Методика расчета нормативов потерь электрической энергии (утверждена Приказом Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования Кыргызской Республики от «18» сентября 2020 г. № 01-7/334)

Приложение Утверждена Приказом Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования Кыргызской Республики от «18» сентября 2020 г. № 01-7/334

Методика расчета нормативов потерь электрической энергии

1. Настоящая Методика разработана в целях организации работ по расчету, обоснованию и прогнозированию технических потерь электроэнергии и их снижения в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу и распределение электроэнергии.

2. Технические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются как в целом, так и с разбивкой по уровням напряжения:

- на среднем первом напряжении – 35 кВ (СНI);

- на среднем втором напряжении – 1-10 кВ (СНII);

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

3. Технические потери электроэнергии (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. Величина технических потерь электроэнергии при ее распределении по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с настоящей Методикой.

4. 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) – условно-переменных (нагрузочных) потерь.

5. Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с приборами учета.

6. Формы обосновывающих материалов заполняются в соответствии с приложением к настоящей Методике для электрической сети, участвующей в процессе передачи и распределении электроэнергии.

7. Технические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются за базовый (отчетный год, предшествующий текущему году расчета) и на прогнозный период (год, следующий за текущим годом расчета) по фактическим и прогнозным показателям баланса электроэнергии.

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

9. Технические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянные и условно-переменные (нагрузочные).

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

11. Нагрузочные потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям соответствующей энергокомпании (ЭК) на прогнозный период определяются по формуле:

∆Wн.П = ∆Wн.Б ∙ (1),

где

∆WнБ, ∆Wн.П

-

нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на прогнозный периоды соответственно;

,

-

поступление электроэнергии в сеть в базовом и прогнозном периодах соответственно.

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

12. Технические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ЭК по абсолютной величине на прогнозный период (∆WТПЭ.П) определяются:

∆WТПЭ.П=∆Wу-п.П.+ ∆Wн.П. (2)

где

∆Wу-п.П.

–

условно-постоянные потери электроэнергии на прогнозный период.

13. Относительное значение технических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям определяется в процентах по электрической сети в целом и рассчитывается по формуле:

(3)

где WOC – поступление электроэнергии в сеть ЭК.

14. Определение технических потерь электроэнергии в электрических сетях ЭК в целом и по уровням напряжения осуществляется в следующем порядке.

1) 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.

2) В прогнозном 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;

- технические потери электроэнергии определяются в соответствии с формулой (2) в целом и по уровням напряжения.

15. Обосновывающая документация включает: пояснительную записку с обоснованием значений технических потерь электроэнергии, результаты расчета ТПЭ, базу данных программного комплекса, в котором выполнены расчеты ТПЭ.

16. В состав обосновывающих материалов входят данные о балансах и потерях электроэнергии, структуре ТПЭ, объемах оборудования, а также других показателях электрических сетей (приложение к настоящей Методике).

17. Все результаты расчетов ТПЭ должны содержать:

пояснительную записку - в формате текстового редактора (MS Office Word); базы данных используемого программного обеспечения; таблицы приложения в формате табличного процессора (MS Office Excel).

18. Программные комплексы по расчету потерь основываются на методах расчета технических потерь, установленных настоящей Методикой.

19. В пояснительной записке указываются сведения об используемой программе расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях (наименование программы, наименование разработчика, номер и год разработки используемой версии, др.)

§1. Расчет условно-постоянных потерь (не зависящих от нагрузки)

20. Условно-постоянные потери включают:

1) потери на холостой ход силовых трансформаторов;

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

3) потери в системе учета электроэнергии (трансформаторах тока (ТТ) и трансформаторах напряжения (ТН));

4) потери в батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах;

5) потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;

6) потери в изоляции кабелей;

7) потери от токов утечки по изоляторам ВЛ.

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

, кВт∙ч, (4)

где

Трi

-

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

Ui

-

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

Uном

-

номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора, кВ.

Напряжение на трансформаторе определяется измерениями, или расчетом установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники. Допускается для силовых трансформаторов 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. При этом в обосновывающие материалы целесообразно включать официально заверенные в установленном порядке протоколы измерений потерь мощности ХХ.

22. Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций 35 кВ (СППС) составляют 3 тыс. кВт∙ч на ПС в год.

П р и м е ч а н и е. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств ТП 6-10/0,4 кВ не рассчитываются. Если при определении технических потерь электроэнергии выполнялись расчеты потерь электроэнергии в шинопроводах подстанций, потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств не рассчитываются.

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

, кВт∙ч, (5)

где

ΔРку

–

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

Sку

–

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

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

24. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, измерительных трансформаторах напряжения, принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН)

Класс напряже-ния, кВ

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

РВ

ОПН

ТТ

ТН

6

0,009

0,001

0,06

1,54

10

0,021

0,001

0,1

1,9

35

0,091

0,013

0,4

3,6

П р и м е ч а н и я

1. Потери электроэнергии даны на три фазы.

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

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

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

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

25. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 2, 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 2. Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

Группа погоды

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

6

10

20

35

1

0,0011

0,0017

0,0033

0,0035

2

0,0094

0,0153

0,0302

0,0324

3

0,0154

0,0255

0,0507

0,0543

При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ принимаются по данным таблицы 3. Таблица 3. Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ

Показатель

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

U ном

6

10

20

35

Удельные потери

0,027

0,044

0,087

0,092

П р и м е ч а н и е. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

26. Потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования или рассчитываются на одну цепь по формуле:

, кВт∙ч, (6)

где T - продолжительность расчетного интервала, ч; U1- рабочее напряжение в начале линии, кВ; U2- рабочее напряжение в конце линии, кВ; bc - удельная емкостная проводимость кабеля, мкСм/км; tgδ - тангенс угла диэлектрических потерь; LКЛ -длина линии, км. При отсутствии справочных данных о тангенсе угла диэлектрических потерь он принимается равным: для кабелей номинальным напряжением до 15 кВ – 0,008; для кабелей номинальным напряжением до 35 кВ – 0,006.

27. Расход электроэнергии на СН подстанций определяется на основе приборов учета, установленных на высшей стороне трансформаторов собственных нужд (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 расход электроэнергии определяется по результатам энергетического обследования.

§2. Расчет активных сопротивлений линий, шинопроводов, обмоток трансформаторов

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

, Ом,

(7)

где r020 – удельное активное сопротивление на1 км провода при его температуре 20 °С, Ом/км; L – длина линии, км; q – средняя температура провода за базовый период, °С; nЦ– количество параллельных цепей, шт. В формуле (7) 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 0С.

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

, Ом,

(8)

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

30. Активное сопротивление шинопровода определяется по формуле:

, Ом,

(9)

где r – удельное сопротивление шинопровода, Ом×мм2/м; l – длина шинопровода, м; s – сечение шинопровода, мм2; kи, с – температурный коэффициент изменения сопротивления (для меди и алюминия kи, с = 0,004); q – средняя температура за базовый период, при которой определяют сопротивление шинопровода, °С. При отсутствии данных о температуре шинопровода, она принимается равной 20 0С. 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.

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

(10)

где DРКЗ – потери мощности короткого замыкания, кВт; UB ном – номинальное напряжение высшей обмотки, кВ; Sном –номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВА.

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

, Ом, .

(11)

§3. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии

33. Нагрузочные потери электроэнергии включают в себя потери в:

- воздушных и кабельных линиях;

- трансформаторах;

- шинопроводах.

§4. Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в отдельных элементах электрических сетей

34. 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.

35. Метод оперативных расчетов

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

,кВт∙ч,

(12)

где R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом; Ij – токовая нагрузка ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени Dtj неизменной, А; Pj, Qj – значения активной и реактивной мощности ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени Dtj неизменными, МВт, Мвар, соответственно; Uj – значение напряжения на ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принятое на интервале Dtj неизменным, кВ; Dtj - интервал времени, в течение которого нагрузка элемента сети с сопротивлением Rпринимается неизменной;

36. Метод средних нагрузок

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

, кВт∙ч,

(13)

где ΔPср – потери мощности в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе при средних за базовый период нагрузках, кВт, определяются по формуле (23); k2ф – квадрат коэффициента формы графика за базовый период; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99); T – число часов в базовом периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле:

,

(14)

где kз – коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

,

(15)

