Есть вопрос по этому документу?Сверьте ответ ИИ с текстом закона

Спросите ИИ - он ответит по тексту закона и покажет нужные статьи.Чат-боты ошибаются в законах КР. Здесь ИИ отвечает по действующей редакции и показывает статьи. 40 ответов ИИ в месяц - бесплатно.

Например:

ПоискИнструкция

Инструкция по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче, распределении и купле-продаже по электрическим сетям 0,4-10-20-35-110-220-500кВ (к приказу Министерства энергетики КР)

Инструкция№ 63-4 от 20 октября 2025Действуетред. от 20 октября 2025

ред. от 20 октября 2025Действует

Приложение

Утверждено приказом Министерства энергетики Кыргызской Республики от «20» 10 2025 года № 63-4

Инструкция по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче, распределении и купле- продаже по электрическим сетям 0,4-10-20-35-110-220-500кВ

Глава 1.. Общие положения

1. Настоящая Инструкция разработана в целях работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии и их снижения в электрических сетях предприятий электрических сетей.

2. Инструкция предназначена для сотрудников, осуществляющих расчёт и обоснование норматива технологических потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4-10-20-35-110-220-500 киловольт на расчетный период регулирования.

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 киловольт и выше (ВН); на среднем первом напряжении – 35 киловольт (СН1); на среднем втором напряжении – 6-10 киловольт (СН2); на низком напряжении – 0,4 киловольт и ниже (НН).

3. Расчет технологических потерь электроэнергии при ее передаче, распределении и купле-продаже по электрическим сетям 0,4-6-10-20-35-110-220-500 киловольт возможен с использованием специальных компьютерных программ.

Глава 2.. Структура технологических потерь электроэнергии при

ее передаче по электрическим сетям

4. Технологические потери электроэнергии (далее – ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям 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).

5. 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.

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

7. 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.

Глава 3.. Общие принципы нормирования технологических

потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

8. 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.

9. 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.

10. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям предприятий электрических сетей рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянные, нагрузочные и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета.

11. 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.

12. Нагрузочные потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям энергокомпании (ЭК) на регулируемый период определяются по формуле:

∆Wн.Р = ∆Wн. Б ∙ (1)

где

∆Wн Б, ∆Wн.Р

нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды соответственно;

поступление электроэнергии в сеть в базовом и регулируемом периодах соответственно.

13. 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.

14. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период определяются по формуле:

∆ Wпогр.Р = , (2)

где

∆Wпогр.Б, %

потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, за базовый период в относительных единицах (Методика расчета приведена в приложении 1 к настоящей Инструкции).

15. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ЭК предприятий электрических сетей по абсолютной величине (∆WТПЭ.Р) на регулируемый период определяются по формуле:

∆WТПЭ.Р = ∆ Wу-п.Р + ∆ Wн.Р + ∆ Wпогр.Р , (3)

где

∆ Wу-п.Р

условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период.

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

(4)

где WOC.P –поступление электроэнергии в сеть ЭК в регулируемом периоде.

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

В базовом периоде:

- определяется на каждом уровне напряжения сети поступление 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 поступления 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 (2) и распределяются по уровням напряжения в соответствии с разделом IV приложения 1;

- технологические потери электроэнергии определяются в соответствии с формулой (3) в целом и по уровням напряжения.

Глава 4.. Требования к оформлению и составу обосновывающей

документации

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

19. В состав обосновывающих материалов входят данные о балансах и потерях электроэнергии, а также других показателях электрических сетей ЭК (приложения 3, 4, 51 [1] * к настоящей Инструкции):

За базовый период:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На регулируемый период:

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

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

- структура технологических потерь электроэнергии (таблица 4А приложений3, 4, 5);

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

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

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

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

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

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

_____________ 1[1]* ТСО представляют информацию согласно Приложению 3.согласно Приложению 4, предприятия (ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности) – согласно Приложению 5

Приложение 1

к Инструкции по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

§ 1. Методика расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде

1. Методы расчета условно-постоянных потерь (не зависящих от нагрузки)

1) Условно-постоянные потери включают:

- потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

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

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

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

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

- потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;

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

- потери в изоляции кабелей;

- потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;

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

- расход электроэнергии на плавку гололеда.

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

кВт.ч, (1)

где

Трi

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

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

Uном

номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора (автотрансформатора), кВ.

Напряжение на трансформаторе (автотрансформаторе) определяется с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники. Допускается для силовых трансформаторов (автотрансформаторов) потери мощности 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 ΔPр. 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)

Вид оборудования

Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ

110

220

550

ШР, тыс.кВт.ч/МВ·А в год

СППС, тыс.кВт.ч на ПС в год

1,3

415

Примечание: Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств ТП 6-10/0,4 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)

где

βQ

коэффициент максимальной нагрузки СК в базовом периоде;

ΔPном

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

Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.

Таблица 2

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

Вид оборудования

Потери электроэнергии, тыс.кВт.ч в год, при номинальной мощности СК, МВ×А

7,5

100

160

320

СК

400

540

675

970

1570

2160

3645

4725

10260

Примечания:

1. При мощности СК, отличной от приведенной в таблице, потери электроэнергии определяются с помощью линейной интерполяции.

2. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

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

кВт.ч, (3)

где

ΔРКУ

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

SКУ

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

При отсутствии паспортных данных оборудования значение ΔРКУ 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)

Класс напряжения, кВ

Потери электроэнергии, тыс.кВт.ч в год, по видам оборудования

РВ

ОПН

ТТ

ТН

УПВЧ

0,009

0,001

0,06

1,54

0,01

0,021

0,001

0,1

1,9

0,01

0,091

0,013

0,4

3,6

0,02

110

0,60

0,22

1,1

11,0

0,22

220

1,59

0,74

2,2

13,1

0,43

500

4,93

3,94

5,0

28,9

3,24

Примечания:

1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы.

2. Потери в трех однофазных ТН принимаются равными потерям в одном трехфазном ТН.

3. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс.кВт×ч/год.

4. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

5. Потери электроэнергии в ТТ и ТН включают потери в счетчиках, входящих в состав измерительных комплексов.

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, кВт/км, при видах погоды

Удельные потери мощности на корону напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазе

Суммарное сечение проводов в фазе, мм2

Удельные потери мощности на корону, кВт/км, при видах погоды

хорошая

сухой снег

влажная

изморозь

500-3х400 500-8х300

1200

2400

2,4 0,1

9,1 0,5

30,2 1,5

79,2 4,5

200ст-1х300 220ст/2-1х300 220жб-1х300 220жб/2-1х300 220-3х500

300

1500

0,3 0,3 0,4 0,4 0,02

1,5 1,4 2,0 1,8 0,05

5,4 5,0 8,1 6,7 0,27

16,5 15,4 24,5 20,5 0,98

110ст-1х120 110ст/2-1х120 110жб-1х120 110жб/2-1х120

120

0,013 0,008 0,018 0,01

0,04 0,025 0,06 0,035

0,17 0,13 0,30 0,17

0,69 0,47 1,10 0,61

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.

