линий |
км |
ч |
|
||
|
212 |
220 кВ и выше |
|||||
|
213 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
214 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
215 |
трансформаторов |
МВ·А |
ч |
|
||
|
216 |
220 кВ и выше |
|||||
|
217 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
218 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
220 |
генераторов |
шт. |
ч |
|
||
|
221 |
220 кВ и выше |
|||||
|
222 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
223 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
224 |
синхронных компенсаторов |
шт. |
ч |
|
||
|
225 |
220 кВ и выше |
|||||
|
226 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
227 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
228 |
комплексных ремонтов оборудования распределительных устройств: ячеек, шин и др. |
ч |
- |
|
||
|
229 |
220 кВ и выше |
|||||
|
231 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
232 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
1.12 |
240 |
Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций |
шт. |
- |
|
|
|
1.13 |
250 |
Стимулирование потребителей электроэнергии к выравниванию графиков нагрузки |
МВт |
- |
|
|
|
1.14 |
260 |
Ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения (АРН) на трансформаторах с РПН |
шт. |
- |
|
|
|
261 |
220 кВ и выше |
|||||
|
262 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
263 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
1.15 |
270 |
Выполнение ремонтов под напряжением на ВЛ |
км |
ч |
|
|
|
271 |
220 кВ и выше |
|||||
|
272 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
273 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
3.1 |
280 |
Выявление хищений электроэнергии в результате проведения рейдов |
- |
- |
|
|
|
290 |
Прочие мероприятия |
|||||
|
2 Технические мероприятия |
||||||
|
2.1 |
100 |
Установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности: |
шт. |
Мвар |
|
|
|
110 |
батарей конденсаторов (БСК) (новое строительство и расширение существующих батарей) |
шт. |
Мвар |
|
||
|
120 |
220 кВ и выше |
|||||
|
130 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
140 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
150 |
Замена конденсаторов, выбывших из строя |
шт. |
Мвар |
|
||
|
160 |
синхронных компенсаторов (СК) (новое строительство) |
шт. |
Мвар |
|
||
|
170 |
220 кВ и выше |
|||||
|
180 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
190 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
200 |
замена выбывших из строя СК |
шт. |
Мвар |
|
||
|
240 |
перевод генераторов, турбины которых отработали ресурс, в режим СК |
шт. |
МВ·А |
|
||
|
250 |
статических компенсаторов (СТК) |
шт. |
Мвар |
|
||
|
260 |
220 кВ и выше |
|||||
|
270 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
280 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.2 |
300 |
Увеличение рабочей мощности установленных в электрических сетях синхронных компенсаторов |
шт. |
Мвар |
|
|
|
310 |
220 кВ и выше |
|||||
|
320 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
330 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.3 |
400 |
Замена проводов на перегруженных линиях |
шт. |
км |
|
|
|
410 |
220 кВ и выше |
|||||
|
420 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
430 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.4 |
500 |
Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиям |
шт. |
- |
|
|
|
2.5 |
600 |
Замена перегруженных и установка и ввод в работу дополнительных силовых трансформаторов на эксплуатируемых подстанциях |
шт. |
МВ·А |
|
|
|
610 |
220 кВ и выше |
|||||
|
620 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