где

Wо

-

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

Тmax

-

число часов использования наибольшей нагрузки сети.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки и (или) коэффициенте реактивной мощности, для сети номинальным напряжением 6(10) кВ и выше допускается kз = 0,7 и (или) tg φ = 0,620 (соответствует cos φ = 0,85). Если проводились надлежащим образом оформленные измерения cos φ, используются полученные результаты. Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:

, кВт,

(16)

Где Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности за базовый период Т, МВт, Мвар; tg j – коэффициент реактивной мощности; Uср – среднее напряжение элемента за базовый период Т, кВ; Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяется по формуле (27); R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом. Средняя нагрузка определяется по формулам:

(17)

где WT – электроэнергия в узле за базовый период Т, кВт∙ч. Средняя нагрузка определяется по формулам (16).

§5. Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в электрической сети в целом

37. 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).

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

, кВт∙ч, (18)

где

n

-

число элементов сети;

Dtij

-

интервал времени, в течение которого токовую нагрузку Iiji-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.

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

, кВт∙ч, (19)

где

ΔWсут

-

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

kф.м2

-

квадрат коэффициента формы графика суточных поступлений электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров);

Дэкв j

-

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

(20)

где

Wм i

-

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

Wм.р

-

то же, в базовом месяце, кВт∙ч;

Nj

-

число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц Дэкв j = Дм i . Потери электроэнергии за расчетные сутки ΔWсут определяются как сумма потерь мощности, рассчитанная для каждого часового интервала расчетных суток. Потери электроэнергии в базовом периоде определяются как сумма потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета ΔWсут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (33) Nj = 12. Коэффициент k2ф.м определяется по формуле: (21)

где

Wi

-

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

Дм

-

число дней в месяце.

При отсутствии данных о поступлении электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент k2ф.м определяется по формуле: (22)

где

Др, Дн.р

-

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

kw

-

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

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

, кВт∙ч, (23)

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: , (24)

где

Pi

-

значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью ∆ti, кВт;19

m

-

число ступеней графика на расчетном интервале;

Pср

-

средняя нагрузка сети за расчетный интервал, кВт.

Коэффициент kk в формуле (23) принимается равным 0,99. Для сетей 6–10 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и Pср в формуле (23) 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: , (25)

где

k2ф.с

-

квадрат коэффициента формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (24);

k2ф.N

-

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

(26)

где

Wм i

-

поступление электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала, кВт∙ч;

Wср.мес

-

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

При расчете потерь за месяц k2ф.N = 1. При отсутствии графика нагрузки значение k2ф определяется по формуле: . (27) Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kз определяется по формуле: , (28)

где

Wо

-

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

Тmax

-

число часов использования наибольшей нагрузки сети.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки и (или) коэффициенте реактивной мощности, для сети номинальным напряжением 6(10) кВ и выше допускается kз = 0,7 и (или) tg φ = 0,620 (соответствует cos φ = 0,85). Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле: , кВт, (29)

где

Wi

-

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

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

, кВт∙ч, (30)

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: , (31)

где

Pmax

-

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

Коэффициент kk в формуле (30) принимается равным 1,03. Для сетей 6–10 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и Pmax в формуле (24) 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: (32)

где

τс

-

относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (42) для суточного графика дня контрольных замеров.

Значения τм и τN рассчитываются по формулам: ; (33) (34)

где

Wм.р

-

поступление электроэнергии в сеть в расчетном месяце, кВт.

При расчете потерь за месяц τN = 1. При отсутствии графика нагрузки значение τо определяется по формуле: (35)

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

1) Метод оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

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

, тыс. кВт∙ч, (36)

где

Lэкв

-

эквивалентная суммарная длина линий, км;

tg φ

-

средний коэффициент реактивной мощности;

k 0,4

-

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

dн

-

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

* П р и м е ч а н и е:

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 150 шт. ТП 6-10/0,4 кВ или более. Для электрических сетей меньшего объема применяется метод поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

Эквивалентная суммарная длина N линий определяется по формуле: Lэкв = Lм + 0,44 L2-3 + 0,22 L1 , км, (37)

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 (37) подставляют длины линий, определяемые по формуле: L = Lа + 4 Lс + 0,6 Lмед ,км, (38)

где

Lа, Lс, Lмед

-

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

Коэффициент k 0,4 определяют по формуле: k 0,4= ku (7,78 – 2,67dр – 1,48dр2)×(1,25+0,14×dp) , (39)

где

dр

-

доля энергии, поступленияемой населению по отношению к суммарному поступлению в сеть 0,4 кВ;

ku

-

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

Коэффициент Fгср определяется по формуле: ,мм2, (40) где Fгi – сечение головного участка i-ой линии, мм2; Lгi – длина головного участка i-ой линии, км.