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

500-3х400

130,3

116,8

106,0

93,2

84,2

74,2

103,4

500-8х300

6,6

5,8

5,2

4,6

4,1

3,5

5,1

220ст-1х300

19,4

16,8

14,8

13,3

12,2

10,4

15,3

220ст/2-1х300

18,0

15,6

13,8

12,4

11,8

9,7

14,3

220жб-1х300

28,1

24,4

21,5

19,3

17,7

15,1

22,2

220жб/2-1х300

24,0

20,7

18,3

16,5

15,1

12,9

19,0

220-3х500

1,3

1,1

1,0

0,9

0,8

0,7

1,0

110ст-1х120

1,07

0,92

0,80

0,72

0,66

0,55

0,85

110ст/2-1х120

0,71

0,61

0,54

0,48

0,44

0,37

0,57

110жб-1х120

1,71

1,46

1,28

1,15

1,06

0,88

1,36

110жб/2-1х120

0,93

0,8

0,7

0,63

0,57

0,48

0,74

Примечания:

1. Значения потерь, приведенные в таблицах 4 и 5, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

2. Для линий на деревянных опорах применяют данные, приведенные в таблице для линий на стальных опорах.

При расчете потерь электроэнергии на корону на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в таблицах 4 и 5, 6 значения таблиц 4 и 5, 6 умножаются на отношение Fт/Fф , где Fт – суммарное сечение проводов фазы, приведенное в таблицах 4 и 5, 6; Fф – фактическое сечение проводов линии.

Таблица 6

Удельные потери на корону в ВЛ 110-220-500 кВ

Зона

Высота

Напряжение ВЛ

500 кВ

200 кВ

110 кВ

АС-3х300/39

AC-3x300/67

AC-3x400/18

AC-3x400/93

AC-3x500/26

AC-3x500/64

AC-3x500/336

АС-300/39

АС-95/16

АС-120/19

АС-150/24

Гребневая

500

16,068

15,426

13,671

10,739

10,038

9,604

6,062

3,002

0,179

0,144

0,115

1000

21,322

20,527

18,318

14,534

13,615

13,043

8,309

4,044

0,245

0,197

0,158

1500

26,998

26,039

23,346

18,649

17,495

16,775

10,753

5,172

0,316

0,254

0,204

2000

32,738

31,602

28,395

22,760

21,369

20,499

13,193

6,300

0,386

0,311

0,250

2500

39,309

37,968

34,172

27,467

25,806

24,765

15,999

7,589

0,467

0,377

0,302

3000

46,187

44,614

40,164

32,317

30,373

29,156

18,888

8,920

0,550

0,444

0,357

3500

54,846

52,974

47,692

38,398

36,099

34,659

22,508

10,588

0,653

0,528

0,426

Предгорная

500

10,558

10,057

8,736

6,667

6,195

5,905

3,639

1,885

0,107

0,086

0,069

1000

12,683

12,107

10,577

8,146

7,584

7,239

4,505

2,293

0,132

0,106

0,086

1500

13,309

12,696

11,077

8,520

7,931

7,570

4,715

2,398

0,138

0,111

0,090

2000

14,030

13,366

11,622

8,906

8,286

7,907

4,927

2,509

0,144

0,116

0,094

2500

14,695

13,973

12,098

9,228

8,580

8,184

5,106

2,602

0,148

0,121

0,099

3000

15,281

14,482

12,438

9,397

8,724

8,315

5,186

2,657

0,151

0,123

0,101

3500

15,464

14,576

12,352

9,172

8,489

8,079

5,019

2,608

0,146

0,120

0,100

Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается умножением данных, приведенных в таблицах 4 и 5, 6 на коэффициент, определяемый по формуле:

Ku кор= 6,88 U2отн – 5,88 Uотн , (4)

где Uотн - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению

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

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

По влиянию на токи утечки виды погоды объединяются в 3 группы: 1 группа – хорошая погода с влажностью менее 90 %, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа – дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90 % и более; 3 группа – туман. Таблица 7

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

Группа погоды

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ

110

220

500

0,011

0,017

0,035

0,055

0,069

0,156

0,094

0,153

0,324

0,510

0,637

1,440

0,154

0,255

0,543

0,850

1,061

2,400

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

Показатель

Удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс.кВтч/км в год, при напряжении, кВ

Uном

110

220

500

Удельные потери

0,027

0,044

0,092

0,92

1,47

4,18

Примечание. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

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

Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс.кВт.ч/км в год, в районе по гололеду

4х600

2400

0,171

0,236

0,300

0,360

8х300

2400

0,280

0,381

0,479

0,571

3х500

1500

0,122

0,167

0,212

0,253

5х240

1200

0,164

0,223

0,280

0,336

3х400

1200

0,114

0,156

0,197

0,237

2х400

800

0,076

0,104

0,131

0,158

2х300

600

0,070

0,095

0,120

0,143

1х330

330

0,036

0,050

0,062

0,074

1х300

300

0,035

0,047

0,060

0,071

1х240

240

0,033

0,046

0,056

0,067

1х185

185

0,030

0,041

0,051

0,061

1х150

150

0,028

0,039

0,053

0,064

1х120

120

0,027

0,037

0,046

0,054

1х95 и менее

0,024

0,031

0,038

0,044

Примечания:1. Удельный расход приведен в расчете на три фазы.

2. Значения расхода, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете расхода в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

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

Сечение, мм2

Удельные потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс.кВт.ч/км в год, при номинальном напряжении, кВ

110

220

0,14

0,33

–

0,17

0,37

–

0,26

0,55

–

0,29

0,68

–

0,33

0,75

–

0,42

0,86

4,04

–

0,55

0,99

4,45

–

120

0,60

1,08

4,66

26,6

–

150

0,67

1,17

5,26

27,0

185

0,74

1,28

5,46

29,1

–

240

0,83

1,67

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 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.

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

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

Ом,

(5)

где r020 – удельное активное сопротивление на 1 км провода при его температуре 20оС, Ом/км; L – длина линии, км; q – средняя температура провода за базовый период, оС; nЦ – количество параллельных цепей, шт. В формуле (5) принимается, что при средней загрузке линий ниже экономической плотности тока, температура провода приблизительно равна температуре воздуха. При отсутствии данных о температуре провода, она принимается равной 20оС.

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

, Ом,

(6)

где r0 – удельное активное сопротивление на 1 км кабеля, Ом/км; L – длина кабеля, км; nЦ – количество параллельных цепей, шт.

14. Активное сопротивление шинопровода определяется по формуле:

, Ом,

(7)

где r – удельное сопротивление шинопровода, Ом×мм2/м; l – длина шинопровода, м; s – сечение шинопровода, мм2; kи, с – температурный коэффициент изменения сопротивления (для меди и алюминия kи, с = 0,004); q – средняя температура за базовый период, при которой определяют сопротивление шинопровода, оС. При отсутствии данных о температуре шинопровода, она принимается равной 20оС. Если в паспортных данных шинопровода указано значение удельного активного сопротивления на 1 км шинопровода, то активное сопротивление определяется произведением значений удельного активного сопротивления и длины шинопровода.

