УТРАТИЛ СИЛУ - ПРИКАЗ МИНПРОМЭНЕРГО РФ ОТ 13.09.2005 N 252
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 3 февраля 2005 г. N 21
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИКИ
РАСЧЕТА НОРМАТИВНЫХ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ) ПОТЕРЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Во исполнение п. 2 Постановления Правительства Российской
Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109 и п. 3 Постановления
Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861
приказываю:
1. Утвердить предлагаемую методику расчета нормативных
(технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях.
2. Контроль за исполнением настоящего Приказа возложить на
заместителя Министра промышленности и энергетики Российской
Федерации А.Г. Реуса.
Министр
В.Б.ХРИСТЕНКО
Утверждена
Приказом
Минпромэнерго России
от 03.02.2005 N 21
МЕТОДИКА
РАСЧЕТА НОРМАТИВНЫХ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ) ПОТЕРЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
I. Общие положения
1. Методика предназначена для расчета нормативов
технологических потерь электрической энергии в электрических сетях
организаций, осуществляющих передачу электрической энергии по
электрическим сетям.
2. Нормативы технологических потерь электроэнергии,
рассчитанные по данной методике, применяются при расчете платы за
услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.
3. Нормативы технологических потерь электроэнергии в
планируемом периоде могут рассчитываться:
- на основе данных о схемах, нагрузках сетей и составе
работающего оборудования в планируемом периоде методами расчета
потерь, установленными настоящей методикой;
- на основе нормативных характеристик технологических потерь,
рассчитанных в соответствии с настоящей методикой на основе
расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде.
При отсутствии нормативной характеристики допускается
определять нормативы потерь в планируемом периоде на основе
расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде, изменяя нагрузочные
потери пропорционально квадрату отношения отпусков электроэнергии
в сеть в планируемом и базовом периодах, а потери холостого хода -
пропорционально мощности (количеству) работающего оборудования в
планируемом и базовом периодах.
4. Термины и определения
а) Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность
между электроэнергией, поступившей в сеть, и электроэнергией,
отпущенной из сети, определяемая по данным системы учета
электроэнергии.
б) Система учета электроэнергии - совокупность измерительных
комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска
электроэнергии из сети и включающих в себя измерительные
трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН), электрические счетчики,
соединительные провода и кабели. Измерительные комплексы могут
быть объединены в автоматизированную систему учета электроэнергии.
в) Технологические потери электроэнергии - сумма
технологических потерь при транспортировке электроэнергии и потерь
при реализации электроэнергии.
г) Технологические потери при транспортировке электроэнергии -
сумма двух составляющих потерь:
- потерь в линиях и оборудовании электрических сетей,
обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче
электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и
режимами работы линий и оборудования (технические потери);
- расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.
д) Потери при реализации электроэнергии - сумма потерь,
обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии, и
потерь, обусловленных хищениями электроэнергии, виновники которых
не установлены.
Примечание. Потери, обусловленные хищениями электроэнергии, не
являются технической характеристикой электрической сети и системы
учета электроэнергии, и их нормативы в данной методике не
рассматриваются.
е) Технические потери - сумма трех составляющих потерь в линиях
и оборудовании электрических сетей:
- потерь, зависящих от нагрузки электрической сети (нагрузочные
потери);
- потерь, зависящих от состава включенного оборудования
(условно-постоянные потери);
- потерь, зависящих от погодных условий.
ж) Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций -
расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы
технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности
обслуживающего персонала.
з) Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы
учета электроэнергии, - суммарный небаланс электроэнергии,
обусловленный техническими характеристиками и режимами работы всех
измерительных комплексов поступления и отпуска электроэнергии.
и) Норматив технологических потерь электроэнергии -
технологические потери электроэнергии (в абсолютных единицах или в
процентах установленного показателя), рассчитанные в соответствии
с данной методикой при режимах работы, технических параметрах
линий, оборудования сетей и системы учета электроэнергии в
рассматриваемом периоде.
к) Нормативный метод расчета нагрузочных потерь электроэнергии
- метод, использующий при расчете потерь весь объем имеющейся
информации о схемах и нагрузках сетей данного напряжения. При
увеличении оснащенности сетей средствами измерения и оперативного
контроля режимов рекомендуется применение более точных методов из
их перечня, установленного методикой.
л) Нормативная характеристика технологических потерь
электроэнергии - зависимость норматива технологических потерь
электроэнергии от структурных составляющих поступления и отпуска
электроэнергии.
II. Методы расчета нормативных (технологических) потерь
при транспортировке электроэнергии
5. Методы расчета нагрузочных потерь
5.1. Нагрузочные потери электроэнергии за период Т часов (Д
дней) могут быть рассчитаны одним из пяти 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 рассчитывают 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 - 5 должны рассчитываться за
каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети,
соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за
расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы
сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери
электроэнергии за расчетный период определяют как сумму потерь,
рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных
интервалов).
5.1.1. Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь
электроэнергии по формуле:
n m 2
Дельта W = 3 х SUM R x SUM I x Дельта t , (1)
i=1 i j=1 ij ij
где n - число элементов сети; Дельта t - интервал времени, в
ij
течение которого токовую нагрузку I i-гo элемента сети с
ij
сопротивлением R принимают неизменной; m - число интервалов
i
времени.
Токовые нагрузки элементов сети определяют на основе данных
диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов
(ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии
(АСКУЭ).
5.1.2. Метод расчетных суток состоит в расчете потерь
электроэнергии по формуле:
2
Дельта W = k k Дельта W Д , (2)
нj л ф.м сут экв j
где Дельта W - потери электроэнергии за сутки расчетного
сут
месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть W и
ср.сут
конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей
контрольным замерам; k - коэффициент, учитывающий влияние потерь
л
в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий
напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких
2
напряжений; k - коэффициент формы графика суточных отпусков
ф.м
электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней
в месяце контрольных замеров); Д - эквивалентное число дней в
экв j
j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:
N
j 2 2
Д = SUM W Д / W , (3)
экв j i=1 мi мi м.р
где W - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом
мi
дней Д ; W - то же, в расчетном месяце; N - число месяцев в
мi м.р j
j-м расчетном интервале.
При расчете потерь электроэнергии за месяц Д = Д .
экв j мi
Потери электроэнергии за расчетные сутки Дельта W
сут
определяют как сумму потерь мощности, рассчитанных для каждого
часового интервала расчетных суток.
