МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

Об утверждении Методики определения нормативов потерь электрической энергии

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

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

приказываю:

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

Министр
А.Новак

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

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

I. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

где:

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

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

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

где:

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

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

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

где:

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

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

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

где:

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

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

n - количество МЭС;

m - количество субъектов Российской Федерации.

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

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

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

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

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

среднее первое напряжение (СН1) - 35 кВ;

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

низкое напряжение (НН) - ниже 1 кВ.

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

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

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

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

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

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

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

где:

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

- предельный уровень потерь электрической энергии , %;

- средняя арифметическая величина относительных потерь электрической энергии , %;

- стандартное отклонение, определяемое по формуле:

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

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

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

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

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

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

где:

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

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

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

,(тыс.кВт·ч), (10)

где:

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

- число силовых трансформаторов в группе с номинальной мощностью k .

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

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

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

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

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

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

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

Приложение N 2

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

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

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

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

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

Удельные расчетные величины потерь на холостой ход силовых трансформаторов

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

Рег.номер Минюст № 13314 от 12.02.2009Приказ Минэнерго России № 326 от 30.12.2008

УТВЕРЖДЕНА

приказом Минэнерго России

от «___»__________ 200__ г. №___

ИНСТРУКЦИЯ

по организации в Министерстве энергетики

Российской Федерации работы по расчету и обоснованию

нормативов технологических потерь электроэнергии

при ее передаче по электрическим сетям

I . Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

Технологические потери электроэнергии (далее – ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям ТСО, ФСК и МСК включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (приложение 1 к настоящей Инструкции).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

∆W н. Р = ∆W н. Б ∙ , (1)

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

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

∆W н. Р = ∆W н. Б ∙
, (2)

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

∆ W погр. Р =
, (3)

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

∆ W погр. Р =
. (4)

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

∆W ТПЭ.Р = ∆ W у-п. Р + ∆ W н. Р + ∆ W погр. Р, (5)

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

, (6)

где W OC . P – отпуск электроэнергии в сеть ТСО в регулируемом периоде (для ФСК и МСК – отпуск электроэнергии из сети своей компании).

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

В базовом периоде:

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

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

определяются нагрузочные потери электроэнергии в целом и по уровням напряжения;

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

В регулируемом периоде:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

баланс формируется с учетом суммарного отпуска электроэнергии в сеть предприятия;

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

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

технологические потери электроэнергии на регулируемый период (
) для субабонентов определяются по формуле:

, (7)

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

- объем переданной электроэнергии для субабонентов на регулируемый период;

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

отпуск в сеть для субабонентов на регулируемый период (
) определяется по формуле:

; (8)

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

(9)

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

Приказ Министерства энергетики РФ от 7 августа 2014 г. N 506
"Об утверждении Методики определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям"

С изменениями и дополнениями от:

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

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

среднее первое напряжение (СН1) - 35 кВ:

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

низкое напряжение (НН) - ниже 1 кВ.

Информация об изменениях:

Низкое напряжение

30 и менее

_____________________________

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

Информация об изменениях:

Приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 г. N 875 Методика дополнена приложением N 3

Приложение N 3
к Методике определения нормативов
потерь электрической энергии
при ее передаче по электрическим сетям

Удельные расчетные величины потерь на холостой ход силовых трансформаторов

потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

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

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

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

потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;

потери в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);

потери в изоляции кабелей;

потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;

расход электроэнергии на собственные нужды (далее – СН) подстанций (далее - ПС);

расход электроэнергии на плавку гололеда.

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

КВт.ч, (1)

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

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

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

Таблица 1

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

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

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

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

КВт.ч, (2)

Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.

Таблица 2

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

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

, кВт.ч, (3)

При отсутствии паспортных данных оборудования значение ΔР КУ принимается равным: для БК - 0,003 кВт/квар, для СТК - 0,006 кВт/квар.

6. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22–0,66 кВ принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 3.

Таблица 3

Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ)

Потери электроэнергии в электрических счетчиках прямого включения 0,22–0,66 кВ принимаются в соответствии со следующими данными, кВт.ч в год на один счетчик:

однофазный, индукционный – 18,4;

трехфазный, индукционный – 92,0;

однофазный, электронный – 21,9;

трехфазный, электронный – 73,6.

7. Потери электроэнергии на корону определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 4, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100 % и гололед; к периодам влажной погоды – дождь, мокрый снег, туман.

Таблица 4

Удельные потери мощности на корону

При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяются по таблице 5 в зависимости от региона расположения линии. Распределение субъектов Российской Федерации по регионам приведено в таблице 6.

Таблица 5

Удельные годовые потери электроэнергии на корону

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

Таблица 6

Распределение субъектов Российской Федерации по регионам

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

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

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

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

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

Таблица 7

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

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

Таблица 8

Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки

по изоляторам ВЛ

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

Таблица 9

Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда

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

Таблица 10

Удельные потери электроэнергии в изоляции кабелей

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

В случае отсутствия приборов учета электроэнергии на СН ПС 10(6)/0,4 кВ удельный расход электроэнергии (кВт.ч/кВА) определяется по результатам энергетического обследования.