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

(8)

где DРКЗ – потери мощности короткого замыкания, кВт; UB ном – номинальное напряжение высшей обмотки, кВ; Sном –номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВА. В случае двухобмоточных однофазных трансформаторов, образующих трехфазную группу, активное сопротивление определяется по формуле:

(9)

где Sном тр – номинальная мощность двухобмоточного однофазного трансформатора, МВА.

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

(10)

где DРКЗ В-С, DРКЗ В-Н, DРКЗ С-Н – потери мощности короткого замыкания для пар обмоток, кВт; Sном – номинальная мощность трехобмоточного трехфазного трансформатора, МВА. Активные сопротивления трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности, определяются в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:

(11)

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

(12)

где UВном, UСном – номинальное напряжение высшей и средней обмотки, кВ. Если паспортные данные оборудования содержат одно из трех значений потерь короткого замыкания, то расчет активных сопротивлений выполняется с использованием «сквозного активного сопротивления» с последующим его разделением по ветвям схемы замещения в пропорциях, определяемых отношениями номинальных мощностей обмоток, представленных в таблице 11. Сквозное активное сопротивление определяется по формуле:

(13)

где DРКЗ - потери короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения, кВт. Таблица 11

Соотношение мощностей и активных сопротивлений трехобмоточного трансформатора

Мощность обмоток трансформатора по отношению к номинальной, %

Активное сопротивление, Ом

SВ

SС

SН

RТ В

RТ С

RТ Н

100

0,5Rскв

100

0,5 Rскв

0,75 Rскв

0,5 Rскв

100

0,5 Rскв

0,75 Rскв

100

0,55 Rскв

0,82 Rскв

100

0,5 Rскв

Rскв

100

0,5 Rскв

Rскв

100

0,5 Rскв

1,5 Rскв

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

(14)

где Sном тр – номинальная мощность трехобмоточного однофазного трансформатора из группы, МВА.

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

, Ом, .

(15)

§ 3. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии

19. Нагрузочные потери электроэнергии включают в себя потери в:

- воздушных и кабельных линиях;

- трансформаторах (автотрансформаторах);

- шинопроводах;

- токоограничивающих реакторах.

§ 4. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии в отдельных элементах электрических сетей

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

1)оперативных расчетов;

2)средних нагрузок.

§ 5. Метод оперативных расчетов

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

, кВт.ч,

(16)

где R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом; Ij – токовая нагрузка ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени Dtj неизменной, А; Pj, Qj – значения активной и реактивной мощности ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени Dtj неизменными, МВт, Мвар, соответственно; Uj – значение напряжения на ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принятое на интервале Dtj неизменным, кВ; Dtj - интервал времени, в течение которого нагрузка элемента сети с сопротивлением R принимается неизменной; M – количество интервалов времени Dtj в базовом периоде. Нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) за базовый период определяются по формуле:

, кВт.ч,

(17)

где PАТ(ТР) Вj, PАТ(ТР) Сj, PАТ(ТР) Нj, QАТ(ТР) Вj, QАТ(ТР) Сj, QАТ(ТР) Нj, IАТ(ТР) Вj, IАТ(ТР) Сj, IАТ(ТР) Нj – значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), принимаемые на интервале Dtj неизменными, МВт, Мвар, А, соответственно; UАТ(ТР) Вj, UАТ(ТР) Сj, UАТ(ТР) Нj – значения напряжения по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) на интервале времени Dtj, кВ; RАТ(ТР)В, RАТ(ТР)С, RАТ(ТР) Н – активные сопротивления обмоток автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом. При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов на каждом интервале времени Dtj расчетного периода Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения. Нагрузочные потери электроэнергии в токоограничивающем реакторе за базовый период определяются по формуле:

, кВт.ч,

(18)

где DРн ТОР – значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт; IН – значение номинального тока, А; Ij – значение рабочего тока, принимаемого на интервале Dtj неизменными, А.

§ 6. Метод средних нагрузок

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

, кВт.ч,

(19)

где ΔPср – потери мощности в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе при средних за базовый период нагрузках, кВт, определяются по формуле (22); k2ф – квадрат коэффициента формы графика за базовый период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в базовом периоде, ч.

Коэффициент формы графика определяется по формуле:

, о.е.,

(20)

где kз – коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

, о.е.,

(21)

где

Wо

Поступление электроэнергии в сеть за время Т, кВт.ч;

Тmax

число часов использования наибольшей нагрузки сети.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, допускается kз = 0,5. Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:

, кВт,

(22)

где Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности за базовый период Т, МВт, Мвар; tgj – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за базовый период Т, кВ; Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяется по формуле (23); R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом.

Средняя нагрузка определяется по формуле:

(23)

где WT – электроэнергия в узле за базовый период Т, кВт.ч.

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

, кВт.ч,

(24)

где ΔPср – потери мощности в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) при средних за базовый период нагрузках, кВт, определяются по формуле (25). Коэффициент формы графика определяется по формулам (20-21). Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) определяются по формуле:

, кВт,

(25)

где PСР АТ(ТР) В, PСР АТ(ТР) С, PСР АТ(ТР) Н, QСР АТ(ТР) В, QСР АТ(ТР) С, QСР АТ(ТР) Н, IСР АТ(ТР) В, IСР АТ(ТР) С, IСР АТ(ТР) Н – средние значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок за базовый период Т по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), МВт, Мвар, А, соответственно; UСР АТ(ТР) В, UСР АТ(ТР) С, UСР АТ(ТР) Н – средние значения напряжения за базовый период Т по выcшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВ; tgj – коэффициент реактивной мощности, о.е.; RАТ(ТР) В, RАТ(ТР) С RАТ(ТР) Н – активные сопротивления обмоток автотрансформатора, Ом. Средняя нагрузка определяется по формуле (23) для каждой обмотки отдельно. При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов за базовый период Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения. Нагрузочные потери мощности в токоограничивающем реакторе с использованием среднего рабочего тока за базовый период Т:

, кВт.ч,

(26)

где ΔPн ТОР ср – потери мощности в токоограничивающем реакторе при средних за базовый период нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (27). Коэффициент формы графика определяется по формулам (20-21). Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в токоограничивающем реакторе определяются по формуле:

кВт,

(27)

где Iср – значение среднего рабочего тока в базовом периоде Т, А. Средняя нагрузка определяется по формуле (23).

§ 7. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии в электрической сети в целом

23. Нагрузочные потери электроэнергии в электрической сети в целом за Т часов (Д дней) могут быть рассчитаны одним из пяти следующих методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета):

1) оперативных расчетов;

2) расчетных суток;

3) средних нагрузок;

4) числа часов наибольших потерь мощности;

5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1– 4 рассчитываются на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электротехники. Потери электроэнергии по методам 2–4 могут рассчитываться за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за базовый период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в базовый период месяцев (расчетных интервалов).

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

кВт.ч, (28)

где

число элементов сети;

Dtij

интервал времени, в течение которого токовую нагрузкуIij i-го элемента сети с сопротивлением Ri принимают неизменной;

число интервалов времени.

Токовые нагрузки элементов сети определяются на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов и автоматизированных систем учета электрической энергии.