*П р и м е ч а н и е: Длина головного участка определяется как суммарная протяженность участков сети одинакового сечения от центра питания до первого разветвления электрической сети или до первой подключенной к узлу сети нагрузки.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности, для сетей номинальным напряжением менее 1 кВ допускается принимать kз = 0,6; tg φ = 0,620 (соответствует cos φ = 0,85). При отсутствии учета электроэнергии, поступленияемой 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 (ТП) 6-10/0,4 кВ, энергии, отпущенной потребителям, подключенным к шинам ТП и линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе потребителей.

2). Метод поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

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. Расчет потерь электроэнергии выполняется методом средних нагрузок по формуле:

, кВт∙ч, (41)

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; Кнер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам (для однофазного участка сети коэффициент равен 1), определяется по формуле (45); Тj - продолжительность j-го расчетного интервала, ч. В зависимости от исполнения участка для расчета потерь мощности и напряжения в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов используются следующие формулы: Участок сети с тремя фазами: Потери мощности на участке сети определяются по формуле:

, кВт, (42) где I1Ф ср - средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А; R1Ф - активное сопротивление одной фазы, Ом; P3ф ср, Q3ф ср - средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в трех фазах, МВт, Мвар; Uф ср - среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ.

Участок сети с двумя фазами: Потери мощности определяются по формуле:

, кВт, (43) где I1Ф ср - средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А; R1Ф - активное сопротивление одной фазы, Ом; P2ф ср, Q2ф ср - средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в двух фазах, МВт, Мвар; Uф ср - среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ. Участок сети с одной фазой: Потери мощности определяются по формуле:

. (44) где I1Ф ср - средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А; R1Ф - активное сопротивление одной фазы, Ом; P1ф ср, Q1ф ср - средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в одной фазе, МВт, Мвар; Uф ср - среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ.

Коэффициент Кнер определяется по формуле: Кнер = 3 (45)

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.

Приложение к Методике расчета нормативов потерь электрической энергии

Формы таблиц, обосновывающих фактические и прогнозные значения технических потерь электроэнергии

Таблица 1. Показатели баланса электроэнергии в целом по электрическим сетям электрокомпании (ЭК)

Наименование ЭК

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателя по годам

Год, предшествующий базовому

Базовый год

Текущий год

Прогнозный год

1

2

3

4

5

6

7

1

Прием электроэнергии в сеть*, всего

тыс. кВт∙ч

1.1

в том числе из ГК

тыс. кВт∙ч

1.2

из сетей ССО*

тыс. кВт∙ч

1.3

из сетей ГК*

тыс. кВт∙ч

1.4

прочее

тыс. кВт∙ч

2

Отдача электроэнергии из сети*, всего

тыс. кВт∙ч

2.1

в том числе из ГК

тыс. кВт∙ч

2.2

из сетей ССО*

тыс. кВт∙ч

2.3

из сетей ГК*

тыс. кВт∙ч

2.4

прочее

тыс. кВт∙ч

3

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

тыс. кВт∙ч

4

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии, всего

тыс. кВт∙ч

4.1

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

тыс. кВт∙ч

5

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

тыс. кВт∙ч

5.1

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

%

6

Потери электроэнергии, учтенные в тарифе на передачу электроэнергии, всего

тыс. кВт∙ч

%

6.1

по сети СНI

тыс. кВт∙ч

%

6.2

по сети СНII

тыс. кВт∙ч

%

6.3

по сети НН

тыс. кВт∙ч

%

%

7

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

тыс. кВт∙ч

7.1

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

%

* Примечания: 1. Прием электроэнергии в сеть определяется как сумма объемов электроэнергии, поступившей (поставленной) в электрическую сеть из других (смежных) сетевых организаций и от производителей электроэнергии (несальдируемая величина). 2. ССО - смежная сетевая организация. 3. ГК - генерирующая компания. 4. Отдача электроэнергии из сети определяется как сумма объемов электроэнергии, отпущенной из электрической сети в другие смежные сетевые организации и в сети производителей электроэнергии (не включая объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии) (несальдируемая величина). 5. Поступление электроэнергии в электрическую сеть ЭК (поступление в сеть) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и ее отдачей из электрической сети.