630 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.6 |
700 |
Замена недогруженных силовых трансформаторов |
шт. |
МВ·А |
|
|
|
710 |
220 кВ и выше |
|||||
|
720 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
730 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.7 |
800 |
Установка и ввод в работу: |
шт. |
- |
|
|
|
810 |
устройств РПН на трансформаторах с ПБВ |
|||||
|
820 |
220 кВ и выше |
|||||
|
830 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
840 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
850 |
регулировочных трансформаторов |
шт. |
МВ·А |
|
||
|
860 |
220 кВ и выше |
|||||
|
870 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
880 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.8 |
900 |
Установка и ввод в работу на трансформаторах с РПН устройств автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРН) |
шт. |
- |
|
|
|
910 |
220 кВ и выше |
|||||
|
920 |
35 - 110кВ |
|||||
|
930 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.9 |
1000 |
Установка и ввод в работу устройств автоматического регулирования мощности батарей статических конденсаторов в электросетях |
шт. |
Мвар |
|
|
|
1010 |
220 кВ и выше |
|||||
|
1020 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
1030 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.10 |
1100 |
Установка и ввод в работу вольтодобавочных трансформаторов с поперечным регулированием |
шт. |
МВ·А |
|
|
|
1110 |
220 кВ и выше |
|||||
|
1120 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
1130 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.11 |
1200 |
Оптимизация нагрузки электросетей за счет строительства: |
шт. |
км |
|
|
|
1210 |
линий |
|||||
|
1220 |
220 кВ и выше |
|||||
|
1230 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
1240 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
1250 |
подстанций |
шт. |
МВ·А |
|
||
|
1260 |
220 кВ и выше |
|||||
|
1270 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
1280 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
1300 |
ввода дополнительных |
шт. |
мВт |
|
||
|
генераторов на электростанциях |
||||||
|
1310 |
220 кВ и выше |
|||||
|
1320 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
1330 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.12 |
1400 |
Перевод электросетей на более высокое номинальное напряжение: |
шт. |
км |
|
|
|
1410 |
линий |
|||||
|
1420 |
220 кВ и выше |
|||||
|
1430 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
1440 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
1450 |
подстанций |
шт. |
МВ·А |
|
||
|
1460 |
220 кВ и выше |
|||||
|
1470 |
35 - 110 кВ |
|||||
|
1480 |
20 кВ и ниже |
|||||
|
2.13 |
|
Установка и ввод в работу компенсирующих устройств у промышленных потребителей: |
Мвар |
- |
|
|
|
1510 |
батарей конденсаторов |
|||||
|
1520 |
статических компенсаторов (СТК) |
|||||
|
2.14 |
1600 |
Разукрупнение распределительных линий 0,38 - 35 кВ |
шт. |
- |
|
|
|
2.15 |
1700 |
Установка и ввод в работу батарей конденсаторов для продольной компенсации |
Мвар |
- |
|
|
|
1800 |
Прочие мероприятия |
|||||
|
3 |
|
Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии |
|
|
|
|
|
3.1 |
|
Проведение рейдов по выявлению неучтенной электроэнергии: |
количество рейдов |
|
|
|
|
11 |
в производственном секторе |
|||||
|
12 |
в коммунально-бытовом секторе |
|||||
|
3.2 |
20 |
Организация равномерного снятия показаний электросчетчиков строго в установленные сроки по группам потребителей |
количество проверок |
|
|
|
|
3.3 |
30 |
Установка автоматизированных систем учета электроэнергии (АСКУЭ): |
шт. |
|
|
|
|
31 |
коммерческого учета на: |
|||||
|
32 |
подстанциях |