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

, кВт.ч, (29)

где

ΔWсут

потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным поступлением электроэнергии в сеть Wср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам, кВт.ч;

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;

kф.м2

квадрат коэффициента формы графика суточных поступлений 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:

(30)

где

Wм i

поступление электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Дм i , кВт.ч;

Wм.р

то же, в базовом месяце, кВт.ч;

число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц Дэкв j = Дм i . Потери электроэнергии за расчетные сутки ΔWсут определяются как сумма потерь мощности, рассчитанная для каждого часового интервала расчетных суток. Потери электроэнергии в базовом периоде определяются как сумма потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета ΔWсут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (30) Nj = 12. Коэффициент k2ф.м определяется по формуле:

(31)

где

поступление электроэнергии в сеть за i-й день месяца, кВт.ч;

Дм

число дней в месяце.

При отсутствии данных об поступлении электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент k2ф.м определяется по формуле: (32)

где

Др, Дн.р

число рабочих и нерабочих дней в месяце (Дм = Др +Д н.р);

отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни kw = Wн.р / Wр.

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

, кВт.ч, (33)

где

ΔPср

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

k2ф

квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал;

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

Тj

продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяется по формуле: (34)

где

значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью ∆ti , кВт;

число ступеней графика на расчетном интервале;

Pср

средняя нагрузка сети за расчетный интервал, кВт.

Коэффициент kk в формуле (33) принимается равным 0,99. Для сетей 6–10 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и Pср в формуле (34) могут использоваться значения тока головного участка Ii и Iср. В этом случае коэффициент kk принимают равным 1,02. Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

, (35)

где

k2ф.с

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

k2ф.N

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

(36)

где

Wм i

Поступление электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала, кВт.ч;

Wср.мес

среднемесячный поступление электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала, кВт.ч .

При расчете потерь за месяц k2ф.N = 1. При отсутствии графика нагрузки значение kф2 определяется по формуле: (37) Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kз определяется по формуле: , (38)

где

Wо

поступление электроэнергии в сеть за время Т, кВт.ч;

Тmax

число часов использования наибольшей нагрузки сети.

Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле: кВт, (39)

где

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

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

, кВт.ч 40)

где

ΔPmax

потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети, кВт;

τо

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

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле: , (41)

где

Pmax

наибольшее значение из m значений Pi в расчетном интервале, кВт.

Коэффициент kk в формуле (40) принимается равным 1,03. Для сетей 6–10 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и Pmax в формуле (41) 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:

(42)

где

τс

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

Значения τм и τN рассчитываются по формулам:

(43)

(44)

где

Wм.р

поступление электроэнергии в сеть в расчетном месяце, кВт.

При расчете потерь за месяц τN = 1. При отсутствии графика нагрузки значение τо определяется по формуле:

(45)

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

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

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

- расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжении;

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

Потери электроэнергии в N линиях 0,4 кВ со средним сечением головных участков Fгср,мм2 поступлением электроэнергии в линии W0,4, тыс.кВт.ч, за период Д, дней, рассчитываются в соответствии с методом оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети по формуле:

тыс.кВт.ч, (46)

где

Lэкв

эквивалентная суммарная длина линий, км;

tg φ

средний коэффициент реактивной мощности;

k 0,4

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

dн

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

Примечания: Метод оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети может применяться для расчета потерь электроэнергии в совокупности линий общим количеством не менее суммарного количества линий, отходящих от 100 шт. ТП 6-10/0,4 кВ или более. Для электрических сетей меньшего объема применяются:

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

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

Эквивалентная суммарная длина N линий определяется по формуле:

Lэкв = Lм + 0,44 L2-3 + 0,22 L1, км (47)

где

Lм

суммарная длина магистралей N линий 0,4 кВ, км;

L2-3

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

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

Примечания:

1. При определении магистрали одной линии 0,4 кВ рассчитывается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6–10/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.

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

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

L = Lа + 4 Lс + 0,6 Lмед, км (48)

где

Lа, Lс, Lмед

длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно, км.

Коэффициент k 0,4 определяют по формуле:

k 0,4 = ku (7,78 – 2,67dр – 1,48dр2 )×(1,25+0,14×dp) (49)

где

dр

доля энергии, поступления населению по отношению к суммарному поступлению в сеть 0,4 кВ, о.е.;

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

Коэффициент Fг ср определяется по формуле: мм2, (50)

где Fгi – сечение головного участка i-ой линии, мм2; Lгi – длина головного участка i-ой линии, км. При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности, принимается kз = 0,5; tg φ = 0,6. При отсутствии учета электроэнергии,поступаемой в линии 0,4 кВ, ее значение определяется, вычитанием из энергии, отпущенной в сеть 6-10 кВ, потерь в оборудовании 6-10 кВ и энергии, отпущенной в трансформаторные подстанции (далее – ТП) 6-10/0,4 кВ, энергии, отпущенной потребителям, подключенным к шинам ТП и линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе потребителей. Для реализации метода расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения производятся измерения уровней фазных напряжений на шинах ТП и в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки. По данным измерений определяется абсолютная и относительная величина потерь напряжения (DU) в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6-10/0,4 кВ. Потери электроэнергии в линии напряжением 0,4 кВ (от % поступления электроэнергии в сеть) определяются по формуле:

(51)

где

D U

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:

Кнер = 3 (52)

где

Iа, Iв, Ic

измеренные токовые нагрузки фаз;

Rн /R ф

отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов.

При отсутствии данных о токовых нагрузках фаз следует принимать: для линий с Rн /R ф =1 Кнер=1,13; для линий с Rн /R ф =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 К линиях 0,4 кВ определяются по формуле: (53)

где

D W%i

относительные потери электроэнергии в i-й линии, определенные по формуле (51);

максимальная нагрузка головного участка i-й линии.

При необходимости точного расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ и при наличии достаточного количества исходной информации, а также при расчете потерь электроэнергии в отдельных линиях 0,4 кВ рекомендуется использовать методы поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров (пункты 21, 22). Расчеты потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжении и поэлементные расчеты потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров допускается проводить по случайной выборке распределительных линий 0,4 кВ, питающихся от не менее чем 20 % суммарного количества ТП 6-10/0,4 кВ, если это количество превышает 100 шт.

§ 8. Порядок расчета потерь, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии

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

DWпогр.Б = (54)

где

di (di)

погрешность измерительного канала принятой (отданной) активной электроэнергии по электрической сети, %;

Wi (Wj)

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

количество точек учета, фиксирующих прием электроэнергии, шт.;

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

количество точек учета трехфазных потребителей (за минусом, учтенных в «m»), шт.;

количество точек учета однофазных потребителей (за минусом, учтенных в «m»), шт.;

потребление электроэнергии трехфазными потребителями (за минусом, учтенных в «m»), тыс.кВт.ч;

потребление электроэнергии однофазными потребителями (за минусом, учтенных в «m»), тыс.кВт.ч.

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

∆W погр.Б, % =, (55)

где

WОС.Б

Поступление электроэнергии в сеть в целом по электрической сети за базовый период.

Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:

, (56)

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 допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, по уровням напряжения распределяются пропорционально поступлению в сеть по уровням напряжения как в базовом, так и в регулируемом периодах. В случае если в базовом году технологические потери электроэнергии превышают фактические (отчетные) потери электроэнергии, то в регулируемом году потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, принимаются равными нулю.

Приложение 2

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

Номенклатура включает расход электроэнергии на следующие цели:

- охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов;

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

- освещение территории;

- зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

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

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

- обогрев приводов и баков масляных выключателей;

- обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;

- обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств РПН;

- обогрев электродвигательных приводов разъединителей;

- обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;

- обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;

- питание компрессоров;

- обогрев воздухосборников;

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

- электропитание аппаратуры связи и телемеханики;

- небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

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

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

Приложение 3

Формы таблиц, обосновывающих значения нормативов технологических потерь электроэнергии (образец)

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

Наименование ПЭС

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателя по годам

Год, предшествующий базовому

Базовый год

Текущий год

Регулируемый год

Прием электроэнергии в сеть*, всего

тыс.кВт.ч

1.1

в том числе из ГК

тыс.кВт.ч

1.2

из сетей ССО

тыс.кВт.ч

1.3

из сетей ГК*

тыс.кВт.ч

1.4

прочее

тыс.кВт.ч

1.5

тыс.кВт.ч

Отдача электроэнергии из сети*, всего

тыс.кВт.ч

2.1

в том числе в сети ГК

тыс.кВт.ч

2.2

Из сетей ССО*

тыс.кВт.ч

2.3

из сетей ГК*

тыс.кВт.ч

2.4

прочее

тыс.кВт.ч

Поступление электроэнергии в сеть (п.1-п.2)*

тыс.кВт.ч

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии, всего

тыс.кВт.ч

4.1

в том числе: расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

тыс.кВт.ч

Фактические (отчетные) потери электроэнергии (п.3-п.4)

тыс.кВт.ч

5.1

СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть(п.5/п.3)

Потери электроэнергии, учтенные в тарифе на передачу электроэнергии, всего

тыс.кВт.ч

6.1

в том числе по сети ВН

тыс.кВт.ч

6.2

по сети СНI

тыс.кВт.ч

6.3

по сети СНII

тыс.кВт.ч

6.4

по сети НН

тыс.кВт.ч

Сверхнормативные потери электроэнергии (п.5-п.6)

тыс.кВт.ч

7.1

Сверхнормативные потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.7/п.3)

2. ССО - смежная сетевая организация.

3. ГК - генерирующая компания.

4. Отдача электроэнергии из сети определяется как сумма объемов электроэнергии, отпущенной из электрической сети в другие смежные сетевые организации и в сети производителей электроэнергии (не включая объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии) (несальдируемая величина)

5. Поступление электроэнергии в электрическую сеть (поступление в сеть) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и ее отдачей из электрической сети.

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 2 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в базовом году _ _______

Наименование ПЭС

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателей по уровням напряжения

Всего

500 кВ

220 кВ

110 кВ

35кВ

1-10 кВ

0,4 кВ

Прием электроэнергии в сеть, всего

тыс.кВт.ч

1.1.

в том числе из ГК

тыс.кВт.ч

1.2

из сетей ССО*

тыс.кВт.ч

1.3

из сетей ГК*

тыс.кВт.ч

1.4

прочее

тыс.кВт.ч

Отдача электроэнергии из сетей, всего

тыс.кВт.ч

2.1

в том числе из ГК

2.2

из сетей ССО*

тыс.кВт.ч

2.3

Из сетей ГК

тыс.кВт.ч

2.4

прочее

тыс.кВт.ч

Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего

тыс.кВт.ч

3.1

тыс.кВт.ч

3.2

из сетей 500 кВ

тыс.кВт.ч

3.3

из сетей 220 кВ

тыс.кВт.ч

3.4

из сетей 110 кВ

тыс.кВт.ч

3.5

из сетей 35 кВ

тыс.кВт.ч

3.6

из сетей 1-10 кВ

тыс.кВт.ч

3.7

из сетей 0,4 кВ

тыс.кВт.ч

Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего

тыс.кВт.ч

4.1

в том числе в сеть 500 кВ

тыс.кВт.ч

4.2

в сеть 220 кВ

тыс.кВт.ч

4.3

в сеть110 кВ

тыс.кВт.ч

в сеть 35 кВ

тыс.кВт.ч

в сеть 1-10 кВ

тыс.кВт.ч

в сеть 0,4 кВ

тыс.кВт.ч

Поступление электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*

тыс.кВт.ч

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего

тыс.кВт.ч

в том числе: объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций

тыс.кВт.ч

первичный уровень напряжения подстанции ВН

тыс.кВт.ч

первичный уровень напряжения подстанции СН1

тыс.кВт.ч

первичный уровень напряжения подстанции СН11

тыс.кВт.ч

расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

тыс.кВт.ч

Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)

тыс.кВт.ч

СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.7/п.5)

Технологические потери электроэнергии, всего

тыс.кВт.ч

в том числе условно-постоянные

тыс.кВт.ч

нагрузочные

тыс.кВт.ч

потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета

тыс.кВт.ч

СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.8/п.5)

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)

тыс.кВт.ч

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.9/п.5)

*Примечания: 1. Поступление электроэнергии в сеть (строка №5) по уровням напряжения (столбцы № 5-12) определяется с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения. Поступление электроэнергии в сеть в целом (столбец №4) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети (без учета приема электроэнергии из сети смежного напряжения). 2. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ЭС, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 3. Значения в строке 6 не являются суммой значений строк 6.1. и 6.2. 4. В строке 6.1 указывается полная сумма объема переданной электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций. 5. В строке 6.2 указывается полная сумма объема электроэнергии на производственные (хозяйственные) нужды.

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 2А - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в прогнозном году _ _______

Наименование ЭК

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателей по уровням напряжения

Всего

500 кВ

220 кВ

110 кВ

35 кВ

1-10 кВ

0,4 кВ

Прием электроэнергии в сеть, всего

тыс.кВт.ч

1.1

в том числе из сетей ГК

тыс.кВт.ч

1.2

из сетей ССО

тыс.кВт.ч

1.3

прочее

тыс.кВт.ч

Отдача электроэнергии из сетей, всего

тыс.кВт.ч

2.1

в том числе в сети ГК

тыс.кВт.ч

2.2

в сети ССО

тыс.кВт.ч

2.3

прочее

тыс.кВт.ч

Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего

тыс.кВт.ч

3.1

из сетей 500 кВ

тыс.кВт.ч

3.2

из сетей 220 кВ

тыс.кВт.ч

3.3

из сетей 110 кВ

тыс.кВт.ч

3.4

из сетей 35 кВ

тыс.кВт.ч

3.5

из сетей 1-10 кВ

тыс.кВт.ч

Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего

тыс.кВт.ч

4.1

в том числе в сеть 500 кВ

тыс.кВт.ч

4.2

в сеть220 кВ

тыс.кВт.ч

4.3

в сеть 110 кВ

тыс.кВт.ч

4.4

в сеть 35 кВ

тыс.кВт.ч

4.5

в сеть1-10 кВ

тыс.кВт.ч

4.6

в сеть 0,4 кВ

тыс.кВт.ч

Поступление электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*

тыс.кВт.ч

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии всего

тыс.кВт.ч

6.1

тыс.кВт.ч

6.1.1

первичный уровень напряжения подстанции ВН

тыс.кВт.ч

6.1.2

первичный уровень напряжения подстанции СН1

тыс.кВт.ч

6.1.3

первичный уровень напряжения подстанции СН11

тыс.кВт.ч

6.2

расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

тыс.кВт.ч

Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)

