Hujjat nomi
Инструкция по расчету нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче и распределении по электрическим сетям
 To`liq ro'yxatga qaytish
Hujjat turiYo`riqnoma
Hujjatni qabul qiluvchi tashkilotO‘zbekiston Respublikasi Elektr energetikada nazorat bo`yicha Davlat inspeksiyasi
Hujjat muallifiO‘zbekiston Respublikasi Elektr energetikada nazorat bo`yicha Davlat inspeksiyasi
Muhokama boshlanishi (sana)2016-12-16 10:29:23
Muhokama yakunlanishi (sana)2016-12-31 00:00:00
Hujjat ko'rinishiNHH loyihasi
Hujjatning joriy holatiMuhokama yakunlangan

Приложение

к приказу Государственной инспекции по надзору в электроэнергетике

от «___» _______ 2017 г. № ____

Инструкция

по расчету нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче и распределении по электрическим сетям

Настоящая Инструкция в соответствии с пунктом 8 Постановления Президента Республики Узбекистан от 23 ноября 2016 года № ПП- 2661 «О Программе по дальнейшей модернизации и обновлению низковольтных электрических сетей на период 2017 – 2021 годы» определяет расчет технологических потерь электрической энергии при ее передаче и распределении по электрическим сетям в целях их нормирования.

§1. Общие положения

1. Настоящая Инструкция предусматривает расчет нормативов технологических потерь электрической энергии, возникающих при ее передаче и распределении по магистральным и территориальным электрическим сетям организаций независимо от их организационно-правовой формы.

2. Нормативы технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период рассчитываются как в целом, так и с разбивкой по уровням напряжения:

в электрических сетях напряжением 220 и 500 кВ;

в электрических сетях напряжением 35 - 110 кВ;

в электрических сетях напряжением 6 – 10 кВ;

в электрических сетях напряжением 0,4 кВ.

3. Величины поэтапного снижения технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются на основании данных о фактических потерях электрической энергии за базовый период, полученных на основании показаний приборов учета.

§2. Структура технологических потерь электрической энергии

при ее передаче по электрическим сетям

4. Технологические потери электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям включают в себя:

технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования;

потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии;

расход электрической энергии на собственные нужды подстанций.

Объем (количество) технологических потерь электрической энергии в целях определения норматива технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (далее - Методика), приведенной в приложении 1 к настоящей Инструкции.

5. Технические потери электрической энергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из условно-постоянных потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки), и нагрузочных (переменных) потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки).

6. Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии, определяются в соответствии с Методикой.

7. Расход электрической энергии на собственные нужды подстанций определяется в соответствии с приборами учета. Номенклатура элементов расхода электрической энергии на собственные нужды подстанций приведена в приложении 2 к настоящей Инструкции.

§3. Общие принципы нормирования технологических потерь

электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям

8. Технологические потери электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются за базовый (отчетный год, предшествующий году расчета) и на регулируемый периоды (год) по фактическим и прогнозным показателям баланса электрической энергии.

Для расчета норматива технологических потерь при передаче электрической энергии на регулируемый период допускается учитывать данные текущего периода, полученные в процессе сбора информации о фактической загрузке сетей (изменения схемы потокораспределения электрической энергии и мощности) и данные фактических потерь электрической энергии на основе показаний приборов учета, в случае чрезвычайных ситуаций, вызванных техногенными авариями на сетевом и генерирующем оборудовании, если неоптимальное функционирование сетей будет распространяться и на период регулирования.

9. Норматив технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период определяются в зависимости от расчетного значения технологических потерь электрической энергии за базовый период и показателей баланса электрической энергии за базовый и на регулируемый периоды.

10. Расчеты технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям производятся по их составляющим:

условно-постоянные потери;

нагрузочные потери;

потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета.

11. Условно-постоянные потери электрической энергии на регулируемый период принимаются по результатам их расчетов за базовый период и корректируются в соответствии с изменением состава объектов электросетевого хозяйства на регулируемый период.

12. Нагрузочные потери электрической энергии при ее передаче по территориальным электрическим сетям на регулируемый период определяются по формуле:

, (1)

где , - нагрузочные потери электрической энергии за базовый и на регулируемый периоды соответственно;

, - отпуск электрической энергии в сеть в базовом и регулируемом периодах соответственно.

В случае принятия объектов электросетевого хозяйства в регулируемом периоде, неучтенного при расчете нагрузочных потерь базового периода, нагрузочные потери электрической энергии в этих объектах на регулируемый период рассчитываются дополнительно. В случае демонтажа объектов электросетевого хозяйства в регулируемом периоде, учтенного при расчете нагрузочных потерь базового периода, нагрузочные потери в этих объектах на регулируемый период исключаются из расчетов.

