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:

∆W_н.Р = ∆W_{н. Б} ∙                                      (1)

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:

∆ W_погр.Р = ,                                    (2)

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:

∆W_ТПЭ.Р = ∆ W_у-п.Р +   ∆ W_н.Р  + ∆ W_погр.Р ,                    (3)

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 W_OC.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);

- протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи и шинопроводов (таблица 9 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

§ 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)

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)

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)

Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.

Таблица 2

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

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

  кВт.ч,                           (3)

При отсутствии паспортных данных оборудования значение 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)

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

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

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

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

K_{u кор}= 6,88 U²_отн – 5,88 U_отн ,                                (4)

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

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

По влиянию на токи утечки виды погоды объединяются в 3 группы:

1 группа – хорошая погода с влажностью менее 90 %, сухой снег, изморозь, гололед;

2 группа – дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90 % и более; 3 группа – туман.

Таблица 7

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

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

Таблица 8

Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ

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

Таблица 9

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

Таблица 10

Удельные потери электроэнергии в изоляции кабелей

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

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

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

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

где r₀²⁰ – удельное активное сопротивление на 1 км провода при его температуре 20^оС, Ом/км;

L – длина линии, км;

q – средняя температура провода за базовый период, ^оС;

n_Ц – 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^оС.

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

где           r₀ – удельное активное сопротивление на 1 км кабеля, Ом/км;

L – длина кабеля, км;

n_Ц – количество параллельных цепей, шт.

14. Активное сопротивление шинопровода определяется по формуле:

где           r – удельное сопротивление шинопровода, Ом×мм²/м;

     l – длина шинопровода, м;

     s – сечение шинопровода, мм²;

     k_и, с – температурный коэффициент изменения сопротивления (для меди и алюминия k_и, с = 0,004);

     q – средняя температура за базовый период, при которой определяют сопротивление шинопровода, ^оС.

При отсутствии данных о температуре шинопровода, она принимается равной 20^оС.

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:

где DР_КЗ – потери мощности короткого замыкания, кВт;

U_{B ном} – номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;

S_ном –номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВА.

В случае двухобмоточных однофазных трансформаторов, образующих трехфазную группу, активное сопротивление определяется по формуле:

где S_{ном тр} – номинальная мощность двухобмоточного однофазного трансформатора, МВА.

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

S_ном – 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:

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

где U_Вном, U_Сном – 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:

где DР_КЗ - потери короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения, кВт.

Таблица 11

Соотношение мощностей и активных сопротивлений трехобмоточного трансформатора

где S_{ном 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:

§ 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:

где           R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом; 

I_j – токовая нагрузка ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени Dt_j неизменной, А;

P_j, Q_j – значения активной и реактивной мощности ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени Dt_j неизменными, МВт, Мвар, соответственно;

U_j – значение напряжения на ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принятое на интервале Dt_j неизменным, кВ;

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

M – количество интервалов времени Dt_j в базовом периоде.

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

где           P_{АТ(ТР) Вj,} P_{АТ(ТР) Сj,} P_{АТ(ТР) Нj,} Q_{АТ(ТР) Вj,} Q_{АТ(ТР) Сj,} Q_{АТ(ТР) Нj}, I_{АТ(ТР) Вj,} I_{АТ(ТР) Сj,} I_{АТ(ТР) Нj} – значения активной и реактивной мощностей,  токовых нагрузок по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), принимаемые на интервале Dt_j неизменными, МВт, Мвар, А, соответственно;

U_{АТ(ТР) Вj,} U_{АТ(ТР) Сj,} U_{АТ(ТР) Нj} – значения напряжения по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) на интервале времени Dt_j, кВ;

R_{АТ(ТР)В,} R_{АТ(ТР)С,} R_{АТ(ТР) Н} – активные сопротивления обмоток автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом.

При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов на каждом интервале времени Dt_j 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:

где           DР_{н ТОР} – значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт;

I_Н – значение номинального тока, А;

I_j – значение рабочего тока, принимаемого на интервале Dt_j неизменными, А.