тыс.кВт.ч

7.1

Технологические потери электроэнергии, всего

тыс.кВт.ч

8.1

в том числе условно-постоянные

тыс.кВт.ч

8.2

нагрузочные

тыс.кВт.ч

потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета

тыс.кВт.ч

8.3

СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.8/п.5)

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)

тыс.кВт.ч

9.1

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах отпоступления электроэнергии в сеть (п.9/п.5)

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 3 - Структура перетоков электроэнергии в базовом году _______

Наименование ПЭС

ССО, Производители электроэнергии, прочее

Количество уровней напряжения

Уровень напряжения, кВ

Перетоки электроэнергии, тыс.кВт.ч

Прием

Отдача

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 4 - Структура технологических потерь электроэнергии в базовом году ______

Наименование ПЭС

№ п/п

Наименование структурных составляющих

Численные значения по уровням напряжения

500 кВ

220 кВ

110 кВ

35кВ

1-10кВ

0,4кВ

Всего

тыс. кВт.ч

% *

тыс. кВт.ч

Поступление электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2)*

Условно-постоянные потери электроэнергии

2.1

Холостой ход трансформаторов

2.2

Корона в воздушных линиях

2.3

Токи утечки в воздушных линиях

2.4

Изоляция в кабельных линиях

2.5

Измерительные трансформаторы тока

2.6

Измерительные трансформаторы напряжения

2.7

Счетчики прямого включения

2.8

Шунтирующие реакторы

2.9

Соединительные провода и сборные шины подстанций

2.10

Вентильные разрядники

2.11

Ограничители перенапряжений

2.12

Устройства присо-единения ВЧ-связи

2.13

Компенсирующие устройства

2.14

Расход электроэнергии на собственные нужды

2.15

Расход электроэнергии на плавку гололеда

Нагрузочные потери электроэнергии

3.1

Трансформаторы

3.2

Линии

3.3

Токоограничивающие реакторы

3.4

Шинопроводы

Технические потери электроэнергии (п.2+п.3)

Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета

Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5)

* Примечание: Проценты справочно определяются к поступлению электроэнергии в сеть по уровням напряжения.

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 4А - Структура технологических потерь электроэнергии в прогнозном году _ __________

Наименование ПЭС

№ п/п

Наименование структурных составляющих

Численные значения по уровням напряжения

500кВ

220 кВ

110 кВ

35кВ

1-10кВ

0,4кВ

Всего

тыс. кВт.ч

Поступление электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2А)

Условно-постоянные потери электроэнергии

2.1

Холостой ход трансформаторов

2.2

Корона в воздушных линиях

2.3

Токи утечки в воздушных линиях

2.4

Изоляция в кабельных линиях

2.5

Измерительные трансформаторы тока

2.6

Измерительные трансформаторы напряжения

2.7

Счетчики прямого включения

2.8

Шунтирующие реакторы

2.9

Соединительные провода и сборные шины подстанций

2.10

Вентильные разрядники

2.11

Ограничители перенапряжений

2.12

Устройства присоединения ВЧ-связи

2.13

Компенсирующие устройства

2.14

Расход электроэнергии на собственные нужды

2.15

Расход электроэнергии на плавку гололеда

Нагрузочные потери электроэнергии

3.1

Трансформаторы

3.2

Линии

3.3

Токоограничивающие реакторы

3.4

Шинопроводы

Технические потери электроэнергии (п.2+п.3)

Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета

Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5)

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 5 - Программа снижения потерь электроэнергии

Наименование ПЭС

№ п/п

Наименование мероприятий

Срок исполнения

Ответственная служба

Объем мероприятий

Годовое снижение потерь электроэнергии от внедрения мероприятий, тыс.кВт.ч/%

начало

окончание

Базовый год (t)

Текущий год (t+1)

Регулируемый год (t+2)

Год (t+3)

Год (t+4)

Год (t+5)

Организационные мероприятия

1.1

Технические мероприятия

2.1

Совершенствование систем расчетного и технического учета

3.1

Всего

4.1

СПРАВОЧНО: Всего в процентах от фактических потерь электроэнергии

4.2

СПРАВОЧНО: Всего в процентах от поступления электроэнергии в сеть

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 6 - Сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения в базовом и регулируемом годах

Наименование ПЭС

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателя по уровням напряжения

Базовый год

Регулируемый год

Всего

ВН

СНI

СНII

НН

Всего

ВН

СНI

СНII

НН

Поступления электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2, п.5 таблицы 2А)

тыс.кВт.ч

Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения

тыс.кВт.ч

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии всего,

тыс.кВт.ч

3.1

в том числе объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций

тыс.кВт.ч

3.2

расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

тыс.кВт.ч

Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1-п.2-п.3)

тыс.кВт.ч

4.1

СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.4/п.1)

Технологические потери электроэнергии

тыс.кВт.ч

Нетехнические потери электроэнергии (п.4-п.5)

тыс.кВт.ч

6.1

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.6/п.1)

СПРАВОЧНО: Нормативные технологические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.5/п.1)

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 7 - Количество и установленная мощность трансформаторов

Наименование ПЭС

№ п/п

Единичная мощность, кВ×А

Высшее напряжение, кВ

Количество, шт.

Установленная мощность, кВ×А

Базовый год

Регулируемый год

Базовый год

Регулируемый год

1.1

До 2500

6-10

1.2

2.1

От 2500 до 10000

6-10

2.2

2.3

110

3.1

От 10000 до 80000 включительно

6-10

3.2

3.3

110

3.4

220

4.1

Более 80000

110

4.2

220

4.3

500

Итого:

Примечание - Резервные не используемые трансформаторы, а также специальные трансформаторы для плавки гололеда в таблицу не включаются.