13. Нагрузочные потери электрической энергии при ее передаче по магистральным электрическим сетям на регулируемый период определяются по формуле:

, (2)

где , - отпуск электрической энергии из сети в базовом и регулируемом периодах соответственно.

14. Потери электрической энергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии, на регулируемый период для территориальных электрических сетей определяются:

, (3)

где - потери электрической энергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии за базовый период в относительных единицах, рассчитываемые в соответствии с Методикой.

При этом, значение рассчитанных потерь электрической энергии, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии в базовом году - может иметь значение плюс (+), минус (-) или равное нулю.

15. Потери электрической энергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии, на регулируемый период для магистральных электрических сетей определяются:

, (4)

16. Значение фактического небаланса электрической энергии за базовый период для предприятия территориальных электрических сетей должно быть меньше или равно значению потерь электрической энергии, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии за базовый период.

∆Wфакт неб.Б ≤ ∆Wпогр.Б, (5)

где ∆Wфакт неб.Б -фактический небаланс электрической энергии за базовый период. Значение фактического небаланса электрической энергии за базовый период для предприятия территориальных электрических сетей определяется по формуле:

∆Wфакт неб.Б = WОС.Б - WПО.потр.Б - ∆Wу-п.Б - ∆WН.Б,(6)

где WПО.потр.Б – общий полезный отпуск электрической энергии потребителям за базовый период.

В случае, если значение фактического небаланса электрической энергии за базовый период не превышает значения потерь электрической энергии, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии за базовый период, то в регулируемом периоде потери электрической энергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета принимаются равным нулю.

17. Если значение фактического небаланса электрической энергии за базовый период больше значения потерь электрической энергии, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии за базовый период, то это свидетельствует о наличии, либо не учитываемого потребления электрической энергии от данных электрических сетей либо нарушений требований Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Республики Узбекистан. Раздел I
(рег. № 1405 от 10.09.2004г.) и Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Республики Узбекистан. Раздел IIи (или) о недопустимых фактических погрешностях в системе учета электрической энергии.

При этом организации - владельцы этих сетей, после выявления за базовый период факта превышения значения фактического небаланса электрической энергии над значением потерь электрической энергии, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета, должны установить причины образования этих потерь и устранить их за счет исключения неучтенного потребления электрической энергии и (или) недопустимой погрешности системы учета электрической энергии.

18. Норматив технологических потерь электрической энергии при ее передаче по территориальным электрическим сетям и магистральным электрическим сетям в абсолютной величине (∆WНорм.ТПЭ.Р) на регулируемый период определяется:

, (7)

где - условно-постоянные потери электрической энергии на регулируемый период.

19. Норматив технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям определяется в процентах по электрической сети в целом и рассчитывается по формуле:

, (8)

где - отпуск электрической энергии в территориальные электрические сети в регулируемом периоде (для магистральных электрических сетей - отпуск электрической энергии из сети).

20. Определение технологических потерь электрической энергии в территориальных электрических сетях в целом и по уровням напряжения осуществляется в следующем порядке:

В базовом периоде:

определяется на каждом уровне напряжения сети отпуск электрической энергии в сеть (с учетом приема электрической энергии из сети смежного напряжения);

определяются условно-постоянные потери электрической энергии в целом и по уровням напряжения;

определяются нагрузочные потери электрической энергии в целом и по уровням напряжения;

определяются потери электрической энергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии, в целом и по уровням напряжения.

В регулируемом периоде:

определяется на каждом уровне напряжения сети прогнозное значение отпуска электрической энергии в сеть (с учетом приема электрической энергии из сети смежного напряжения);

нагрузочные потери электрической энергии по уровням напряжения определяются в соответствии с формулой (1) настоящей Инструкции;

нагрузочные потери электрической энергии в целом определяются как сумма нагрузочных потерь электрической энергии по уровням напряжения;

условно-постоянные потери электрической энергии принимаются в соответствии с пунктом 11 настоящей Инструкции в целом и по уровням напряжения;

потери электрической энергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электрической энергии, определяются в соответствии с формулой (3) и (4) настоящей Инструкции и распределяются по уровням напряжения в соответствии с разделом IV Методики;

нормативы технологических потерь электрической энергии определяются в соответствии с формулой (7) и (8) настоящей Инструкции в целом и по уровням напряжения.

21. Нормирование технологических потерь электрической энергии в электрических сетях организаций (потребителей), оказывающих услуги по передаче электрической энергии субпотребителям, подключенным к электрической сети этой организации, выполняется в соответствии с общими принципами нормирования технологических потерь электрической энергии, предусмотренными пунктами 8 - 20 настоящей Инструкции.