§ 6. Метод средних нагрузок

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

где           ΔP_ср – потери мощности в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе при средних за базовый период нагрузках, кВт, определяются по формуле (22); 

k²_ф – квадрат коэффициента формы графика за базовый  период, о.е.;

k_k – 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:

где k_з – коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, допускается k_з = 0,5.

Нагрузочные потери мощности при средних за базовый  период нагрузках в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе  определяются по формуле:

где           P_ср, Q_ср – средние значения активной и реактивной мощности за базовый  период Т, МВт, Мвар;

tgj  – коэффициент реактивной мощности, о.е.;

U_ср – среднее напряжение элемента за базовый  период Т, кВ;

I_ср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяется по формуле (23);

R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом.

Средняя нагрузка определяется по формуле:

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

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

где           ΔP_ср – 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:

где           P_{СР АТ(ТР) В,}     P_{СР АТ(ТР) С,}     P_{СР АТ(ТР) Н,} Q_{СР АТ(ТР) В,}          Q_{СР АТ(ТР) С,}     Q_{СР АТ(ТР) Н}, I_{СР АТ(ТР) В,}             I_{СР АТ(ТР) С,}       I_{СР АТ(ТР) Н} – средние значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок за базовый  период Т по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), МВт, Мвар, А, соответственно;

U_{СР АТ(ТР) В,}     U_{СР АТ(ТР) С,}     U_{СР 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.;

R_{АТ(ТР) В,} R_{АТ(ТР) С} R_{АТ(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:

где           ΔP_{н 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:

где I_ср – 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)

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)

                                              (30)

При расчете потерь электроэнергии за месяц Д_{экв 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 ΔW_сут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (30) Nj = 12.

Коэффициент k²_ф.м определяется по формуле:

                                        (31)

При отсутствии данных об поступлении электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент k²_ф.м определяется по формуле:                                       (32)

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

,  кВт.ч,                                    (33)

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

                                      (34)

Коэффициент k_k в формуле (33) принимается равным 0,99. Для сетей 6–10 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и P_ср в формуле (34) могут использоваться значения тока головного участка I_i и I_ср. В этом случае коэффициент k_k принимают равным 1,02.

Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

,                                                    (35)

                                (36)

При расчете потерь за месяц k²_ф.N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение k_ф² определяется по формуле:

                                                                 (37)

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k_з определяется по формуле:

,                                           (38)

Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле:

 кВт,                                                 (39)

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

, кВт.ч                                 40)

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле:

,                                             (41)

Коэффициент k_k в формуле (40) принимается равным 1,03. Для сетей 6–10 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и P_max в формуле (41) могут использоваться значения тока головного участка I_i и I_max. В этом случае коэффициент k_k принимается равным 1,0.

Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:

(42)

Значения τ_м   и τ_N  рассчитываются по формулам:

                                                                  (43)

                                                        (44)

При расчете потерь за месяц τ_N  = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение τ_о 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 F_гср,мм² поступлением электроэнергии в линии W_0,4, 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)

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:

L_экв = L_м + 0,44 L_2-3 + 0,22 L₁, км                                           (47)

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 = L_а + 4 L_с + 0,6 L_мед, км                                                      (48)

Коэффициент k _0,4 определяют по формуле:

k _0,4 = k_u (7,78 – 2,67d_р – 1,48d_р² )×(1,25+0,14×d_p)              (49)

Коэффициент F_{г ср} определяется по формуле:

мм²,                                                                          (50)

где F_гi – сечение головного участка i-ой линии, мм²;

L_гi – 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)

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 К_нер определяется по формуле:

К_нер = 3                                      (52)

При отсутствии данных о токовых нагрузках фаз следует принимать:

для линий с R_н /R _ф =1                       К_нер=1,13;

для линий с R_н /R _ф =2                       К_нер=1,2.

Отношение t/Т_макс принимают в соответствии со следующими данными:

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

                                     (53)

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)

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

∆W _{погр.Б, % =},                                       (55)

Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:

,                                            (56)

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

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

_______