Потери электроэнергии в расчетном периоде определяют как сумму
потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять
годовые потери электроэнергии на основе расчета Дельта W для
сут
зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (3) N = 12.
j
2
Коэффициент k определяют по формуле:
ф.м
Д
2 м 2 2
k = SUM W / (W Д ), (4)
ф.м i=1 i ср.сут м
где W - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца; Д -
i м
число дней в месяце.
При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за
2
каждые сутки месяца коэффициент k определяют по формуле:
ф.м
2
(Д + k Д ) Д
2 р w н.р м
k = ------------------, (5)
ф.м 2
(Д + k Д )
р w н.р
где Д и Д - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Д =
р н.р м
Д + Д ); k - отношение значений энергии, потребляемой в
р н.р w
средний нерабочий и средний рабочий дни k = W : W .
w н.р р
5.1.3. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь
электроэнергии по формуле:
2
Дельта W = k k Дельта P T k , (6)
нj л к ср j ф
где Дельта Р - потери мощности в сети при средних за
ср
2
расчетный интервал нагрузках узлов; k - коэффициент формы
ф
графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал; k -
k
коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и
реактивной нагрузки различных ветвей сети; Т - продолжительность
j
j-го расчетного интервала, ч.
Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный
интервал определяют по формуле:
2 m 2 2
k = SUM P Дельта t / (P Т), (7)
ф i=1 i i ср
где P - значение нагрузки на i-й ступени графика
i
продолжительностью Дельта t , час; m - число ступеней графика на
i
расчетном интервале; Р - средняя нагрузка сети за расчетный
ср
интервал.
Коэффициент k в формуле (6) принимают равным 0,99. Для сетей
k
6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р и Р в
i ср
формуле (7) могут использоваться значения тока головного участка
I и I . В этом случае коэффициент k принимают равным 1,02.
i ср k
Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный
интервал по формуле:
2 2 2 2
k = k x k x k , (8)
ф ф.с ф.м ф.N
2
где k - коэффициент формы суточного графика дня контрольных
ф.с
2
замеров, рассчитанный по формуле (7); k - коэффициент формы
ф.N
графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом
значений, равным числу месяцев в расчетном интервале),
рассчитываемый по формуле:
N
2 j 2 2
k = SUM W / (N x W ), (9)
ф.N i=1 мi j ср.мес
где W - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц
мi
расчетного интервала; W - среднемесячный отпуск
ср.мес
электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.
2
При расчете потерь за месяц k = 1.
ф.N
2
При отсутствии графика нагрузки значение k определяют по
ф
формуле:
1 + 2k
2 3
k = -------. (10)
ф 3k
3
Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k
3
определяют по формуле:
W Т Р
о max ср
k = ------ = ---- = ----, (11)
3 Р Т Т Р
max max
где W - отпуск электроэнергии в сеть за время Т; Т - число
о max
часов использования наибольшей нагрузки сети.
Среднюю нагрузку i-го в узла определяют по формуле:
W
i
Р = --, (12)
срi Т
где W - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за
i
время Т.
5.1.4. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в
расчете потерь электроэнергии по формуле:
Дельта W = k k Дельта Р Т тау , (13)
нj л k max j о
где Дельта Р - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки
max
сети; тау - относительное число часов наибольших потерь мощности,
о
определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный
интервал.
Относительное число часов наибольших потерь мощности
определяют по формуле:
m 2 2
тау = SUM Р Дельта t / (Р Т ), (14)
о i=1 i i max j
где Р - наибольшее значение из m значений Р в расчетном
max i
интервале.
Коэффициент k в формуле (13) принимают равным 1,03. Для
k
сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р и Р
i max
в формуле (14) могут использоваться значения тока головного
участка I и I . В этом случае коэффициент k принимают равным
i max k
1,0.
Допускается определять относительное число часов наибольших
потерь мощности за расчетный интервал по формуле:
тау = тау х тау х тау , (15)
о с м N
где тау - относительное число часов наибольших потерь
с
мощности, рассчитанное по формуле (14) для суточного графика дня
контрольных замеров.
Значения тау и тау рассчитывают по формулам:
м N
2
Д + k Д
р w н.р
тау = ------------; (16)
м Д
м
N
j 2 2
тау = SUM W / (N W ), (17)
N i=1 мi j м.р
где W - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.
м.р
При расчете потерь за месяц тау = 1.
N
При отсутствии графика нагрузки значение тау определяют по
о
формуле:
2
k + 2k
3 3
тау = --------. (18)
о 3
5.1.5. Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и
нагрузках сети состоит в расчете потерь электроэнергии на основе
зависимостей потерь от суммарной длины и количества линий,
суммарной мощности и количества оборудования, полученных на основе
технических параметров линий и оборудования или статистических
данных.
5.2. Потери электроэнергии должны рассчитываться для
характерных рабочих и ремонтных схем. В расчетную схему должны
быть включены все элементы сети, потери в которых зависят от ее
режима (линии, трансформаторы, высокочастотные заградители
ВЧ-связи, токоограничивающие реакторы и т.п.).
5.3. Расчетные значения активных сопротивлений проводов
воздушных линий (ВЛ) R определяют с учетом температуры провода
п
t , град. С, зависящей от средней за расчетный период температуры
п 2
окружающего воздуха t и плотности тока в проводе j, А/мм :
в
______
2 /
R = R [1 + 0,004 (t - 20 + 8,3 j /F / 300)], (19)
п 20 в \/
где R - стандартное справочное сопротивление провода
20
2
сечением F, мм , при t = 20 град. С.
п
Примечание. При отсутствии данных о средней плотности тока за
расчетный период в каждом элементе электрической сети принимают
2
расчетное значение j = 0,5 А/мм .
5.4. Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных
шинах распределительных устройств подстанций (СППС) определяют по
формуле:
2
Дельта W = 2,3F x j x L x тау x Д, (20)
nc о
где F - среднее сечение проводов (шин); L - суммарная
протяженность проводов (шин) на подстанции; j - плотность тока.
При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле
(20), расчетные потери в СППС принимают в соответствии с табл. П.1
приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям.
5.5. Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока
(ТТ) определяют по формуле:
2 2
Дельта W = Дельта P T бета k , (21)
ТТ TTном ТТср ф
где Дельта Р - потери в ТТ при номинальной нагрузке;
ТТном
бета - среднее значение коэффициента токовой загрузки ТТ за
ТТср
расчетный период.
При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле
(21), расчетные потери в ТТ принимают в соответствии с табл. П.3
приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям.
6. Нормативные методы расчета нагрузочных потерь
6.1. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь
электроэнергии в сетях 330 - 750 кВ является метод оперативных
расчетов.