22. Расчет технологических потерь электрической энергии для организаций за базовый период должен выполняться в соответствии с Методикой.

23. Формы обосновывающих материалов заполняются для электрической сети, участвующей в процессе передачи электрической энергии субпотребителям.

24. Объекты электросетевого хозяйства организации, используемые только для собственного потребления электрической энергии, из расчета исключается.

25. В случае отсутствия собственного потребления в электрической сети, участвующей в процессе передачи электрической энергии субпотребителям, нормирование потерь электрической энергии осуществляется с учетом следующих особенностей:

баланс электрической энергии составляется для выделенной электрической сети, участвующей только в процессе передачи электрической энергии субпотребителям за базовый и на регулируемый периоды;

норматив технологических потерь электрической энергии на регулируемый период определяется по формулам (1) - (8) настоящей Инструкции. При этом в формуле (1) настоящей Инструкции принимается отпуск в сеть, участвующий в процессе передачи электрической энергии только для субпотребителей.

26. В случае наличия объемов электрической энергии для собственного потребления электрической сети, участвующей в процессе передачи электрической энергии субпотребителям, нормирование потерь электрической энергии осуществляется с учетом следующих особенностей:

баланс электрической энергии составляется для выделенной электрической сети, участвующей в процессе передачи электрической энергии субпотребителям, с учетом собственного потребления и потребления субпотребителями за базовый и на регулируемый периоды;

баланс формируется с учетом суммарного отпуска электрической энергии в сеть предприятия;

расчет технологических потерь электрической энергии за базовый период выполняется для объектов электросетевого хозяйства участвующих в процессе передачи электрической энергии субпотребителям, с учетом нагрузок, обусловленных собственным потреблением и потреблением субпотребителей;

технологические потери электрической энергии на регулируемый период выделенного участка сети определяются по формулам (1) - (8) настоящей Инструкции. При этом в формуле (1) настоящей Инструкции принимается суммарный отпуск в сеть организации;

технологические потери электрической энергии на регулируемый период () для субпотребителей определяются по формуле:

, (9)

где ∆WТПЭ.∑.Р – технологические потери электрической энергии на регулируемый период, определяемые для выделенного участка сети, участвующего в процессе передачи электрической энергии субпотребителям и на собственное потребление;

- объем переданной электрической энергии для субпотребителей на регулируемый период;

- объем переданной электрической энергии для собственного потребления организации по электрической сети, участвующей в процессе передачи электрической энергии субпотребителям.

Отпуск в сеть для субпотребителей на регулируемый период () определяется по формуле:

, (10)

нормативы технологических потерь электрической энергии на регулируемый период для субпотребителей определяется по формуле:

, (11)

27. Нормирование технологических потерь электрической энергии на участке электрической сети потребителя, используемого в качестве транзита при передаче электрической энергии из единой электроэнергетической системы в электрические сети предприятий территориальных электрических сетей, осуществляется в соответствии с пунктами 21 – 26 настоящей Инструкции.

28. При наличии случаев, предусмотренных пунктом 27 настоящей Инструкции норматив технологических потерь электрической энергии в электрических сетях предприятий территориальных электрических сетей в абсолютной величине () на регулируемый период определяются:

, (12)

где ∆Wтр.Р - технологические потери электрической энергии на участке электрической сети потребителя, используемого в качестве транзита электрической энергии на регулируемый период, относящиеся в соответствии с законодательством на технологические потери электрической энергии в электрических сетях единой электроэнергетической системы.

29. В случае если электроустановки потребителей присоединены к объектам электросетевого хозяйства единой электроэнергетической системы, которые не имеют собственника, либо, собственник которых неизвестен или от права собственности, на которые отказался, предприятия территориальных электрических сетей, к электрическим сетям которых присоединены такие объекты, рассчитывают технологические потери электрической энергии в них отдельно от расчета технологических потерь, возникающих в электрических сетях, принадлежащих этим предприятиям. Факт наличия таких объектов электросетевого хозяйства в составе территориальной электрической сети подтверждается Советом Министров Республики Каракалпакстан, хокимиятами областей и г. Ташкента.

30. Технологические потери электрической энергии в электрических сетях потребителя в случаях, предусмотренных пунктом 29 настоящей Инструкции, учитываются в расчетах технологических потерь электрической энергии в электрических сетях предприятий территориальных электрических сетей или предприятий магистральных электрических сетей только после принятия этих сетей на баланс соответствующих предприятий в установленном порядке.

