Об утверждении Инструкции по оценке расчёта сверхнормативных технологических потерь электроэнергии на территории Республики Крым в распределительных сетях 0,4 – 330кВ включительно



Об утверждении Инструкции по оценке расчета сверхнормативных технологических потерь электроэнергии на территории Республики Крым в распределительных сетях 0,4-330кВ включительно

1

РЕСПУБЛІКА КРИМ

РЕСПУБЛИКА КРЫМ

КЪЫРЫМ
ДЖУМХУРИЕТИ

ІНСПЕКЦІЯ З ДЕРЖАВНОГО ГАЗОВОГО НАГЛЯДУ ТА ЕНЕРГОСБЕРЕЖЕННЯ РЕСПУБЛІКИ КРИМ

ИНСПЕКЦИЯ ПО ГОСУДАРСТВЕННОМУ ГАЗОВОМУ НАДЗОРУ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ РЕСПУБЛИКИ КРЫМ

КЪЫРЫМ ДЖУМХУРИЕТИНИНЪ ДЕВЛЕТ ГАЗ НЕЗАРЕТИ ВЕ ЭНЕРГИЯ КЪОРУВЫ БОЮНДЖА ИНСПЕКЦИЯ

ул. Большевистская, 24,                                                                                                                                               тел./факс: 51-06-05

г.Симферополь, 295000                                                                                                                                   e-mail: insggne@rk.gov.ru

ПРИКАЗ

от 20.02.2015 № 47

Об утверждении Инструкции по оценке расчёта сверхнормативных технологических потерь электроэнергии на территории Республики Крым в распределительных сетях 0,4 – 330кВ включительно

В соответствии с Федеральным законом от 23 ноября 2009 года №261-ФЗ              «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», Законом Республики Крым от 28 января 2015 года №77-ЗРК/2015 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности в Республике Крым», постановлением Совета министров Республики Крым от 27 июня 2014 года № 174 «Об утверждении Положения об Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым», постановлением Совета министров Республики Крым от 11 сентября 2014 года № 325 «Об утверждении Порядка осуществления регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым», -

             

1. Утвердить «Инструкцию по оценке расчёта сверхнормативных технологических потерь электроэнергии на территории Республики Крым в распределительных сетях 0,4 – 330кВ включительно» (прилагается).

2. Опубликовать на официальном сайте Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым «Инструкцию по оценке расчёта сверхнормативных технологических потерь электроэнергии на территории Республики Крым в распределительных сетях 0,4 – 330кВ включительно».

3. Обеспечить использование указанной «Инструкцию по оценке расчёта сверхнормативных технологических потерь электроэнергии на территории Республики Крым в распределительных сетях 0,4 – 330кВ включительно» при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым, а также при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым.

4. Контроль исполнения настоящего приказа оставляю за собой.

Начальник Инспекции                                                                       К. Кимаковский

УТВЕРЖДЕНО

приказом Инспекции по государственному газовому

надзору и энергосбережению

Республики Крым

от  20.02.2015 года № 47

ИНСТРУКЦИЯ

по оценки расчета сверхнормативных технологических потерь

электроэнергии на территории Республики Крым

в распределительных сетях 0,4-330 кВ включительно

1. Область применения

Инструкция по оценке расчёта сверхнормативных технологических потерь электроэнергии на территории Республики Крым в распределительных сетях 0,4 – 330кВ включительно (далее – Инструкция) распространяется на всех юридических лиц, независимо от их организационно-правовых форм и индивидуальных предпринимателей, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями энергетических ресурсов или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием энергетических ресурсов. 

2. Нормативные ссылки

В этой Инструкции использованы термины, означающие понятия, определенные в соответствии с ГОСТ:

- ГОСТ Р 53905-2010 Энергосбережение. Термины и определения;

- ГОСТ 31607-2012 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения;

- ГОСТ 31532-2012 Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения;

-  ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения;

сверхнормативный расход (потери): Разница (небаланс) между фактическими потерями электроэнергии и нормативными потерями электроэнергии;

энергосбережение: Реализация организационных, правовых, технических, технологических, экономических и иных мер, направленных на уменьшение объема используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования (в том числе объема произведенной продукции, выполненных работ, оказанных услуг);