6.2. Нормативными методами расчета нагрузочных потерь
электроэнергии в сетях 35 - 220 кВ являются:
- при отсутствии реверсивных потоков энергии по межсетевым
связям 35 - 220 кВ - метод расчетных суток;
- при наличии реверсивных потоков энергии - метод средних
нагрузок. При этом все часовые режимы в расчетном периоде
разделяют на группы с одинаковыми направлениями потоков энергии.
Расчет потерь проводят методом средних нагрузок для каждой группы
режимов.
При отсутствии данных о потреблении энергии на подстанциях 35
кВ временно допускается применение для расчетов потерь в этих
сетях метода наибольших потерь мощности.
6.3. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь
электроэнергии в сетях 6 - 20 кВ является метод средних нагрузок.
При отсутствии информации о потреблении энергии на ТП 6 - 20 /
0,4 кВ допускается определять их нагрузки, распределяя энергию
головного участка (за вычетом энергии по ТП, где она известна, и
потерь в сети 6 - 20 кВ) пропорционально номинальным мощностям или
коэффициентам максимальной загрузки трансформаторов ТП.
При отсутствии электрических счетчиков на головных участках
фидеров 6 - 20 кВ временно допускается применение для расчетов
потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности.
6.4. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь
электроэнергии в сетях 0,38 кВ является метод оценки потерь на
основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и
нагрузках сети, изложенный ниже.
Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного
2
участка F , мм , отпуском электрической энергии в линию W ,
г 0,38
за период Д, дней, рассчитывают по формуле:
2 2
W (1 + tg x фи) L 1 + 2k
0,38 экв з
Дельта W = k х ------------------------ x -------, (22)
н 0,38 0,38 F x Д 3k
г з
где L - эквивалентная длина линии; tg фи - коэффициент
экв
реактивной мощности; k - коэффициент, учитывающий характер
0,38
распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок
фаз.
Эквивалентную длину линии определяют по формуле:
L = L + 0,44 L + 0,22 L , (23)
экв M 2 - 3 1
где L - длина магистрали; L - длина двухфазных и
М 2 - 3
трехфазных ответвлений; L - длина однофазных ответвлений.
1
Примечание. Под магистралью понимается наибольшее расстояние от
шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6 - 20 / 0,4 кВ до
наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или
двухфазной линии.
Внутридомовые сети многоэтажных зданий (до счетчиков
электрической энергии) включают в длину ответвлений
соответствующей фазности.
При наличии стальных или медных проводов в магистрали или
ответвлениях в формулу (23) подставляют длины линий, определяемые
по формуле:
L = L + 4L + 0,6 L , (24)
а c м
где L , L и L - длины алюминиевых, стальных и медных
a c м
проводов, соответственно.
Коэффициент k определяют по формуле:
0,38
2
k = k (9,67 - 3,32d - 1,84d ), (25)
0,38 u p p
где d - доля энергии, отпускаемой населению; k -
p u
коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и равным 3
для линии 220/127 В.
При использовании формулы (22) для расчета потерь в N линиях
с суммарными длинами магистралей L , двухфазных и трехфазных
МSUM
ответвлений L и однофазных ответвлений L в формулу
2 - 3SUM 1SUM
подставляют средний отпуск электроэнергии в одну линию
W = W / N, где W - суммарный отпуск энергии
0,38 0,38SUM 0,38SUM
в N линий и среднее сечение головных участков, а коэффициент
k , определенный по формуле (25), умножают на коэффициент k ,
0,38 N
учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на
головных участках линий, определяемый по формуле:
k = 1,25 + 0,14d . (26)
N p
При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и
(или) коэффициенте реактивной мощности принимают k = 0,3; tg фи =
з
= 0,6.
При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,38
кВ, ее значение определяют, вычитая из энергии, отпущенной в сеть
6 - 20 кВ, потери в линиях и трансформаторах 6 - 20 кВ и энергию,
отпущенную в ТП 6 - 20 / 0,4 кВ и линии 0,38 кВ, находящиеся на
балансе потребителей.
7. Методы расчета условно-постоянных потерь
7.1. К условно-постоянным потерям электроэнергии относятся:
- потери холостого хода в силовых трансформаторах
(автотрансформаторах) и трансформаторах дугогасящих реакторов;
- потери в оборудовании, нагрузка которого не имеет прямой
связи с суммарной нагрузкой сети (регулируемые компенсирующие
устройства);
- потери в оборудовании, имеющем одинаковые параметры при любой
нагрузке сети (нерегулируемые компенсирующие устройства,
вентильные разрядники (РВ), ограничители перенапряжений (ОПН),
устройства присоединения ВЧ-связи (УПВЧ), измерительные
трансформаторы напряжения (ТН), включая их вторичные цепи,
электрические счетчики 0,22 - 0,66 кВ и изоляция силовых кабелей).
7.2. Потери электроэнергии холостого хода в силовом
трансформаторе (автотрансформаторе) определяют на основе
приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности
холостого хода Дельта P по формуле:
х
2
U
m i
Дельта W = Дельта P SUM T (------) , (27)
х x i=1 pi U
ном
где Т - число часов работы оборудования в i-м режиме;
pi
U - напряжение на оборудовании в i-м режиме; U - номинальное
i ном
напряжение оборудования.
Напряжение на оборудовании определяют с помощью измерений или с
помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с
законами электротехники.
7.3. Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе (ШР)
определяют по формуле (27) на основе приведенных в паспортных
данных потерь мощности Дельта Р . Допускается определять потери в
p
ШР на основе данных табл. П.1 приложения 1.
7.4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (СК) или
генераторе, переведенном в режим СК, определяют по формуле:
2
Дельта W = (0,4 + 0,1бета ) Дельта P x T , (28)
ск Q ном р
где бета - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном
Q
периоде; Дельта Р - потери мощности в режиме номинальной
ном
загрузки СК в соответствии с паспортными данными.
Допускается определять потери в СК на основе данных табл. П.2
приложения 1.
7.5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих
устройствах (КУ) - батареях конденсаторов (БК) и статических
тиристорных компенсаторах (СТК) - определяют по формуле:
Дельта W = Дельта p S T , (29)
КУ КУ КУ p
где Дельта p - удельные потери мощности в соответствии
КУ
с паспортными данными КУ; S - мощность КУ (для СТК принимается
КУ
по емкостной составляющей).
При отсутствии паспортных данных значение Дельта p принимают
КУ
равным для БК 0,003 кВт/квар, для СТК 0,006 кВт/квар.