|||||
|
33 |
электростанциях |
|||||
|
34 |
технического учета на: |
|||||
|
35 |
подстанциях |
|||||
|
36 |
электростанциях |
|||||
|
3.4 |
40 |
Установка отдельных электросчетчиков для потребителей, получающих электроэнергию от трансформаторов собственных нужд |
шт. |
|
|
|
|
3.5 |
50 |
Проведение поверки и калибровки электросчетчиков с просроченными сроками: |
шт. |
|
|
|
|
51 |
коммерческого учета: |
|||||
|
52 |
трехфазных |
|||||
|
53 |
однофазных |
|||||
|
54 |
технического учета: |
|||||
|
55 |
трехфазных |
|||||
|
56 |
однофазных |
|||||
|
3.6 |
60 |
Пломбирование: |
шт. |
|
|
|
|
61 |
электросчетчиков |
|||||
|
62 |
клеммных крышек |
|||||
|
3.7 |
70 |
Выделение цепей учета электроэнергии на отдельные обмотки трансформаторов тока |
шт. |
|
|
|
|
3.8 |
80 |
Устранение недогрузки и перегрузки: |
шт. |
|
|
|
|
81 |
цепей тока: |
|||||
|
82 |
коммерческого учета |
|||||
|
83 |
технического учета |
|||||
|
84 |
цепей напряжения: |
|||||
|
85 |
коммерческого учета |
|||||
|
86 |
технического учета |
|||||
|
3.9 |
90 |
Устранение работы электросчетчиков в недопустимых условиях: |
шт. |
|
|
|
|
91 |
устранение вибрации оснований, на которых установлены счетчики: |
|||||
|
92 |
коммерческого учета |
|||||
|
93 |
технического учета |
|||||
|
95 |
установка и ввод в работу электрообогрева в зимнее время электросчетчиков: |
|||||
|
96 |
коммерческого учета |
|||||
|
97 |
технического учета |
|||||
|
3.10 |
100 |
Установка электросчетчиков повышенных классов точности: |
шт. |
|
|
|
|
101 |
коммерческого учета: |
|||||
|
102 |
трехфазных |
|||||
|
103 |
однофазных |
|||||
|
104 |
технического учета: |
|||||
|
105 |
трехфазных |
|||||
|
106 |
однофазных |
|||||
|
3.11 |
110 |
Ремонт электросчетчиков: |
шт. |
|
|
|
|
111 |
коммерческого учета: |
|||||
|
112 |
трехфазных |
|||||
|
113 |
однофазных |
|||||
|
115 |
технического учета: |
|||||
|
116 |
трехфазных |
|||||
|
117 |
однофазных |
|||||
|
3.12 |
120 |
Установка дополнительных: |
шт. |
|
|
|
|
121 |
электросчетчиков: |
|||||
|
122 |
коммерческого учета |
|||||
|
123 |
технического учета |
|||||
|
124 |
трансформаторов тока: |
|||||
|
125 |
коммерческого учета |
|||||
|
126 |
технического учета |
|||||
|
127 |
трансформаторов напряжения для: |
|||||
|
128 |
коммерческого учета |
|||||
|
129 |
технического учета |
|||||
|
3.13 |
130 |
Проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятий показаний электросчетчиков на электростанциях и подстанциях |
|
|
|
|
|
3.14 |
140 |
Проведение проверок и обеспечение правильности работы электросчетчиков на межсистемных ВЛ и на генераторах электростанций |
|
|
|
|
|
3.15 |
150 |
Установка электросчетчиков амперквадратчасов (потерь) на линиях |
шт. |
|
|
|
|
3.16 |
160 |
Установка отдельных электросчетчиков учета электроэнергии, расходуемой на собственные нужды подстанций |
шт. |
|
|
|
|
3.17 |
170 |
Установка электросчетчиков коммерческого учета (АСКУЭ) на границах ЭСО |
шт. |
|
|
|
|
3.18 |
180 |
Составление и анализ небалансов электроэнергии по подстанциям и электростанциям |
шт. |
|
|
|
|
3.19 |
190 |
Контроль и анализ средней оплаты за электроэнергию потребителями |
шт. |
|
|
|
|
3.20 |
200 |
Инвентаризация электросчетчиков коммерческого учета |
шт. |
|
|
|
|
201 |
однофазных |
|||||
|
202 |
трехфазных |
|||||
|
203 |
электронных |
|||||
|
3.21 |
210 |
Компенсация индуктивной нагрузки трансформаторов напряжения |
шт. |
|
|
|
|
3.22 |
220 |
Установка на подстанциях с дежурным персоналом сигнализации о выходе из строя высоковольтных предохранителей трансформаторов напряжения |
шт. |
|
|
|
|
230 |
Прочие мероприятия |
|||||
________________
* Номер мероприятия по типовому перечню.