энергетическая эффективность: Характеристика, отражающая отношение полезного эффекта от использования энергетических ресурсов к затратам энергетических ресурсов, произведенным в целях получения такого эффекта, применительно к продукции, технологическому процессу, юридическому лицу, индивидуальному предпринимателю;

топливно-энергетические ресурсы (ТЭР): Совокупность природных и производственных энергоносителей, запасенная энергия которых при существующем уровне развития техники и технологии доступна для использования в хозяйстве;

рациональное использование ТЭР: Использование топливно-энергетических ресурсов, обеспечивающее достижение максимальной эффективности при существующем уровне развития техники и технологии, с учетом ограниченности их запасов и соблюдения требований снижения техногенного воздействия на окружающую среду;

2.1. Обозначения и сокращения.

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы

3 Общие положения

Данная Инструкция определяет порядок определения объемов неэффективного использования ТЭР во всех организациях независимо от их организационно-правовых форм, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями ТЭР или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием ТЭР.

Целью применения Инструкции является:

- выполнение расчетов потерь и резервов экономии ТЭР при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым и нормативных правовых актов Российской Федерации и Республики Крым (далее - контролирующие органы), при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым, а также при разработке программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, организациями с участием государства или муниципального образования Республики Крым;

- ориентация управленческой, научно-технической и хозяйственной деятельности организаций на эффективное использование и экономию ТЭР;

- контроль выполнения требований нормативных документов по поддержанию и повышению технического уровня энерго эффективности оборудования и систем энергоснабжения.

- расчет и обоснование нормативов технологических потерь электроэнергии и их снижения в электрических сетях организаций, осуществляющих услуги по передаче электроэнергии, в том числе территориальных сетевых организаций, (далее – ТСО), и магистральных сетевых компаний (далее – МСК), а также для использования при энергетических обследованиях (энергетическом аудите) предприятий.

- 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).

При установлении контролирующими органами фактов расточительного, нерационального, неэффективного расходования ТЭР лицами, указанными в п.1 Инструкции, произведенных расчетов на основании данной Инструкции, влечет за собой ответственность, установленную законодательством Российской Федерации и Республики Крым.

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

4.1. Технологические потери электроэнергии (далее – ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям ТСО, 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 Инструкцией по расчету технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (приложение 1 к настоящей Инструкции).

4.2. 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.

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

4.4. 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.

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

5.1. 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.

5.2. 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.

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

5.4. 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.

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

∆Wн.Р = ∆Wн.Б(Wос.Р/ Wос.Б)2                                                        (1)

∆Wн.Р, ∆Wн.Б - нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды соответственно;

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

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

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

∆Wн.Р = ∆Wн.Б(Wотп.Р/ Wотп.Б)2                                                                      (2)

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

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

∆Wпорг.Р = (∆Wпорг.Б,% Wос.Р)/100                                                        (3)

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).

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

                                                        (4)

5.9. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ТСО, МСК по абсолютной величине на регулируемый период определяются:

                                          (5)

где               - условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период.

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

*100                                                        (6)

где               – отпуск электроэнергии в сеть ТСО в регулируемом периоде (для МСК – отпуск электроэнергии из сети своей компании).

5.11. 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 5.4 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.

5.12. 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).

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

5.14 Формы обосновывающих материалов заполняются в соответствии с приложением 5 к настоящей Инструкции для электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам.

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

5.16 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.

5.17 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:

*100                                                        (9)

5.18 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 20-22, 25 настоящей главы.

IV. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации

5,19 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.

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

За базовый период:

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

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

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

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

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

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

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

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

На регулируемый период:

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

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

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

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

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

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

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

5.21 Все результаты расчетов НТПЭ за базовый и на регулируемый периоды инспекция по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым получает на бумажном носителе и в электронном виде:

пояснительная записка - в формате текстового процессора;

базы данных (при использовании программного обеспечения);

___________________________________________________________

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

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

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

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

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

5.23 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.).