7.6. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках,
ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ-связи,
измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках
0,22 - 0,66 кВ и изоляции силовых кабелей принимают в соответствии
с данными заводов - изготовителей оборудования. При отсутствии
данных завода-изготовителя расчетные потери принимают в
соответствии с приложением 1 к настоящей Методике.
8. Методы расчета потерь, зависящих от погодных условий
8.1. Потери, зависящие от погодных условий, включают в себя три
вида потерь:
- на корону;
- от токов утечки по изоляторам воздушных линий;
- расход электроэнергии на плавку гололеда.
8.2. Потери электроэнергии на корону определяют на основе
данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл. 1, 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 1. Удельные потери мощности на корону
--------------------T------------T---------------------------------------------¬
¦ Напряжение ВЛ, ¦ Суммарное ¦ Потери мощности на корону, кВт/км, при ¦
¦ тип опоры, число ¦ сечение ¦ погоде: ¦
¦ и сечение ¦ проводов в +------------T----------T----------T----------+
¦ проводов в фазе ¦ 2 ¦ хорошая ¦ сухой ¦ влажная ¦ изморозь ¦
¦ ¦ фазе, мм ¦ ¦ снег ¦ ¦ ¦
+-------------------+------------+------------+----------+----------+----------+
¦ 750 - 5 x 240 ¦ 1200 ¦ 3,9 ¦ 15,5 ¦ 55,0 ¦ 115,0 ¦
+-------------------+------------+------------+----------+----------+----------+
¦ 750 - 4 x 600 ¦ 2400 ¦ 4,6 ¦ 17,5 ¦ 65,0 ¦ 130,0 ¦
+-------------------+------------+------------+----------+----------+----------+
¦ 500 - 3 x 400 ¦ 1200 ¦ 2,4 ¦ 9,1 ¦ 30,2 ¦ 79,2 ¦
¦ 500 - 8 x 300 ¦ 2400 ¦ 0,1 ¦ 0,5 ¦ 1,5 ¦ 4,5 ¦
+-------------------+------------+------------+----------+----------+----------+
¦ 330 - 2 x 400 ¦ 800 ¦ 0,8 ¦ 3,3 ¦ 11,0 ¦ 33,5 ¦
+-------------------+------------+------------+----------+----------+----------+
¦ 220ст - 1 х 300 ¦ 300 ¦ 0,3 ¦ 1,5 ¦ 5,4 ¦ 16,5 ¦
¦220ст / 2 - 1 х 300¦ 300 ¦ 0,6 ¦ 2,8 ¦ 10,0 ¦ 30,7 ¦
¦220жб - 1 x 300 ¦ 300 ¦ 0,4 ¦ 2,0 ¦ 8,1 ¦ 24,5 ¦
¦220жб / 2 - 1 х 300¦ 300 ¦ 0,8 ¦ 3,7 ¦ 13,3 ¦ 40,9 ¦
¦ 220 - 3 x 500 ¦ 1500 ¦ 0,02 ¦ 0,05 ¦ 0,27 ¦ 0,98 ¦
+-------------------+------------+------------+----------+----------+----------+
¦ 154 - 1 x 185 ¦ 185 ¦ 0,12 ¦ 0,35 ¦ 1,20 ¦ 4,20 ¦
¦ 154 / 2 - 1 x 185 ¦ 185 ¦ 0,17 ¦ 0,51 ¦ 1,74 ¦ 6,12 ¦
+-------------------+------------+------------+----------+----------+----------+
¦ 110ст - 1 х 120 ¦ 120 ¦ 0,013 ¦ 0,04 ¦ 0,17 ¦ 0,69 ¦
¦110ст / 2 - 1 х 120¦ 120 ¦ 0,015 ¦ 0,05 ¦ 0,25 ¦ 0,93 ¦
¦ 110жб - 1 х 120 ¦ 120 ¦ 0,018 ¦ 0,06 ¦ 0,30 ¦ 1,10 ¦
¦110жб / 2 - 1 х 120¦ 120 ¦ 0,020 ¦ 0,07 ¦ 0,35 ¦ 1,21 ¦
L-------------------+------------+------------+----------+----------+-----------
Примечания. 1. Вариант 500 - 8 x 300 соответствует линии 500
кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220 - 3 x 500 - линии
220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ.
2. Варианты 220 / 2 - 1 x 300, 154 / 2 - 1 x 185 и 110 / 2 - 1
x 120 соответствуют двухцепным линиям. Потери во всех случаях
приведены в расчете на одну цепь.
3. Индексы "ст" и "жб" обозначают стальные и железобетонные
опоры.
8.3. При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в
течение расчетного периода потери электроэнергии на корону
определяют по табл. 2 в зависимости от региона расположения линии.
Распределение территориальных образований Российской Федерации по
регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий,
приведено в приложении 2 к настоящей Методике.