Таблица 6
Количество и установленная мощность силовых трансформаторов
_____________________ на конец базового (200_) года
(наименование ЭСО)
|
Единичная мощность, кВ·А |
Высшее напряжение, кВ |
Количество и установленная мощность |
|
|
шт. |
тыс. кВ·А |
||
|
До 2500 |
3 - 20 |
|
|
|
35 |
|
|
|
|
От 2500 до 10000 |
3 - 20 |
|
|
|
35 |
|
|
|
|
110 - 154 |
|
|
|
|
От 10000 до 80000 включительно |
3 - 20 |
|
|
|
35 |
|
|
|
|
110 - 154 |
|
|
|
|
220 |
|
|
|
|
Более 80000 |
110 - 154 |
|
|
|
220 |
|
|
|
|
330 однофазные |
|
|
|
|
330 трехфазные |
|
|
|
|
400 - 500 однофазные |
|
|
|
|
400 - 500 трехфазные |
|
|
|
|
750 - 1150 |
|
|
|
|
Итого: |
|
|
|
|
Примечание - Резервные не используемые трансформаторы, а также специальные трансформаторы для плавки гололеда в таблицу не включаются. |
|||
Таблица 7
Количество и мощность устройств компенсации реактивной
мощности _________________________________________
(наименование ЭСО)
на конец базового (200_) года
|
№ п/п |
Тип |
Номинальное напряжение, кВ |
Количество и установленная мощность |
|
|
шт., групп |
Мвар |
|||
|
1 |
Шунтирующие масляные реакторы |
3 - 20 |
|
|
|
|
|
35 |
|
|
|
|
|
110 |
|
|
|
|
|
500 |
|
|
|
|
|
750 |
|
|
|
Итого: |
|
|
|
|
|
2 |
СК и генераторы, в режиме СК, тыс. кВ·А |
- |
|
|
|
|
До 15,0 |
|||
|
|
от 15,0 до 37,5 |
- |
|
|
|
|
50 |
- |
|
|
|
|
От 75,0 до 100,0 |
- |
|
|
|
|
160 |
- |
|
|
|
Итого: |
|
|
|
|
|
3 |
БСК и СТК |
- |
|
|
|
|
0,38 - 20 кВ |
|||
|
|
35 кВ |
- |
|
|
|
|
110 кВ |
- |
|
|
|
|
220 кВ и выше |
- |
|
|
|
Итого: |
|
|
|
|
Таблица 8
Протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий
электропередачи _________________________________
(наименование ЭСО)
на конец базового (200_) года
|
Класс напряжения |
Номер строки |
Протяженность, км |
|
Воздушные линии |
||
|
1. От 6 кВ и выше: |
|
|
|
1150 кВ |
01 |
|
|
800 кВ |
02 |
|
|
750 кВ |
03 |
|
|
500 кВ |
04 |
|
|
400 кВ |
05 |
|
|
330 кВ |
06 |
|
|
220 кВ |
07 |
|
|
154 кВ |
08 |
|
|
110 кВ |
09 |
|
|
35 кВ |
11 |
|
|
20 кВ |
12 |
|
|
10 кВ |
13 |
|
|
6 кВ |
14 |
|
|
Итого (стр. 01 - 14) |
15 |
|
|
2. Ниже 6 кВ: |
|
|
|
3 кВ |
16 |
|
|
2 кВ |
17 |
|
|
500 Вольт и ниже |
18 |
|
|
Итого (стр. 16 - 18) |
19 |
|
|
Всего (стр. 15 + 19) |
20 |
|
|
Кабельные линии |
||
|
220 кВ |
31 |
|
|
110 кВ |
32 |
|
|
35 кВ |
33 |
|
|
20 кВ |
34 |
|
|
10 кВ |
35 |
|
|
6 кВ |
36 |
|
|
3 кВ |
37 |
|
|
2 кВ |
38 |
|
|
500 Вольт и ниже |
39 |
|
|
Итого (стр. 31 - 39) |
40 |
|
Таблица 9
Структура технологических потерь электроэнергии
___________________________________________
(наименование ЭСО)
млн. кВт·ч
|
Класс напряжения, кВ |
Технические потери электроэнергии |
Потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергии |
Всего |
|
750 |
|
|
|
|
500 |
|
|
|
|
330 |
|
|
|
|
220 |
|
|
|
|
110 |
|
|
|
|
35 - 60 |
|
|
|
|
1 - 20 |
|
|
|
|
0,4 |
|
|
|
|
Итого |
|
|
|
Таблица 10
Баланс электрической энергии в сетях ВН, CHI, CHII и НН
_______________________________________________
(региональные электрические сети)
млн. кВт·ч
|
№ п/п |
Показатели |
В базовом периоде |
На регулируемый период |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