Подпись

Ф.И.О.

Должность

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателей по уровням напряжения

Всего

35 кВ

1-10 кВ

0,4 кВ

1

2

3

4

6

8

9

1

Прием электроэнергии в сеть, всего

тыс. кВт∙ч

1.1

в том числе из ГК

тыс. кВт∙ч

1.2

из сетей ССО*

тыс. кВт∙ч

1.3

из сетей ГК*

тыс. кВт∙ч

1.4

прочее

тыс. кВт∙ч

2

Отдача электроэнергии из сетей, всего

тыс. кВт∙ч

2.1

в том числе из ГК

тыс. кВт∙ч

2.2

из сетей ССО*

тыс. кВт∙ч

2.3

из сетей ГК*

тыс. кВт∙ч

2.4

прочее

тыс. кВт∙ч

3

Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего

тыс. кВт∙ч

3.1

из сетей 35 кВ

тыс. кВт∙ч

3.2

из сетей 1-10 кВ

тыс. кВт∙ч

4

Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего

тыс. кВт∙ч

4.1

в сеть 35 кВ

тыс. кВт∙ч

4.2

в сеть 1-10 кВ

тыс. кВт∙ч

4.3

в сеть 0,4 кВ

тыс. кВт∙ч

5

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

тыс. кВт∙ч

6

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

тыс. кВт∙ч

6.1

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

тыс. кВт∙ч

6.1.1.

первичный уровень напряжения подстанции ВН

тыс. кВт∙ч

6.1.2.

первичный уровень напряжения подстанции СН1

тыс. кВт∙ч

6.1.3.

первичный уровень напряжения подстанции СН11

тыс. кВт∙ч

6.2

расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

тыс. кВт∙ч

7

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

тыс. кВт∙ч

7.1

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

%

8

Технические потери электроэнергии, всего

тыс. кВт∙ч

8.1

в том числе условно-постоянные

тыс. кВт∙ч

8.2

нагрузочные

тыс. кВт∙ч

8.3

Технические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.8/п.5)

%

9

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

тыс. кВт∙ч

9.1

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

%

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

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 2А. Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в прогнозном году

Наименование ЭК

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателей по уровням напряжения

Всего

35 кВ

1-10 кВ

0,4 кВ

1

2

3

4

10

11

12

1

Прием электроэнергии в сеть, всего

тыс. кВт∙ч

1.1

в том числе из ГК

тыс. кВт∙ч

1.2

из сетей ССО*

тыс. кВт∙ч

1.3

прочее

тыс. кВт∙ч

2

Отдача электроэнергии из сетей, всего

тыс. кВт∙ч

2.1

в том числе из ГК

тыс. кВт∙ч

2.2

из сетей ССО*

тыс. кВт∙ч

2.3

прочее

тыс. кВт∙ч

3

Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего

тыс. кВт∙ч

3.1

из сетей 35 кВ

тыс. кВт∙ч

3.2

из сетей 1-10 кВ

тыс. кВт∙ч

4

Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего

тыс. кВт∙ч

4.1

в сеть 35 кВ

тыс. кВт∙ч

4.2

из сетей 1-10 кВ

тыс. кВт∙ч

4.3

в сеть 0,4 кВ

тыс. кВт∙ч

5

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

тыс. кВт∙ч

6

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

тыс. кВт∙ч

6.1

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

тыс. кВт∙ч

6.1.1.

первичный уровень напряжения подстанции СН1

тыс. кВт∙ч

6.1.2.