Таблица 2. Удельные годовые потери электроэнергии на корону
--------------------T---------------------------------------------------------¬
¦ Напряжение ВЛ, ¦Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт.ч/км в¦
¦ кВ, число и ¦ год, в регионе ¦
¦ сечение проводов +-------T------T--------T-------T--------T-------T--------+
¦ в фазе ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦
+-------------------+-------+------+--------+-------+--------+-------+--------+
¦ 750 - 5 x 240 ¦193,3 ¦176,6 ¦163,8 ¦144,6 ¦130,6 ¦115,1 ¦153,6 ¦
+-------------------+-------+------+--------+-------+--------+-------+--------+
¦ 750 - 4 x 600 ¦222,5 ¦203,9 ¦189,8 ¦167,2 ¦151,0 ¦133,2 ¦177,3 ¦
+-------------------+-------+------+--------+-------+--------+-------+--------+
¦ 500 - 3 x 400 ¦130,3 ¦116,8 ¦106,0 ¦ 93,2 ¦ 84,2 ¦ 74,2 ¦103,4 ¦
¦ 500 - 8 x 300 ¦ 6,6 ¦ 5,8 ¦ 5,2 ¦ 4,6 ¦ 4,1 ¦ 3,5 ¦ 5,1 ¦
+-------------------+-------+------+--------+-------+--------+-------+--------+
¦ 330 - 2 x 400 ¦ 50,1 ¦ 44,3 ¦ 39,9 ¦ 35,2 ¦ 32,1 ¦ 27,5 ¦ 39,8 ¦
+-------------------+-------+------+--------+-------+--------+-------+--------+
¦ 220ст - 1 х 300 ¦ 19,4 ¦ 16,8 ¦ 14,8 ¦ 13,3 ¦ 12,2 ¦ 10,4 ¦ 15,3 ¦
¦220ст / 2 - 1 х 300¦ 36,1 ¦ 31,2 ¦ 27,5 ¦ 24,7 ¦ 22,7 ¦ 19,3 ¦ 28,5 ¦
¦ 220жб - 1 х 300 ¦ 28,1 ¦ 24,4 ¦ 21,5 ¦ 19,3 ¦ 17,7 ¦ 15,1 ¦ 22,2 ¦
¦220жб / 2 - 1 x 300¦ 48,0 ¦ 41,5 ¦ 36,6 ¦ 32,9 ¦ 30,2 ¦ 25,7 ¦ 37,9 ¦
¦ 220 - 3 x 500 ¦ 1,3 ¦ 1,1 ¦ 1,0 ¦ 0,9 ¦ 0,8 ¦ 0,7 ¦ 1,0 ¦
+-------------------+-------+------+--------+-------+--------+-------+--------+
¦ 154 - 1 x 185 ¦ 7,2 ¦ 6,3 ¦ 5,5 ¦ 4,9 ¦ 4,6 ¦ 3,9 ¦ 5,7 ¦
¦ 154 / 2 - 1 x 185 ¦ 10,4 ¦ 9,1 ¦ 8,0 ¦ 7,1 ¦ 6,8 ¦ 5,7 ¦ 8,3 ¦
+-------------------+-------+------+--------+-------+--------+-------+--------+
¦ 110ст - 1 х 120 ¦ 1,07 ¦ 0,92¦ 0,80 ¦ 0,72 ¦ 0,66 ¦ 0,55 ¦ 0,85 ¦
¦110ст / 2 - 1 х 120¦ 1,42 ¦ 1,22¦ 1,07 ¦ 0,96 ¦ 0,88 ¦ 0,73 ¦ 1,13 ¦
¦ 110жб - 1 х 120 ¦ 1,71 ¦ 1,46¦ 1,28 ¦ 1,15 ¦ 1,06 ¦ 0,88 ¦ 1,36 ¦
¦110жб / 2 - 1 х 120¦ 1,85 ¦ 1,59¦ 1,39 ¦ 1,25 ¦ 1,14 ¦ 0,95 ¦ 1,47 ¦
L-------------------+-------+------+--------+-------+--------+-------+---------
Примечание. Значения потерь, приведенные в табл. 2 и 4,
соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных
потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366 / 365.
8.4. При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающимися
от приведенных в табл. 1, расчетные значения, приведенные в
таблицах 1 и 2, умножают на отношение F / F , где F -
т ф т
суммарное сечение проводов фазы, приведенное в табл. 1; F -
ф
фактическое сечение проводов линии.
8.5. Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону
учитывают, умножая данные, приведенные в таблицах 1 и 2, на
коэффициент, определяемый по формуле:
2
К = 6,88 U - 5,88 U , (30)
Uкор отн отн
где U - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному
отн
значению.
8.6. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам
воздушных линий определяют на основе данных об удельных потерях
мощности, приведенных в табл. 3, и о продолжительностях видов
погоды в течение расчетного периода.
По влиянию на токи утечки виды погоды должны объединяться в 3
группы: 1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой
снег, изморозь, гололед; 2 группа - дождь, мокрый снег, роса,
хорошая погода с влажностью 90% и более; 3 группа - туман.
Таблица 3. Удельные потери мощности от токов утечки
по изоляторам ВЛ
--------T-----------------------------------------------------------------------¬
¦Группа ¦ Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ ¦
¦погоды ¦ напряжением, кВ ¦
¦ +-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
¦ ¦ 6 ¦ 10 ¦ 15 ¦ 20 ¦ 35 ¦ 60 ¦ 110 ¦ 154 ¦ 220 ¦ 330 ¦ 500 ¦ 750 ¦
+-------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 1 ¦0,011¦0,017¦0,025¦0,033¦0,035¦0,044¦0,055¦0,063¦0,069¦0,103¦0,156¦0,235¦
+-------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 2 ¦0,094¦0,153¦0,227¦0,302¦0,324¦0,408¦0,510¦0,587¦0,637¦0,953¦1,440¦2,160¦
+-------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 3 ¦0,154¦0,255¦0,376¦0,507¦0,543¦0,680¦0,850¦0,978¦1,061¦1,587¦2,400¦3,600¦
L-------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------
8.7. При отсутствии данных о продолжительностях различных
погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по
изоляторам воздушных линий принимают по данным табл. 4.
Таблица 4. Удельные годовые потери электроэнергии
от токов утечки по изоляторам ВЛ
--------T--------------------------------------------------------------------¬
¦ Номер ¦ Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, ¦
¦региона¦ тыс. кВт.ч/км в год, при напряжении, кВ ¦
¦ +-----T-----T-----T----T-----T-----T----T-----T-----T-----T----T-----+
¦ ¦ 6 ¦ 10 ¦ 15 ¦ 20 ¦ 35 ¦ 60 ¦ 110¦ 154 ¦ 220 ¦ 330 ¦500 ¦ 750 ¦
+-------+-----+-----+-----+----+-----+-----+----+-----+-----+-----+----+-----+
¦ 1 ¦0,21 ¦0,33 ¦0,48 ¦0,64¦0,69 ¦0,86 ¦1,08¦1,24 ¦1,35 ¦2,01 ¦3,05¦4,58 ¦
+-------+-----+-----+-----+----+-----+-----+----+-----+-----+-----+----+-----+
¦ 2 ¦0,22 ¦0,35 ¦0,52 ¦0,68¦0,73 ¦0,92 ¦1,15¦1,32 ¦1,44 ¦2,15 ¦3,25¦4,87 ¦
+-------+-----+-----+-----+----+-----+-----+----+-----+-----+-----+----+-----+
¦ 3 ¦0,28 ¦0,45 ¦0,67 ¦0,88¦0,95 ¦1,19 ¦1,49¦1,71 ¦1,86 ¦2,78 ¦4,20¦6,31 ¦
+-------+-----+-----+-----+----+-----+-----+----+-----+-----+-----+----+-----+
¦ 4 ¦0,31 ¦0,51 ¦0,75 ¦1,00¦1,07 ¦1,34 ¦1,68¦1,93 ¦2,10 ¦3,14 ¦4,75¦7,13 ¦
+-------+-----+-----+-----+----+-----+-----+----+-----+-----+-----+----+-----+
¦ 5 ¦0,27 ¦0,44 ¦0,65 ¦0,87¦0,92 ¦1,17 ¦1,46¦1,68 ¦1,82 ¦2,72 ¦4,11¦6,18 ¦
+-------+-----+-----+-----+----+-----+-----+----+-----+-----+-----+----+-----+
¦ 6 ¦0,22 ¦0,35 ¦0,52 ¦0,68¦0,73 ¦0,92 ¦1,15¦1,32 ¦1,44 ¦2,15 ¦3,25¦4,87 ¦
+-------+-----+-----+-----+----+-----+-----+----+-----+-----+-----+----+-----+
¦ 7 ¦0,16 ¦0,26 ¦0,39 ¦0,51¦0,55 ¦0,69 ¦0,86¦0,99 ¦1,08 ¦1,61 ¦2,43¦3,66 ¦
L-------+-----+-----+-----+----+-----+-----+----+-----+-----+-----+----+------
8.8. Нормативный расход электроэнергии на плавку гололеда
определяют по табл. 5 в зависимости от района расположения ВЛ по
гололеду (гл. 2.5 ПУЭ).