Приложение 1

к Инструкции по оценке расчёта

сверхнормативных технологических

потерь электроэнергии в

распределительных сетях 0,4-330 кВ

включительно

Инструкция по расчету технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде

Методы расчета условно-постоянных потерь

(независящих 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;

Ui- 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

6

10

15

20

35

60

110

154

220

330

500

750

ШР, тыс.кВт.ч/МВхА в год

84

84

74

65

36

35

32

31

29

26

20

19

СППС, тыс.кВт.ч на ПС в год

1,3

1,3

1,3

1,3

3

6

11

18

31

99

415

737

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

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)

где               - 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, МВхА

5

7,5

10

15

30

50

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

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

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

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

Таблица 3

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

Класс напряжения, кВ

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

РВ

ОПН

ТТ

ТН

УПВЧ

6

0,009

0,001

0,06

1,54

0,01

10

0,021

0,001

0,1

1,9

0,01

15

0,033

0,002

0,15

2,35

0,01

20

0,047

0,004

0,2

2,7

0,02

35

0,091

0,013

0,4

3,6

0,02

110

0,60

0,22

1,1

11,0

0,22

154

1,05

0,40

1,5

11,8

0,30

220

1,59

0,74

2,2

13,1

0,43

330

3,32

1,80

3,3

18,4

2,12

500

4,93

3,94

5,0

28,9

3,24

750

4,31

8,54

7,5

58,8

4,93

Примечания

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

2. Потери 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 х 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

Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазе, мм2

Суммарное сечение проводов в фазе, мм2

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

хорошая

сухой снег

влажная

изморозь

750-5x240

1200

3,9

15,5

55,0

115,0

750-4x600

2400

4,6

17,5

65,0

130,0

500-3x400

1200

2,4

9,1

30,2

79,2

500-8x300

2400

0,1

0,5

1,5

4,5

330-2x400

800

0,8

3,3

11,0

33,5

220ст-1x300

300

0,3

1,5

5,4

16,5

220ст/2-1x300

300

0,3

1,4

5,0

15,4

220жб-1х300

300

0,4

2,0

8,1

24,5

220жб/2-1х300

300

0,4

1,8

6,7

20,5

220-3x500

1500

0,02

0,05

0,27

0,98

154-1x185

185

0,12

0,35

1,20

4,20

154/2-1x185

185

0,09

0,26

0,87

3,06

110ст-1х120

120

0,013

0,04

0,17

0,69

110ст/2-1x120

120

0,008

0,025

0,13

0,47

110жб-1х120

120

0,018

0,06

0,30

1,10

110жб/2-1x120

120

0,01

0,035

0,17

0,61

Примечания

1. Вариант 500-8x300 соответствует ВЛ 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220-3x500 - ВЛ 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ.

2. Варианты 220/2-1x300, 154/2-1x185 и 110/2-1x120 соответствуют двухцепным ВЛ. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.

3. Индексы "ст" и "жб" обозначают стальные и железобетонные опоры.

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

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

Напряжение ВЛ, кВ, число и сечение проводов в фазе

Удельные потери электроэнергии на корону, тыс.кВт.ч/км в год, в регионе

1

2

3

4

5

6

7

750-5x240

193,3

176,6

163,8

144,6

130,6

115,1

153,6

750-4x600

222,5

203,9

189,8

167,2

151,0

133,2

177,3

500-3x400

130,3

116,8

106,0

93,2

84,2

74,2

103,4

500-8x300

6,6

5,8

5,2

4,6

4,1

3,5

5,1

330-2x400

50,1

44,3

39,9

35,2

32,1

27,5

39,8

220ст-1х300

19,4

16,8

14,8

13,3

12,2

10,4

15,3

220ст/2-1x300

18,0

15,6

13,8

12,4

11,8

9,7

14,3

220жб-1x300

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

220-3x500

1,3

1,1

1,0

0,9

0,8

0,7

1,0

154-1x185

7,2

6,3

5,5

4,9

4,6

3,9

5,7

154/2-1x185

5,2

4,6

4,0

3,6

3,4

2,9

4,2

110ст-1x120

1,07

0,92

0,80

0,72

0,66

0,55

0,85

110ст/2-1x120

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/2-1x120

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, значения таблиц 4 и 5, умножаются на отношение Fт/Fф, где Fт– суммарное сечение проводов фазы, приведенное в таблицах 4 и 5; Fф – фактическое сечение проводов линии.

Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается

умножением данных, приведенных в таблицах 4 и 5, на коэффициент,

определяемый по формуле:

, (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

Группа погоды

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

6

10

15

20

35

110

154

220

330

500

750

1

0,011

0,017

0,025

0,033

0,035

0,055

0,063

0,069

0,103

0,156

0,235

2

0,094

0,153

0,227

0,302

0,324

0,510

0,587

0,637

0,953

1,440

2,160

3

0,154

0,255

0,376

0,507

0,543

0,850

0,978

1,061

1,587

2,400

3,600

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

Номер региона

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

6

10

15

20

35

110

154

220

330

500

750

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

0,21

0,33

0,48

0,64

0,69

1,08

1,24

1,35

2,01

3,05

4,58

2

0,22

0,35

0,52

0,68

0,73

1,15

1,32

1,44

2,15

3,25

4,87

3

0,28

0,45

0,67

0,88

0,95

1,49

1,71

1,86

2,78

4,20

6,31

4

0,31

0,51

0,75

1,00

1,07

1,68

1,93

2,10

3,14

4,75

7,13

5

0,27

0,44

0,65

0,87

0,92

1,46

1,68

1,82

2,72

4,11

6,18

6

0,22

0,35

0,52

0,68

0,73

1,15

1,32

1,44

2,15

3,25

4,87

7

0,16

0,26

0,39

0,51

0,55

0,86

0,99

1,08

1,61

2,43

3,66

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

1

2

3

4

4x600

2400

0,171

0,236

0,300

0,360

8x300

2400

0,280

0,381

0,479

0,571

3x500

1500

0,122

0,167

0,212

0,253

5x240

1200

0,164

0,223

0,280

0,336

3x400

1200

0,114

0,156

0,197

0,237

2x400

800

0,076

0,104

0,131

0,158

2x300

600

0,070

0,095

0,120

0,143

1x330

330

0,036

0,050

0,062

0,074

1x300

300

0,035

0,047

0,060

0,071

1x240

240

0,033

0,046

0,056

0,067

1x185

185

0,030

0,041

0,051

0,061

1x150

150

0,028

0,039

0,053

0,064

1x120

120

0,027

0,037

0,046

0,054

1x95 и менее

95

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

6

10

20

35

110

220

10

0,14

0,33

-

-

-

-

16

0,17

0,37

-

-

-

-

25

0,26

0,55

1,18

-

-

-

35

0,29

0,68

1,32

-

-

-

50

0,33

0,75

1,52

-

-

-

70

0,42

0,86

1,72

4,04

-

-

95

0,55

0,99

1,92

4,45

-

-

120

0,60

1,08

2,05

4,66

26,6

-

150

0,67

1,17

2,25

5,26

27,0

185

0,74

1,28

2,44

5,46

29,1

-

240

0,83

1,67

2,80

7,12

32,4

-

300

-

-

-

-

35,2

80,0

400

-

-

-

-

37,4

90,0

500

-

-

-

-

44,4

100,0

625

-

-

-

-

49,3

108,0

800

-

-

-

-

58,2

120,0

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

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

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

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

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

, Ом, (5)

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

L – длина линии, км;

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

– количество параллельных цепей, шт.

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

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

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

, Ом, (6)

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

L – длина кабеля, км;

       – количество параллельных цепей, шт.

14. Активное сопротивление шинопровода определяется по формуле:

, Ом, (7)

где               ρ – 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);

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

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

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

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

, Ом/фазу, (8)

где               – потери мощности короткого замыкания, кВт;

              – номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;

Sном–номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВ А.

В случае двухобмоточных однофазных трансформаторов, образующих

трехфазную группу, активное сопротивление определяется по формуле:

, Ом/фазу, (9)

где               Sном тр – номинальная мощность двухобмоточного однофазного трансформатора, МВ А.

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

, Ом;                                                       

, Ом;                                           (10)

, Ом;                                                       

где                            ∆РКЗ В-С, РКЗ В-Н, РКЗ С-Н – потери мощности короткого замыкания для пар обмоток, кВт;

Sном– номинальная мощность трехобмоточного трехфазного трансформатора, МВ А.

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

, Ом;                                         

, Ом;                            (11)

, Ом;                                         

где α - коэффициент, учитывающий приведение потерь короткого замыкания

для трансформаторов с обмотками различной номинальной мощности  к

мощности обмотки высшего напряжения:

, о.е., (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:

, Ом, (13)

где ∆РКЗ - 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

S_B

S_С

S_Н

R_Т В

R_Т С

R_Т Н

100

100

100

0,5 R_скв

0,5 R_скв

0,5R_скв

100

67

100

0,5 R_скв

0,75 R_скв

0,5 R_скв

100

100

67

0,5 R_скв

0,5 R_скв

0,75 R_скв

100

67

67

0,55 R_скв

0,82 R_скв

0,82 R_скв

100

100

50

0,5 R_скв

0,5 R_скв

R_скв

100

50

50

0,5 R_скв

R_скв

R_скв

100

100

33

0,5 R_скв

0,5 R_скв

1,5 R_скв

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

, Ом/фазу, (14)

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

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

, Ом, (15)

.                           

III. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии

19. Нагрузочные потери электроэнергии включают в себя потери в:

воздушных и кабельных линиях;

трансформаторах (автотрансформаторах);

шинопроводах;

токоограничивающих реакторах.

Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии в отдельных элементах электрических сетей

20. Нагрузочные потери электроэнергии в каждом элементе

электрических сетей могут быть рассчитаны одним из двух методов в

зависимости от информационной обеспеченности (методы представлены в

порядке понижения точности получаемых результатов расчета):

1) оперативных расчетов;

2) средних нагрузок.

21. Метод оперативных расчетов

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

, 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 ∆tj неизменной,А;

Pj, Qj – значения активной и реактивной мощности ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени ∆tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно;

Uj – значение напряжения на ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принятое на интервале ∆tj неизменным, кВ;

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

M – количество интервалов времени ∆tj 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 ∆tj 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 ∆tj, 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 ∆tj 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  РнТОР – значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт;

IН – значение номинального тока, А;

Ij– значение рабочего тока, принимаемого на интервале ∆tj неизменными, А.

22. Метод средних нагрузок

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 - отпуск 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;

tg φ – 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:

, кВт;

, А, (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 , , , , , , , , – 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;

tg φ – 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).

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 n  - число элементов сети;

∆tij - интервал времени, в течение которого токовую нагрузку

Iij i-го элемента сети с сопротивлением Ri принимают неизменной;

m - число интервалов времени.

Токовые нагрузки элементов сети определяются на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов 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 отпуском 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 отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров);

Дэкв j- эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:

, (30)

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

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

Nj - число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц Дэкв j = Д м 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.мопределяется по формуле:

, (31)

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

Дм - число дней в месяце.

При отсутствии данных об отпуске 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 +Дн.р);

kw - 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;

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

m - 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 6–20 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);

k2фN - квадрат коэффициента формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:

, (36)

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

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

При расчете потерь за месяц k2фN= 1.

При отсутствии графика нагрузки значение k ф 2определяется по формуле:

. (37)

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kзопределяется по формуле:

, (38)

где Wо - отпуск 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 Wi - 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 kkв формуле (40) принимается равным 1,03. Для сетей 6–20 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 рассчитывается по формулам:

; (43)

, (44)

где Wм.р - отпуск 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, отпуском 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;

k0,4 - 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 отпуску в сеть 0,4 кВ.

* П р и м е ч а н и я:

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

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

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

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

, 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;

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

* П р и м е ч а н и я:

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

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

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

, км, (48)

где Lа, Lс, Lмед - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно, км.

Коэффициент k 0,4 определяют по формуле:

, (49)

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

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

Коэффициент Fг ср определяется по формуле:

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

Для реализации метода расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения производятся измерения уровней фазных напряжений на шинах ТП и в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки. По данным измерений определяется абсолютная и относительная величина потерь напряжения (∆U) в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6-20/0,4 кВ.

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

, (51)

где ∆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 U 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:

, (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 τ /Тмакс принимают в соответствии со следующими данными:

Т_макс ч

2000

3000

4000

5000

6000

тау/Т_макс

0,46

0,52

0,6

0,72

0,77

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

, (53)

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

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

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

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

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

, (54)

где δi (δj) - 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;

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

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

k3 - количество точек учета трехфазных потребителей (за минусом, учтенных в «m»), шт.;

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

W3 - потребление электроэнергии трехфазными потребителями  (за минусом,  учтенных в  «m»), тыс.кВт.ч;

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

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

, (55)

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

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

, (56)

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

Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:

, (57)

где δсч, δТТ,δТН - основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %;

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

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

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

Приложение 2

к Инструкции по оценке расчёта

сверхнормативных технологических

потерь электроэнергии в

распределительных сетях 0,4-330 кВ

включительно

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.