первичный уровень напряжения подстанции СН11

тыс. кВт∙ч

6.2

расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

тыс. кВт∙ч

7

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

тыс. кВт∙ч

7.1

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

%

8

Технические потери электроэнергии, всего

тыс. кВт∙ч

8.1

в том числе условно-постоянные

тыс. кВт∙ч

8.2

нагрузочные

тыс. кВт∙ч

8.3

Технические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.8/п.5)

%

9

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

тыс. кВт∙ч

9.1

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

%

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

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 3. Структура перетоков электроэнергии в базовом году

Наименование ЭК

ССО, Производители электроэнергии, прочее

Количество уровней напряжения

Уровень напряжения, кВ

Перетоки электроэнергии, тыс. кВт∙ч

Прием

Отдача

1

2

3

4

5

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 4. Структура технических потерь электроэнергии в базовом году _____

Наименование ЭК

№ п/п

Наименование структурных составляющих

Численные значения по уровням напряжения

35 кВ

1-10 кВ

0,4 кВ

Всего

тыс. кВт∙ч

%*

тыс. кВт∙ч

%*

тыс. кВт∙ч

%*

тыс. кВт∙ч

%*

1

2

13

14

15

16

17

18

19

20

1

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

2

Условно-постоянные потери электроэнергии

2.1

Холостой ход трансформаторов

2.2

Изоляция в кабельных линиях

2.3

Измерительные трансформаторы тока

2.4

Измерительные трансформаторы напряжения

2.5

Соединительные провода и сборные шины подстанций

2.6

Вентильные разрядники

2.8

Ограничители перенапряжений

2.9

Компенсирующие устройства

2.10

Расход электроэнергии на собственные нужды

2.11

Расход электроэнергии на плавку гололеда

3

Нагрузочные потери электроэнергии

3.1

Трансформаторы

3.2

Линии

3.3

Шинопроводы

4

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

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 4А. Структура технологических потерь электроэнергии в прогнозном году ___________

Наименование ЭК

№ п/п

Наименование структурных составляющих

35 кВ

1-10 кВ

0,4 кВ

Всего

тыс. кВт∙ч

%*

тыс. кВт∙ч

%*

тыс. кВт∙ч

%*

тыс. кВт∙ч

%*

1

2

13

14

15

16

17

18

19

20

1

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

2

Условно-постоянные потери электроэнергии

2.1

Холостой ход трансформаторов

2.2

Токи утечки в воздушных линиях

2.3

Изоляция в кабельных линиях

2.4

Измерительные трансформаторы тока

2.5

Измерительные трансформаторы напряжения

2.6

Соединительные провода и сборные шины подстанций

2.7

Вентильные разрядники

2.8

Ограничители перенапряжений

2.9

Компенсирующие устройства

2.10

Расход электроэнергии на собственные нужды

2.11

Расход электроэнергии на плавку гололеда

3

Нагрузочные потери электроэнергии

3.1

Трансформаторы

3.2

Линии

3.3

Шинопроводы

4

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

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 5. Программа снижения потерь электроэнергии

Наименование ЭК

№ п/п

Наименование мероприятий

Срок исполнения

Ответственная служба

Объем мероприятий

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

начало

окончание

Базовый год (t)

Текущий год (t+1)

Прогнозный год (t+2)

Год (t+3)

Год (t+4)

Год (t+5)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

Организационные мероприятия

1.1

2

Технические мероприятия

2.1

3

Совершенствование систем расчетного и технического учета

3.1

4

Всего

4.1

СПРАВОЧНО: Всего в процентах от фактических потерь электроэнергии

4.2

СПРАВОЧНО: Всего в процентах от поступления электроэнергии в сеть

Таблица 6. Сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения в базовом и прогнозном годах

Наименование ЭК

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Численное значение показателя по уровням напряжения

Базовый год

Прогнозный год

Всего

ВН

СНI

СНII

НН

Всего

ВН

СНI

СНII

НН

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

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

тыс. кВт∙ч

2

Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения

тыс. кВт∙ч

3

Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии всего,

тыс. кВт∙ч

3.1

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

тыс. кВт∙ч

3.2

расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды

тыс. кВт∙ч

4

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

тыс. кВт∙ч

4.1

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

%

5

Технические потери электроэнергии

тыс. кВт∙ч

5.1

Технические потери электроэнергии в процентах от поступления электроэнергии в сеть (п.5/п.1)

%

6

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

тыс. кВт∙ч

6.1

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

%

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 7. Количество и установленная мощность трансформаторов

Наименование ЭК

№ п/п

Единичная мощность, кВ×А

Высшее напряжение, кВ

Количество, шт.