Таблица 5. Удельный расход
электроэнергии на плавку гололеда
----------------T------------T---------------------------------------------¬
¦Число проводов ¦ Суммарное ¦ Расчетный расход электроэнергии на плавку ¦
¦ в фазе и ¦ сечение ¦ гололеда, тыс. кВт.ч/км в год, в районе по ¦
¦ сечение, ¦ проводов в ¦ гололеду: ¦
¦ 2 ¦ 2 +----------T----------T---------T-------------+
¦ мм ¦ фазе, мм ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 4 x 600 ¦ 2400 ¦ 0,171 ¦ 0,236 ¦ 0,300 ¦ 0,360 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 8 x 300 ¦ 2400 ¦ 0,280 ¦ 0,381 ¦ 0,479 ¦ 0,571 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 3 x 500 ¦ 1500 ¦ 0,122 ¦ 0,167 ¦ 0,212 ¦ 0,253 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 5 x 240 ¦ 1200 ¦ 0,164 ¦ 0,223 ¦ 0,280 ¦ 0,336 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 3 x 400 ¦ 1200 ¦ 0,114 ¦ 0,156 ¦ 0,197 ¦ 0,237 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 2 x 400 ¦ 800 ¦ 0,076 ¦ 0,104 ¦ 0,131 ¦ 0,158 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 2 x 300 ¦ 600 ¦ 0,070 ¦ 0,095 ¦ 0,120 ¦ 0,143 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 1 x 330 ¦ 330 ¦ 0,036 ¦ 0,050 ¦ 0,062 ¦ 0,074 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 1 x 300 ¦ 300 ¦ 0,035 ¦ 0,047 ¦ 0,060 ¦ 0,071 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 1 x 240 ¦ 240 ¦ 0,033 ¦ 0,046 ¦ 0,056 ¦ 0,067 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 1 x 185 ¦ 185 ¦ 0,030 ¦ 0,041 ¦ 0,051 ¦ 0,061 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 1 x 150 ¦ 150 ¦ 0,028 ¦ 0,039 ¦ 0,053 ¦ 0,064 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 1 x 120 ¦ 120 ¦ 0,027 ¦ 0,037 ¦ 0,046 ¦ 0,054 ¦
+---------------+------------+----------+----------+---------+-------------+
¦ 1 x 95 ¦ 95 ¦ 0,024 ¦ 0,031 ¦ 0,038 ¦ 0,044 ¦
L---------------+------------+----------+----------+---------+--------------
9. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций
определяют на основе приборов учета, установленных на
трансформаторах собственных нужд (ТСН). При установке прибора
учета на шинах 0,4 кВ ТСН потери в ТСН, рассчитанные в
соответствии с данной методикой, должны быть добавлены к показанию
счетчика.
III. Методы расчета потерь, обусловленных погрешностями
системы учета электроэнергии
10. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы
учета электроэнергии, рассчитывают как сумму значений,
определенных для каждой точки учета поступления электроэнергии в
сеть и отпуска электроэнергии из сети по формуле:
Дельта W = - (Дельта + Дельта + Дельта -
уч ТТбета ТН тхэтабета
- Дельта U + Дельта ) W / 100, (31)
ТН сч
где Дельта - токовая погрешность ТТ, %, при коэффициенте
ТТбета
токовой загрузки бета ; Дельта - погрешность ТН по модулю
ТТ ТН
напряжения, %; Дельта - погрешность трансформаторной
тхэтабета
схемы подключения счетчика, %, при коэффициенте токовой загрузки
бета ; Дельта - погрешность счетчика, %; Дельта U - потеря
ТТ сч ТН
напряжения во вторичной цепи ТН, %; W - энергия, зафиксированная
счетчиком за расчетный период.
10.1. Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика
определяют по формуле:
Дельта = 0,0291 (Тхэта - Тхэта ) tg , (32)
тхэтабета Iбета U фи
где Тхэта - угловая погрешность ТТ, мин., при коэффициенте
Iбета
токовой загрузки бета ; Тхэта - угловая погрешность ТН, мин.;
ТТ U
tg - коэффициент реактивной мощности контролируемого
фи
присоединения.
10.2. Коэффициент токовой загрузки ТТ за расчетный период
определяют по формуле:
____________
/ 2 1 + 2k
W \/ (1 + tg фи) з
Бета = -------------------- ---------, (33)
ТТ _ 3k
T \/3 U I з
ном ном
где U и I - номинальные напряжение и ток первичной
ном ном
обмотки ТТ.
10.3. Значения погрешностей в формулах (31) и (32) определяют
на основе данных метрологической поверки. При отсутствии данных о
фактических погрешностях измерительных комплексов допускается
проводить расчет потерь электроэнергии, обусловленных
погрешностями системы учета электроэнергии, в соответствии с
Приложением 3 к настоящей Методике.
IV. Методы расчета нормативных характеристик
технологических потерь электроэнергии
11. Нормативную характеристику технологических потерь
электроэнергии определяют на основе расчета потерь в базовом
периоде методами, изложенными в разделах II и III настоящей
Методики, и используют для определения норматива потерь на
плановый период.
11.1. Нормативная характеристика технологических потерь
электроэнергии имеет вид:
W W
n n i j n
Дельта W = SUM SUM A --------- + SUM B W +
i=1 j=1 ij Д i=1 i i
+ (C + С + С ) x Д + B W , (34)
пост пог с.н уч o
где W - значения показателей (поступления и отпуска
i(j)
электроэнергии), отражаемых в отчетности; n - число показателей;
W - отпуск электроэнергии в сеть; Д - число дней расчетного
o
периода, которому соответствуют задаваемые значения энергии; А, В
и С - коэффициенты, отражающие составляющие потерь: А и B -
ij i
нагрузочные потери, С - условно-постоянные потери, С -
пост пог
потери, зависящие от погодных условий, С - расход
с.н.