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 8 - Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности

Наименование ПЭС

№ п/п

Тип

Напряжение, кВ

Количество, шт./группы

Установленная мощность, Мвар

Мощность, тыс.кВ×А

Базовый год

Регулируемый год

Базовый год

Регулируемый год

1.1

Шунтирующие реакторы

6-10 кВ

1.2

35 кВ

1.3

110 кВ

1.4

500 кВ

1.5

1.6

Итого

2.1

СК и генераторы, в режиме СК

до 15,0 тыс.кВ×А

2.2

от 15,0 до 37,5 тыс.кВ×А

2.3

50 тыс.кВ×А

2.4

от 75,0 до 100,0 тыс.кВ×А

2.5

160 тыс.кВ×А

2.6

Итого

3.1

БСК и СТК

0,4-10 кВ

3.2

35 кВ

3.3

110 кВ

3.4

220 кВ и выше

3.5

Итого

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 9 - Протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи и шинопроводов

Наименование ПЭС

№ п/п

Класс напряжения

Протяженность, км

Базовый год

Регулируемый год

Воздушные линии

1.1

500 кВ

1.2

220 кВ

1.3

110 кВ

1.4

35 кВ

1.5

10 кВ

1.6

6 кВ

1.7

Итого от 6 кВ и выше

1.8

500 Вольт и ниже

1.9

Итого ниже 6 кВ

1.10

Всего по воздушным линиям

Кабельные линии

2.1

220 кВ

2.2

110 кВ

2.3

35 кВ

2.4

10 кВ

2.5

6 кВ

2.6

Итого от 6 кВ и выше

2.7

500 Вольт и ниже

2.8

Итого ниже 6 кВ

2.9

Всего по кабельным линиям

Всего по воздушным и кабельным линиям

3.1

Шинопроводы

3.2

500 кВ

3.3

220 кВ

3.4

110 кВ

3.5

35 кВ

3.6

10 кВ

3.7

6 кВ

2.8

Всего по шинопроводам

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Приложение 4

Формы таблиц, обосновывающих значения нормативов технологических потерь электроэнергии2[2] (образец)

Таблица 1 - Показатели баланса электроэнергии в целом по ЭК

Наименование

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателя по годам

Год, предшествующий базовому

Базовый год

Текущий год

Регулируемый год

Прием электроэнергии в сеть*, всего

млн.кВт.ч

1.1

в том числе из элсетей

млн.кВт.ч

1.2

из сетей ССО*

млн.кВт.ч

1.3

из сетей ГК*

млн.кВт.ч

Отдача электроэнергии из сети*, всего

млн.кВт.ч

2.1

в том числе в сети

млн.кВт.ч

2.2

в сети ССО

млн.кВт.ч

2.3

в сети ГК

млн.кВт.ч

2.4

потребителям ОРЭЭ

млн.кВт.ч

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии, всего

млн.кВт.ч

3.1

в том числе: расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

млн.кВт.ч

Поступление электроэнергии из сети

млн.кВт.ч

Фактические (отчетные) потери электроэнергии (п.1-п.2-п.3)

млн.кВт.ч

5.1

СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии из сети (п.5/п.4)

Потери электроэнергии, учтенные в тарифе на передачу

млн.кВт.ч

Потери электроэнергии, утвержденные Минэнерго

млн.кВт.ч

Сверхнормативные потери электроэнергии (п.5-п.6)

млн.кВт.ч

8.1

СПРАВОЧНО: Сверхнормативные потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии из сети (п.8/п.4)

* Примечания: 1. Прием электроэнергии в сеть определяется как сумма объемов электроэнергии, поступившей (поставленной) в электрическую сеть из других (смежных) сетевых организаций и от производителей электроэнергии (несальдируемая величина). 2. ССО - смежная сетевая организация. 3. ГК - генерирующая компания. 4. Отдача электроэнергии из сети определяется как сумма объемов электроэнергии, отпущенной из электрической сети в другие (смежные) сетевые организации и в сети производителей электроэнергии (не включая объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии) (несальдируемая величина).

Подпись

Ф.И.О.

Должность

_________________ 2[2]* В Приложении № 4 представлены таблицы (№ 1, 2, 2А, 4, 4А, 6), отличающиеся от таблиц для ЭК, в виду особенностей формирования баланса электроэнергии для Национальной ЭК. Остальные таблицы (№3, 5, 7, 8, 9) аналогичны представленным в Приложении 3.

Таблица 2 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в целом по ЭК в базовом году ____

Наименование

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателей по уровням напряжения

Всего

500 кВ

220 кВ

110 кВ

35 кВ

1-10 кВ

0,4кВ

Прием электроэнергии в сеть, в т.ч.

млн.кВт.ч

1.1

из сетей НЭС

млн.кВт.ч

1.2

из сетей ССО

млн.кВт.ч

1.3

из сетей ГК

млн.кВт.ч

1.4

прочее

млн.кВт.ч

Отдача электроэнергии из сетей, в т.ч.

млн.кВт.ч

2.1

в сети НЭС

млн.кВт.ч

2.2

в сети ССО

млн.кВт.ч

2.3

в сети ГК

млн.кВт.ч

2.4

потребителям ОРЭЭ

млн.кВт.ч

Поступление электроэнергии из сети

млн.кВт.ч

Прием электроэнергии из сети смежного напряжения

млн.кВт.ч

4.1

из сетей 500 кВ

млн.кВт.ч

4.2

из сетей 220 кВ

млн.кВт.ч

4.3

из сетей 110 кВ

млн.кВт.ч

4.4

Из сетей 35кВ

млн.кВт.ч

4.5

Из сетей 1-10кВ

млн.кВт.ч

4.6

4.7

Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения

млн.кВт.ч

5.1

в сеть 500 кВ

млн.кВт.ч

5.2

5.3

в сеть 220 кВ

млн.кВт.ч

5.4

в сеть 110 кВ

млн.кВт.ч

5.5

в сеть 35 кВ

млн.кВт.ч

5.6

в сеть 1-10 кВ

млн.кВт.ч

5.7

в сеть 0,4 кВ

млн.кВт.ч

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии*, всего

млн.кВт.ч

6.1

в том числе: расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

млн.кВт.ч

Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1+п.4-п.2-п.5-п.6)

млн.кВт.ч

7.1

СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии из сети (п.7/п.3)

Технологические потери электроэнергии, в том числе

млн.кВт.ч

8.1

условно-постоянные

млн.кВт.ч

8.2

нагрузочные

млн.кВт.ч

8.3

потери, обусловленные погрешностью приборов учета

млн.кВт.ч

8.4

СПРАВОЧНО: Технологические потери электро-энергии в процентах от поступления электроэнергии из сети (п.8/п.3)

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)

млн.кВт.ч

9.1

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии из сети (п.9/п.3)

*Примечание: Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ЭК, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии.

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 2А - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в целом по ЭК в регулируемом году ________

Наименование

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателей по уровням напряжения

Всего

500 кВ

220 кВ

110 кВ

35 кВ

1-10 кВ

0,4 кВ

Прием электроэнергии в сеть ЭК, в т.ч.

млн.кВт.ч

1.1

из сетей другой ЭК

млн.кВт.ч

1.2

из сетей ССО

млн.кВт.ч

1.3

из сетей ГК

млн.кВт.ч

1.4

от блок-станций

млн.кВт.ч

Отдача электроэнергии из сетей НЭС, в т.ч.

млн.кВт.ч

2.1

в сети другой ЭК

млн.кВт.ч

2.2

в сети ССО

млн.кВт.ч

2.3

в сети ГК

млн.кВт.ч

2.4

потребителям ОРЭЭ

млн.кВт.ч

Поступление электроэнергии из сети

млн.кВт.ч

Прием электроэнергии из сети смежного напряжения

млн.кВт.ч

4.1

4.2

из сетей 500 кВ

млн.кВт.ч

4.3

4.4

из сетей 220 кВ

млн.кВт.ч

4.5

из сетей 110 кВ

млн.кВт.ч

4.6

из сетей 35 кВ

млн.кВт.ч

4.7

из сетей 1-10 кВ

млн.кВт.ч

Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения

млн.кВт.ч

5.1

в сеть 500 кВ

млн.кВт.ч

5.2

5.3

в сеть 220 кВ

млн.кВт.ч

5.4

в сеть 110 кВ

млн.кВт.ч

5.5

в сеть 35 кВ

млн.кВт.ч

5.6

в сеть 1-10 кВ

млн.кВт.ч

5.7

в сеть 0,4 кВ

млн.кВт.ч

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии, всего

млн.кВт.ч

6.1

в том числе: расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

млн.кВт.ч

Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1+п.4-п.2-п.5-п.6)

млн.кВт.ч

7.1

СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии из сети

Технологические потери электроэнергии, в т.ч.