Установленная мощность, кВ×А

Базовый год

Прогнозный год

Базовый год

Прогнозный год

1

2

3

4

5

6

7

1.1

До 2500

3-20

1.2

35

2.1

От 2500 до 10000

3-20

2.2

35

3.1

От 10000 до 80000 включительно

3-20

3.2

35

5

Итого:

-

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

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Таблица 8. Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности

Наименование ЭК

№ п/п

Тип

Напряжение, кВ

Количество, шт./группы

Установленная мощность, Мвар

Мощность, тыс.кВ×А

Базовый год

Прогнозный год

Базовый год

Прогнозный год

1

2

3

4

5

6

7

1.1

БСК

0,4-10 кВ

1.2

35 кВ

1.3

Итого

Подпись

Ф.И.О.

Должность

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

Наименование ЭК

№ п/п

Класс напряжения

Протяженность, км

Базовый год

Прогнозный год

1

2

3

4

1

Воздушные линии

1.1

35 кВ

1.2

20 кВ

1.3

10 кВ

1.4

6 кВ

1.5

Итого от 6 кВ и выше

1.6

500 Вольт и ниже

1.7

Итого ниже 6 кВ

1.8

Всего по воздушным линиям

2

Кабельные линии

2.1

35 кВ

2.2

20 кВ

2.3

10 кВ

2.4

6 кВ

2.5

Итого от 6 кВ и выше

2.6

500 Вольт и ниже

2.7

Итого ниже 6 кВ

2.8

Всего по кабельным линиям

3

Всего по воздушным и кабельным линиям

4

Шинопроводы

4.1

35 кВ

4.2

20 кВ

4.3

10 кВ

4.4

6 кВ

4.5

Всего по шинопроводам

Подпись

Ф.И.О.

Должность

Обозначения в методике

№№ п/п

Величина и её определение

1

∆WнБ, ∆Wн.П - нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на прогнозный периоды соответственно

2

, - поступление электроэнергии в сеть в базовом и прогнозном периодах соответственно

3

∆WТПЭ.П - технические потери электроэнергии при ее передаче

4

∆Wн.П. – нарузочные потери

5

∆Wу-п.П. - условно-постоянные потери электроэнергии на прогнозный период

6

WOC – поступление электроэнергии в сеть ЭК

7

- потери электроэнергии холостого хода

8

- потери электроэнергии холостого хода

9

Трi - число часов работы трансформатора в i-м режиме, ч

10

Ui - напряжение на высшей стороне трансформатора в i-м режиме, кВ

11

Uном - номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора, кВ

12

- потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах

13

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

14

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

15

16

T - продолжительность расчетного интервала, ч

17

U1- рабочее напряжение в начале линии, кВ

18

U2- рабочее напряжение в конце линии, кВ

19

bc - удельная емкостная проводимость кабеля, мкСм/км

20

tgδ - тангенс угла диэлектрических потерь

21

LКЛ -длина линии, км

22

r020 – удельное активное сопротивление на 1 км провода при его температуре 20 °С, Ом/км

23

L – длина линии, км

24

q – средняя температура провода за базовый период, °С

25

nЦ– количество параллельных цепей, шт

26

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

27

L – длина кабеля, км

28

nЦ – количество параллельных цепей, шт

29

r – удельное сопротивление шинопровода, Ом×мм2/м

30

l – длина шинопровода, м

31

s – сечение шинопровода, мм2

32

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

33

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

34

DРКЗ – потери мощности короткого замыкания, кВт

35

UB ном– номинальное напряжение высшей обмотки, кВ

36

Sном –номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВА

37

DРКЗ - потери короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения, кВт

38

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

39

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

40

Ij – токовая нагрузка ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени Dtj неизменной, А

41

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

42

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

43

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

45

M – количество интервалов времени Dtj в базовом периоде

46

ΔPср – потери мощности в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе при средних за базовый период нагрузках, кВт