электроэнергии на собственные нужды подстанций, В - потери,
уч
обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии.
11.2. Нормативную характеристику нагрузочных потерь
электроэнергии в замкнутых сетях определяют на основе
предварительно рассчитанной характеристики нагрузочных потерь
мощности, имеющей вид:
n n n
Дельта P = SUM SUM a P P + SUM b P , (35)
нагр i=1 j=1 ij i j i=1 i i
где Р - значения мощностей, соответствующих показателям,
i(j)
отраженным в формуле (34);
a и b коэффициенты нормативной характеристики потерь
ij i
мощности.
11.3. Преобразование коэффициентов характеристики потерь
мощности в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии
производят по формулам:
a
ij 2 3
A = ---- k 10 ; (36)
ij 24 ф
B = b . (37)
i i
11.4. Для составляющих нормативной характеристики, содержащих
2
произведения значений энергии, значение k вычисляют по
фij
формуле:
____________________
2 / 2 2
k = 1 + r /(k - 1) (k - 1), (38)
фij ij V фi фj
где k и k - коэффициенты формы i-го и j-го графиков активной
фi фj
мощности; r - коэффициент корреляции i-го и j-го графиков,
ij
рассчитываемый по данным ОИК. При отсутствии расчетов r
ij
2
принимают k = 1.
фij
11.5. Коэффициент С определяют по формуле:
пост
С = Дельта W / Д, (39)
пост пост
где Дельта W - условно-постоянные потери электроэнергии в
пост
базовом периоде.
11.6. Коэффициент С определяют по формуле:
пог
С = Дельта W / Д, (40)
пог пог
где Дельта W - потери электроэнергии, зависящие от погодных
пост
условий, в базовом периоде.
11.7. Коэффициент С определяют по формуле:
с.н
С = W / Д, (41)
с.н с.н
где Дельта W - расход электроэнергии на собственные нужды
с.н
подстанций в базовом периоде.
11.8. Коэффициент В определяют по формуле:
уч
В = Дельта W / W , (42)
уч уч o
где Дельта W - потери, обусловленные погрешностями системы учета
уч
электроэнергии, в базовом периоде.
11.9. Нормативная характеристика нагрузочных потерь
электроэнергии в радиальных сетях имеет вид:
2
W
U
Дельта W = А -----, (43)
нагр U Д
где W - отпуск электроэнергии в сеть напряжением U за Д дней;
U
А - коэффициент нормативной характеристики.
U
11.10. Коэффициент А нормативной характеристики (43)
U
определяют по формуле:
Дельта W
нU
A = ----------- Д, (44)
U 2
W
U
где Дельта W - нагрузочные потери электроэнергии в сети
нU
напряжением U в базовом периоде.
11.11. Коэффициенты А и С (С , С и С ) для радиальных
пост пог с.н
сетей 6 - 35 кВ в целом по их значениям, рассчитанным для входящих
в сеть линий (А и С ), определяют по формулам:
i i
W
n i 2
А = SUM A (----) ; (45)
i=1 i W
SUM
n
С = SUM С , (46)
i=1 i
где W - отпуск электроэнергии в i-ю линию; W - то же, в сеть
i SUM
в целом; n - количество линий.
Коэффициенты A и С должны быть рассчитаны для всех линий сети.
i i
Их определение на основе расчета ограниченной выборки линий не
допускается.
11.12. Коэффициент А для сетей 0,38 кВ рассчитывают по формуле
(43), в которую в качестве Дельта W подставляют значение
нU
суммарных нагрузочных потерь во всех линиях 0,38 кВ Дельта
W , рассчитанных по формуле (22) с учетом формулы (26).
н 0,38
Приложение N 1
к Методике расчета
нормативных (технологических)
потерь электроэнергии
в электрических сетях
РАСЧЕТНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОБОРУДОВАНИИ
1. Таблица П.1. Потери электроэнергии в шунтирующих
реакторах (ШР) и соединительных проводах и сборных
шинах распределительных устройств
подстанций (СППС)
--------------------T----------------------------------------------¬
¦ Вид оборудования ¦ Удельные потери энергии при напряжении, кВ ¦
¦ +---T---T---T---T--T--T---T---T---T---T----T---+
¦ ¦ 6 ¦ 10¦ 15¦ 20¦35¦60¦110¦154¦220¦330¦ 500¦750¦
+-------------------+---+---+---+---+--+--+---+---+---+---+----+---+
¦ШР, тыс.кВт.ч/МВА ¦ 84¦ 84¦ 74¦ 65¦36¦35¦ 32¦ 31¦ 29¦ 26¦ 20 ¦ 19¦
¦в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---+---+---+---+--+--+---+---+---+---+----+---+
¦СППС, тыс.кВт.ч/ ¦1,3¦1,3¦1,3¦1,3¦ 3¦ 6¦ 11¦ 18¦ 31¦ 99¦415 ¦737¦
¦подстанцию в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+---+---+---+---+--+--+---+---+---+---+----+----
Примечание. Значения потерь, приведенные в приложении 1,
соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных
потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366 / 365.
2. Таблица П.2. Потери электроэнергии
в синхронных компенсаторах
-----------T-----------------------------------------------------¬
¦Вид обору-¦ Потери энергии, тыс. кВт.ч в год, при номинальной ¦
¦дования ¦ мощности СК, МВА ¦
¦ +----T----T----T-----T-----T-----T-----T------T-------+
¦ ¦ 5 ¦ 7,5¦ 10 ¦ 15 ¦ 30 ¦ 50 ¦ 100 ¦ 160 ¦ 320 ¦
+----------+----+----+----+-----+-----+-----+-----+------+-------+
¦СК ¦ 400¦ 540¦ 675¦ 970 ¦ 1570¦ 2160¦ 3645¦ 4725 ¦ 10260 ¦
L----------+----+----+----+-----+-----+-----+-----+------+--------
Примечание. При мощности СК, отличной от приведенной в табл.
П.2, потери определяют с помощью линейной интерполяции.