млн.кВт.ч

8.1

условно-постоянные

млн.кВт.ч

8.2

нагрузочные

млн.кВт.ч

8.3

потери, обусловленные погрешностью приборов учета

млн.кВт.ч

8.4

СПРАВОЧНО: Технологические потери электро-энергии в процентах от поступления электроэнергии из сети (п.8/п.3)

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)

млн.кВт.ч

9.1

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии из сети (п.9/п.3)

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 4 – Структура технологических потерь электроэнергии в электрических сетях в базовом году _ __

Наименование

№ п/п

Наименование структурных составляющих

Численные значения по уровням напряжения

500 кВ

220 кВ

110 кВ

35кВ

1-10 кВ

0,4 кВ

Всего

млн. кВт.ч

Поступление электроэнергии из сети (п.3 таблицы 2)

Условно-постоянные потери электроэнергии

2.1

Холостой ход трансформаторов

2.2

Корона в воздушных линиях

2.3

Токи утечки в воздушных линиях

2.4

Изоляция в кабельных линиях

2.5

Измерительные трансформаторы тока

2.6

Измерительные трансформаторы напряжения

2.7

Счетчики прямого включения

2.8

Шунтирующие реакторы

2.9

Соединительные провода и сборные шины подстанций

2.10

Вентильные разрядники

2.11

Ограничители перенапряжений

2.12

Устройства присоединения ВЧ-связи

2.13

Компенсирующие устройства

2.14

Расход электроэнергии на собственные нужды

2.15

Расход электроэнергии на плавку гололеда

Нагрузочные потери электроэнергии

3.1

Трансформаторы

3.2

Линии

3.3

Токоограничивающие реакторы

3.4

Шинопроводы

Технические потери электроэнергии (п.2+п.3)

Потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью приборов учета

Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5)

* Примечание: Проценты определяются справочно к поступлению электроэнергии из сети по уровням напряжения.

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 4А – Структура технологических потерь электроэнергии в электрических сетях в регулируемом году __

Наименование

№ п/п

Наименование структурных составляющих

Численные значения по уровням напряжения

500 кВ

220 кВ

110 кВ

35 кВ

1-10 кВ

0,4 кВ

Всего

млн.кВт.ч

млн. кВт.ч

Поступление электроэнергии из сети (п.3 таблицы 2А)

Условно-постоянные потери электроэнергии

2.1

Холостой ход трансформаторов

2.2

Корона в воздушных линиях

2.3

Токи утечки в воздушных линиях

2.4

Изоляция в кабельных линиях

2.5

Измерительные трансформаторы тока

2.6

Измерительные трансформаторы напряжения

2.7

Счетчики прямого включения

2.8

Шунтирующие реакторы

2.9

Соединительные провода и сборные шины подстанций

2.10

Вентильные разрядники

2.11

Ограничители перенапряжений

2.12

Устройства присоединения ВЧ-связи

2.13

Компенсирующие устройства

2.14

Расход электроэнергии на собственные нужды

2.15

Расход электроэнергии на плавку гололеда

Нагрузочные потери электроэнергии

3.1

Трансформаторы

3.2

Линии

3.3

Токоограничивающие реакторы

3.4

Шинопроводы

Технические потери электроэнергии (п.2+п.3)

Потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью приборов учета

Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5)

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 6 – Сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения в базовом и регулируемом годах

Наименование

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателя по уровням напряжения

Базовый год

Регулируемый год

Всего

ВН

СНI

СНII

НН

Всего

ВН

СНI

СНII

НН

Прием электроэнергии в сеть

млн.кВт.ч

Отдача электроэнергии из сетей

млн.кВт.ч

Поступление электроэнергии из сети

млн.кВт.ч

Прием электроэнергии из сети смежного напряжения

млн.кВт.ч

Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения

млн.кВт.ч

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии

млн.кВт.ч

6.1

в том числе: расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

млн.кВт.ч

Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети

млн.кВт.ч

7.1

СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии из сети

Технологические потери электроэнергии

млн.кВт.ч

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии

млн.кВт.ч

9.1

СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии из сети

СПРАВОЧНО: Норматив технологических потерь электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии из сети

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Содержание

Условные обозначения и сокращения

Глава 1.. Общие положения 1

Глава 2.. Структура технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям 1

Глава 3.. Общие принципы нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям 2

Глава 4.. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации 4

Приложение 1. Методика расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде 7

Приложение 2. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35

Приложение 3. Формы таблиц, обосновывающих значения нормативов технологических потерь электроэнергии (образец) 36

Приложение 4. Формы таблиц, обосновывающих значения нормативов технологических потерь электроэнергии (образец) 58

Условные обозначения и сокращения

ТПЭ технологические потери электрической энергии ПЭС предприятие электрических сетей РЭС район электрических сетей ВН высокое напряжение СН среднее напряжение НН низкое напряжение ЭК энергокомпания НТПЭ норматив технологических потерь электрической энергии СППС потери соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств ПС ТТ трансформатор тока ТН трансформатор напряжения ШР шунтирующий реактор СК синхронный компенсатор БК батарея статические конденсаторов СТК статические тиристорные компенсаторы ОПН ограничитель перенапряжений УПВЧ устройство присоединения ВЧ связи РВ вентильный разрядник ГК генерирующая компания ССО смежная сетевая организация ВЛ воздушная линия КЛ кабельная линия ЗРУ закрытое распределительное устройство

горячие клавиши:J / Kследующая / предыдущая статья[ / ]редакция назад / вперёдTсодержаниеCсвязи⌘K / Ctrl Kкомандная палитра/фокус поиска

Остались вопросы по документу?

Спросите ИИ - он ответит по тексту закона и покажет нужные статьи. 40 ответов ИИ в месяц - бесплатно.

Связи документа

ссылается на 0 · цитируется в 0 · связанные 1

По данным источника (cbd.minjust.gov.kg), без указания, кто на кого ссылается.

Приказ Министерства энергетики КР от 20 октября 2025 года № 63-4 "Об утверждении Инструкции по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее…Приказ · 20.10.2025 · № 63-4

Глава 1.. Общие положения

Глава 2.. Структура технологических потерь электроэнергии при

Глава 3.. Общие принципы нормирования технологических

Глава 4.. Требования к оформлению и составу обосновывающей

Глава 1.. Общие положения 1

Глава 2.. Структура технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям 1

Глава 3.. Общие принципы нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям 2

Глава 4.. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации 4

Связи документа

Связанные документы (1)