§4. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации

31. Обосновывающая документация брошюруется в отдельную книгу и включает: пояснительную записку с обоснованием значений нормативов технологических потерь электрической энергии на период регулирования, результаты расчета технологических потерь электрической энергии и норматива технологических потерь электрической энергии на регулируемый и базовый периоды.

32. В состав обосновывающих материалов входят данные о балансах и потерях электрической энергии, а также других показателях электрических сетей предприятий магистральных электрических сетей и предприятий территориальных электрических сетей за базовый и регулируемый периоды.

33. Все результаты расчетов норматива технологических потерь электрической энергии за базовый и на регулируемый периоды должны быть оформлены на бумажном носителе и в электронном виде:

пояснительная записка - в формате текстового процессора;

базы данных (при использовании программного обеспечения);

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

34. Программная продукция по расчету потерь должны основываться на методах расчета потерь, установленных настоящей Инструкцией, и иметь сертификат соответствия.

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

Приложение 1
к Инструкции по расчету нормативов

технологических потерь электрическогй

энергии при ее передаче и распределении

по электрическим сетям

Методика
расчета нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче

по электрическим сетям в базовом периоде

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

1. Норматив условно-постоянных потерь включают:

норматив потерь на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

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

норматив потерь в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее - СППС);

норматив потерь в системе учета электрической энергии (трансформаторах тока (далее - ТТ), трансформаторах напряжения (далее - ТН), приборах учета электрической энергии и соединительных проводах);

норматив потерь в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;

норматив потерь в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);

норматив потерь на корону в воздушных линиях (далее - ВЛ) 220 кВ и выше;

норматив потерь в изоляции кабелей;

норматив потерь от токов утечки по изоляторам ВЛ;

расход электрической энергии на собственные нужды (далее - СН) подстанций (далее - ПС);

2. Потери электрической энергии холостого хода (далее - XX) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода , по формуле:

, кВт.ч, (1)

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

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

- номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора (автотрансформатора), кВ.

Напряжение на трансформаторе (автотрансформаторе) определяется с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.

Допускается для силовых трансформаторов (автотрансформаторов) потери мощности XX определять с учетом их технического состояния и срока службы путем измерений этих потерь методами, применяемыми на заводах-изготовителях при установлении паспортных данных трансформаторов (автотрансформаторов). При этом в обосновывающие материалы включаются официально заверенные в установленном порядке протоколы измерений потерь мощности XX.

3. Потери электрической энергии в синхронном компенсаторе (далее - СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:

, кВт.ч, (2)

где - коэффициент максимальной нагрузки СК в базовом периоде;

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

Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 1.

Таблица 1

Потери электрической энергии в синхронных компенсаторах

Вид оборудования

Потери электрической энергии, тыс.кВт.ч в год, при номинальной мощности СК, МВхА

5

7,5

10

15

30

50

100

160

320

СК

400

540

675

970

1570

2160

3645

4725

10260

При мощности СК, отличной от приведенной в таблице, потери электрической энергии определяются с помощью линейной интерполяции. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к=366/365.

4. Потери электрической энергии в статических компенсирующих устройствах - батареях статических конденсаторов (далее - БК) и статических тиристорных компенсаторах (далее - СТК) - определяются по формуле:

, кВт.ч, (3)

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

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

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

5. Потери электрической энергии в ШР определяются по формуле (1) на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности . Допускается определять потери в ШР на основе данных таблицы 2.

6. Потери электрической энергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций определяются на основе данных таблицы 2.

Таблица 2

Потери электрической энергии в шунтирующих реакторах (ШР), соединительных

проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС)

Вид оборудования

Удельные потери электрической энергии при напряжении, кВ

6

10

35

110

220

330

500

ШР, тыс.кВт.ч/МВхА в год

84

84

36

32

29

26

20

СППС, тыс.кВт.ч на ПС в год

1,3

1,3

3

11

31

99

415

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

Потери электрической энергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств ТП 6-20/0,4 кВ не рассчитываются.

Если при определении нормативных технологических потерь электрической энергии выполнялись расчеты потерь электрической энергии в шинопроводах подстанций, потери электрической энергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств не рассчитываются.

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

Таблица 3

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

Класс напряжения, кВ

Потери электрической энергии, тыс.кВт.ч в год, по видам оборудования

РВ

ОПН

ТТ

ТН

УПВЧ

6

0,009

0,001

0,06

1,54

0,01

10

0,021

0,001

0,1

1,9

0,01

35

0,091

0,013

0,4

3,6

0,02

110

0,60

0,22

1,1

11,0

0,22

220

1,59

0,74

2,2

13,1

0,43

500

4,93

3,94

5,0

28,9

3,24

Потери электрической энергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы.