3. Таблица П.3. Потери электроэнергии в вентильных
разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН),
измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения
(ТН) и устройствах присоединения ВЧ-связи (УПВЧ)
-------T----------------------------------------------------------------¬
¦Вид ¦ Потери электроэнергии, тыс. кВт.ч/год, при напряжении ¦
¦обору-¦ оборудования, кВ ¦
¦дова- +-----T-----T-----T-----T-----T----T----T----T----T----T----T----+
¦ния ¦ 6 ¦ 10 ¦ 15 ¦ 20 ¦ 35 ¦ 60 ¦ 110¦ 154¦ 220¦ 330¦ 500¦ 750¦
+------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+----+----+----+
¦ РВ ¦0,009¦0,021¦0,033¦0,047¦0,091¦0,27¦0,60¦1,05¦1,59¦3,32¦4,93¦4,31¦
+------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+----+----+----+
¦ ОПН ¦0,001¦0,001¦0,002¦0,004¦0,013¦0,10¦0,22¦0,40¦0,74¦1,80¦3,94¦8,54¦
+------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+----+----+----+
¦ ТТ ¦ 0,06¦ 0,1 ¦ 0,15¦ 0,2 ¦ 0,4 ¦ 0,6¦ 1,1¦ 1,5¦ 2,2¦ 3,3¦ 5,0¦ 7,5¦
+------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+----+----+----+
¦ ТН ¦ 1,54¦ 1,9 ¦ 2,35¦ 2,7 ¦ 3,6 ¦ 6,2¦11,0¦11,8¦13,1¦18,4¦28,9¦58,8¦
+------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+----+----+----+
¦ УПВЧ ¦ 0,01¦ 0,01¦ 0,01¦ 0,02¦ 0,02¦0,12¦0,22¦0,30¦0,43¦2,12¦3,24¦4,93¦
L------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+----+----+-----
Примечание 1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу,
для остального оборудования - на три фазы.
Примечание 2. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ
принимают равными 0,05 тыс. кВт.ч/год.
4. Потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22 - 0,66
кВ принимают 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.
5. Таблица П.4. Потери электроэнергии в изоляции кабелей
---------T-------------------------------------------------------¬
¦Сечение,¦Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВт.ч/км ¦
¦ 2 ¦ в год, при номинальном напряжении, кВ ¦
¦ мм +--------T---------T---------T---------T--------T-------+
¦ ¦ 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 ¦
L--------+--------+---------+---------+---------+--------+--------
Приложение N 2
к Методике расчета
нормативных (технологических)
потерь электроэнергии
в электрических сетях
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО РЕГИОНАМ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ,
ЗАВИСЯЩИХ ОТ ПОГОДНЫХ УСЛОВИЙ
--------T------------------------------------------------------------------¬
¦ Номер ¦ Территориальные образования, входящие в регион ¦
¦региона¦ ¦
+-------+------------------------------------------------------------------+
¦ 1 ¦Республика Саха - Якутия, Хабаровский край ¦
¦ ¦Области: Камчатская, Магаданская, Сахалинская ¦
+-------+------------------------------------------------------------------+
¦ 2 ¦Республики: Карелия, Коми ¦
¦ ¦Области: Архангельская, Калининградская, Мурманская ¦
+-------+------------------------------------------------------------------+
¦ 3 ¦Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская ¦
+-------+------------------------------------------------------------------+
¦ 4 ¦Республики: Марий Эл, Мордовия, Татария, Удмуртия, Чувашская ¦
¦ ¦Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская,¦
¦ ¦Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая,¦
¦ ¦Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская,¦
¦ ¦Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская,¦
¦ ¦Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская ¦
+-------+------------------------------------------------------------------+
¦ 5 ¦Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-¦
¦ ¦Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия, Чечня ¦
¦ ¦Края: Краснодарский, Ставропольский ¦
¦ ¦Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская ¦
+-------+------------------------------------------------------------------+
¦ 6 ¦Республика Башкирия ¦
¦ ¦Области: Курганская, Оренбургская, Челябинская ¦
+-------+------------------------------------------------------------------+
¦ 7 ¦Республики: Бурятия, Хакасия ¦
¦ ¦Края: Алтайский, Красноярский, Приморский ¦
¦ ¦Области: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская,¦
¦ ¦Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская ¦
L-------+-------------------------------------------------------------------
Приложение N 3
к Методике расчета
нормативных (технологических)
потерь электроэнергии
в электрических сетях
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ ПОГРЕШНОСТЯМИ
СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
П.3.1. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями
системы учета электроэнергии, определяют на основе данных о
классах точности ТТ - К , ТН - К , счетчиков - К ,
ТТ ТН сч
коэффициентах токовой загрузки ТТ - бета и сроках службы
ТТ
счетчиков после последней поверки - Т , лет. Приведенные ниже
пов
зависимости средних погрешностей ТТ, ТН и счетчиков применяют
только для расчета суммарного недоучета по электрической сети в
целом. Эти зависимости не допускается применять для корректировки
показаний счетчика в конкретной точке учета.
П.3.2. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями
системы учета электроэнергии, рассчитывают как сумму значений,
определенных для каждой точки учета поступления электроэнергии в
сеть и отпуска электроэнергии из сети по формуле:
Дельта W = - (Дельта + Дельта + Дельта ) W / 100, (П.1)
уч i ТТi ТНi счi i
где Дельта , Дельта и Дельта - средние погрешности ТТ, ТН
ТТi ТНi счi
и счетчика, %, в i-й точке учета; W - энергия, зафиксированная
i
счетчиком в i-й точке учета за расчетный период.
П.3.3. Среднюю погрешность ТТ определяют по формулам:
для ТТ с номинальным током I <= 1000 А:
ном
при бета <= 0,05 Дельта = 30 (бета - 0,0833) К ; (П.2)
ТТ ТТ ТТ ТТ
при 0,05 < бета <= 0,2 Дельта = 3,3333 (бета - 0,35) К ; (П.3)
ТТ ТТ ТТ ТТ
при бета > 0,2 Дельта = 0,625 (бета - 1) К ; (П.4)
ТТ ТТ ТТ ТТ
для ТТ с номинальным током I более 1000 А:
ном
625
Дельта = ---- (бета - 1) К . (П.5)
ТТ I ТТ ТТ
ном
П.3.4. Среднюю погрешность ТН (с учетом потерь в
соединительных проводах) определяют по формуле:
Дельта = - 0,5 К . (П.6)
ТН ТН
П.3.5. Среднюю погрешность индукционного счетчика определяют
по формуле:
Дельта = - k Т К . (П.7)
сч пов сч
Коэффициент k принимают равным 0,2 для индукционных счетчиков,
изготовленных до 2000 г., и 0,1 - для индукционных счетчиков,
изготовленных позже этого срока.
При определении нормативного недоучета значение Т не должно
пов
превышать нормативного межповерочного интервала.
Для электронного счетчика принимают Дельта = 0.
сч
|