Отпуск электроэнергии в сеть ВН, |
|
|
|
|
Всего, в т.ч.: |
|
|
|
|
от генерирующих компаний |
|
|
|
|
от других поставщиков |
|
|
|
|
(в т.ч. с оптового рынка) |
|
|
|
|
от организаций (сальдо-переток) |
|
|
|
1.1 |
Технологические потери электроэнергии |
|
|
|
|
в сети ВН |
|
|
|
|
то же в % к отпуску в сеть ВН |
|
|
|
1.2 |
Отпуск из сети ВН, в т.ч. |
|
|
|
1.2.1 |
потребителям сети ВН, |
|
|
|
|
в т.ч. собственным потребителям |
|
|
|
|
потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам |
|
|
|
1.2.2 |
Сальдо-переток в другие организации |
|
|
|
1.2.3 |
В сеть CHI |
|
|
|
1.2.4 |
В сеть СНII |
|
|
|
2 |
Отпуск электроэнергии в сеть CHI, |
|
|
|
|
в т.ч. из сети ВН |
|
|
|
|
в т.ч. от генерирующих компаний |
|
|
|
|
от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка) |
|
|
|
|
от других организаций (сальдо-переток) |
|
|
|
2.1 |
Технологические потери электроэнергии |
|
|
|
|
в сети CHI |
|
|
|
|
то же в % к отпуску в сеть CHI |
|
|
|
2.2 |
Отпуск из сети CHI |
|
|
|
2.2.1 |
Потребителям сети CHI, в т.ч: |
|
|
|
|
собственным потребителям |
|
|
|
|
потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам |
|
|
|
2.2.2 |
Сальдо-переток в другие организации |
|
|
|
2.2.3 |
В сеть СНII |
|
|
|
2.2.4 |
В сети НН |
|
|
|
3 |
Отпуск электроэнергии в сеть CHII, |
|
|
|
|
в т.ч. из сети ВН |
|
|
|
|
из сети CHI |
|
|
|
|
в т.ч. от генерирующих компаний |
|
|
|
|
от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка) |
|
|
|
|
от других организаций (сальдо-переток) |
|
|
|
3.1 |
Технологические потери электроэнергии в сети CHII |
|
|
|
|
то же в % к отпуску в сеть CHII |
|
|
|
3.2 |
Отпуск из сети CHII |
|
|
|
3.2.1 |
Потребителям сети CHII, в т.ч: |
|
|
|
|
собственным потребителям |
|
|
|
|
потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам |
|
|
|
3.2.2 |
Сальдо-переток в другие организации |
|
|
|
3.2.3 |
В сети НН |
|
|
|
4 |
Отпуск электроэнергии в сеть НН, |
|
|
|
|
Всего в т.ч.: |
|
|
|
|
из сети CHI |
|
|
|
|
из сети СНII |
|
|
|
|
в т.ч. от генерирующих компаний от других поставщиков |
|
|
|
|
(в т.ч. с оптового рынка) |
|
|
|
|
от других организаций (сальдо-переток) |
|
|
|
4.1 |
Потери электроэнергии в сети НН |
|
|
|
|
то же в % к отпуску в сеть НН |
|
|
|
4.2 |
Отпуск из сети НН |
|
|
|
4.2.1 |
Потребителям сети НН |
|
|
|
|
в т.ч. собственным потребителям |
|
|
|
|
потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам |
|
|
|
4.2.2 |
Сальдо-переток в другие организации |
|
|
Приложение № 3
к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее
передаче по электрическим сетям
МЕТОД РАСЧЕТА
НОРМАТИВНЫХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА РЕГУЛИРУЕМЫЙ ПЕРИОД
1. Нормативные потери электроэнергии (DWНПЭ.Р%) на каждый год регулируемого периода вычисляются по формуле:
,
(1)
где DWНПЭ.Р - абсолютная величина нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период (млн. кВт·ч);
WОС.Р - отпуск электроэнергии в сеть на регулируемый период ЭСО (для федеральной сетевой компании и межрегиональных магистральных сетевых компаний - отпуск электроэнергии из сети своей компании).