47

k2ф – квадрат коэффициента формы графика за базовый период

48

kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99)

49

T – число часов в базовом периоде, ч

50

kз – коэффициент заполнения графика

51

Wо - поступление электроэнергии в сеть за время Т, кВт∙ч

52

Тmax - число часов использования наибольшей нагрузки сети

53

Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности за базовый период Т, МВт, Мвар

54

tg j – коэффициент реактивной мощности

55

Uср – среднее напряжение элемента за базовый период Т, кВ

56

Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяется по формуле (27)

57

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

58

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

59

n- число элементов сети

60

Dtij - интервал времени, в течение которого токовую нагрузку Iiji-го элемента сети с сопротивлением Ri принимают неизменной

61

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

62

kф.м2 - квадрат коэффициента формы графика суточного поступления электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров);

63

Дэкв j - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле (34)

64

Wм I - поступление электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Дм i , кВт∙ч

65

Wм.р - то же, в базовом месяце, кВт∙ч

66

Nj - число месяцев в j-м расчетном интервале

67

Wi - поступление электроэнергии в сеть за i-й день месяца, кВт∙ч

68

Дм - число дней в месяце

69

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

70

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

71

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

72

k2ф - квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал

73

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

74

Тj - продолжительность j-го расчетного интервала, ч

75

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

76

m - число ступеней графика на расчетном интервале

78

Pср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал, кВт

79

k2ф.с - квадрат коэффициента формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (37)

80

k2ф.N - квадрат коэффициента формы графика месячного поступления электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле (40)

81

Wм i- поступление электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала, кВт∙ч

82

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

83

kз- коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети

84

Wо - поступление электроэнергии в сеть за время Т, кВт∙ч

85

Тmax - число часов использования наибольшей нагрузки сети

86

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

87

ΔPmax - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети, кВт

88

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

89

Pmax - наибольшее значение из m значений Pi в расчетном интервале, кВт

90

τс - относительное число часов наибольших потерь мощности

91

τм и τN

92

Wм.р- поступление электроэнергии в сеть в расчетном месяце, кВт

93

Lэкв - эквивалентная суммарная длина линий, км

94

tg φ - средний коэффициент реактивной мощности

95

k 0,4 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз

96

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

97

Lм - суммарная длина магистралей Nлиний 0,4 кВ, км

98

L2-3 - суммарная длина двухфазных и трехфазных ответвленийNлиний 0,4 кВ, км

99

L1 - суммарная длина однофазных ответвленийNлиний 0,4 кВ, км

100

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

101

dр - доля энергии, поступленияемой населению по отношению к суммарному поступлению в сеть 0,4 кВ

102

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

103

Fг ср – эквивалентное сечение линии

104

Fгi – сечение головного участка i-ой линии, мм2

105

Lгi – длина головного участка i-ой линии, км

106

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

107

k2ф - квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал

108

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

109

Кнер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам (для однофазного участка сети коэффициент равен 1)

110

Тj - продолжительность j-го расчетного интервала, ч

111

I1Ф ср - средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А

112

R1Ф - активное сопротивление одной фазы, Ом

113

P3ф ср, Q3ф ср - средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в трех фазах, МВт, Мвар

114

Uф ср - среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ

115

I1Ф ср - средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А

116

R1Ф - активное сопротивление одной фазы, Ом

117

P2ф ср, Q2ф ср - средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в двух фазах, МВт, Мвар

118

Uф ср - среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ

119

I1Ф ср - средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А

120

R1Ф - активное сопротивление одной фазы, Ом

121

P1ф ср, Q1ф ср - средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в одной фазе, МВт, Мвар

122

Uф ср - среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ

123

Кнер определяется по формуле (58)

124

Iа, Iв, Ic - измеренные токовые нагрузки фаз

125

Rн /R ф - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов

Содержание

1. Общие положения.

2. Структура технических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

3. Общие принципы прогнозирования технических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

4. Представление обосновывающей документации.

5. Методика расчета технических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям:

1) Расчет условно-постоянных потерь (не зависящих от нагрузки);

2) Расчет активных сопротивлений линий, шинопроводов, обмоток трансформаторов;

3). Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии.

Приложение. Обозначения в Методике.