2. Абсолютная величина нормативных потерь электроэнергии на регулируемый период определяется по формуле:
DWНПЭ.Р = DWНТПЭ.Р + DWМСП.Р, (2)
где DWНТПЭ.Р - нормативные технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период, определяемые в соответствии с общими принципами нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (раздел III настоящего Порядка), млн. кВт·ч;
DWМСП.Р - норматив снижения потерь электроэнергии на регулируемый период, млн. кВт·ч.
3. Норматив снижения потерь электроэнергии на регулируемый период (DWМСП.Р) определяется по формуле:
,
(3)
где DWФ.Б - фактические потери электроэнергии в базовом году (млн. кВт·ч);
DWНТПЭ.Б - нормативные технологические потери электроэнергии в базовом году (млн. кВт·ч);
Т - период (количество лет), в течение которого фактические потери будут снижены до величины нормативных технологических потерь электроэнергии.
4. Норматив снижения потерь электроэнергии на регулируемый период (DWМСП.Р) учитывается при утверждении нормативных потерь электроэнергии в случае их обоснования электросетевой организацией утвержденными программами снижения потерь электроэнергии по годам в течение периода Т. Программы снижения потерь электроэнергии разрабатываются ЭСО самостоятельно или по результатам проведения энергоаудита.
5. Период Т устанавливается в соответствии с программой снижения потерь электроэнергии, действующей на этот период. Годовое задание по снижению потерь электроэнергии определяется в соответствии с формулой (3). Распределение этой величины по годам периода Т может быть неравномерным.
Приложение № 4
к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее
передаче по электрическим сетям
НОМЕНКЛАТУРА
ЭЛЕМЕНТОВ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
В номенклатуру производственных нужд (с учетом хозяйственных) входит расход электроэнергии на следующие объекты и виды работ:
- электробойлерные установки, состоящие на балансе электрических сетей;
- дизельные электростанции, состоящие на балансе электрических сетей и находящиеся в консервации или резерве;
- ремонтно-механические и столярные мастерские, находящиеся на балансе электрических сетей;
- склад оборудования и материалов;
- базисный склад топлива;
- административные здания, включая отдельно расположенные служебные помещения различного назначения: учебные кабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, помещения для отдыха ремонтного персонала, помещения специализированных лабораторий, убежища в составе ремонтно-производственных баз (РПБ), ремонтно-эксплуатационных пунктов (РЭП), зданий подстанций;
- монтажные, наладочные, экспериментальные и ремонтные работы, выполняемые персоналом электрических сетей;
- маслохозяйство;
- автохозяйства, находящиеся в составе электрических сетей;
- учебные комбинаты и полигоны;
- служебные и жилые помещения оперативного персонала подстанций с дежурством на дому;
- другие потребители, обслуживающие основное производство, но непосредственно не связанные с технологическим процессом передачи электроэнергии.