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

Потери электрической энергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс. кВт х ч/год.

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

Величины потерь электрической энергии в ТТ и ТН приведены с учетом потерь в приборах учета электрической энергии, входящих в состав измерительных комплексов.

Потери электрической энергии в приборах учета электрической энергии прямого включения 0,22-0,66 кВ принимаются в соответствии со следующими данными, кВт.ч в год на один счетчик:

однофазный, индукционный - 18,4;

трехфазный, индукционный - 92,0;

однофазный, электронный - 21,9;

трехфазный, электронный - 73,6.

8. Потери на корону на линиях 220¸500 kV определяют по удельным потерям Dрк, kW/km, в зависимости от погодных условий и фактических значений напряжений, kW·h:

, (4)

где:Uф, Uном - фактическое и номинальное напряжение линии, kV;

кi– удельные потери мощности на корону, kW/km;

L - длина линии электропередачи, km.

При отсутствии точных данных используют приводимые ниже в таблице 4 значения удельных потерь мощности и электрической энергии на корону для линий различной конструкции в различных погодных условиях ( Dр к.min,к.max).

Таблица 4

Удельные потери мощности и электрической энергии

на корону для линий 220¸500 кВ при аср =400 мм

Напряжение

кВ

Сечение мм2

Число проводов

в фазе

к.min

кВт/км

к.max

кВт/км

Среднегодовые

потери электрической энергии

кВт·ч/км

220

240/32

1

1,2

2,7

18 - 24

300/39

1

0,8

2,0

16 - 22

400/51

1

0,4

1,0

11 - 15

500/64

1

0,3

0,7

9 - 13

500

330/43

3

4,9

11,5

50-70

400/51

3

5,2

12,2

44-60

500/64

3

3,0

7,5

30-43

9. Потери электрической энергии в изоляции силовых кабелей принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 5.

Таблица 5

Удельные потери электрической энергии в изоляции кабелей

Сечение, мм2

Удельные потери электрической энергии в изоляции кабеля,

тыс.кВт.ч/км в год, при номинальном напряжении, кВ

6

10

35

110

10

0,14

0,33

-

-

16

0,17

0,37

-

-

25

0,26

0,55

-

-

35

0,29

0,68

-

-

50

0,33

0,75

-

-

70

0,42

0,86

4,04

-

95

0,55

0,99

4,45

-

120

0,60

1,08

4,66

26,6

150

0,67

1,17

5,26

27,0

185

0,74

1,28

5,46

29,1

240

0,83

1,67

7,12

32,4

300

-

-

-

35,2

400

-

-

-

37,4

500

-

-

-

44,4

625

-

-

-

49,3

800

-

-

-

58,2

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

10. Потери электрической энергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 6, 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 6

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

35

110

220

500

1

0,011

0,017

0,035

0,055

0,069

0,156

2

0,094

0,153

0,324

0,510

0,637

1,440

3

0,154

0,255

0,543

0,850

1,061

2,400

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

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

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

, Ом, (5)

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

L - длина линии, км;

- средняя температура провода за базовый период, °С;

- количество параллельных цепей, шт.

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

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

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

, Ом, (6)

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

L - длина кабеля, км;

- количество параллельных цепей, шт.

14. Активное сопротивление шинопровода определяется по формуле:

, Ом, (7)

где - удельное сопротивление шинопровода, ;

l - длина шинопровода, м;

s - сечение шинопровода, ;

- температурный коэффициент изменения сопротивления (для меди и алюминия );

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

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

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

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

, Ом/фазу, (8)

где - потери мощности короткого замыкания, кВт;

- номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;

- номинальная мощность трехфазного трансформатора, .

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

, Ом/фазу, (9)

где - номинальная мощность двухобмоточного однофазного трансформатора, .

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

, Ом;

, Ом; (10)

, Ом;

где , , - потери мощности короткого замыкания для пар обмоток, кВт;

- номинальная мощность трехобмоточного трехфазного трансформатора, .

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

, Ом;

, Ом; (11)

, Ом;

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

, о.е., (12)

где , - номинальное напряжение высшей и средней обмотки, кВ.

Если паспортные данные оборудования содержат одно из трех значений потерь короткого замыкания, то расчет активных сопротивлений выполняется с использованием "сквозного активного сопротивления" с последующим его разделением по ветвям схемы замещения в пропорциях, определяемых отношениями номинальных мощностей обмоток, представленных в таблице 7.

Сквозное активное сопротивление определяется по формуле:

, Ом, (13)

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

Таблица 7

Соотношение мощностей и активных сопротивлений

трехобмоточного трансформатора

Мощность обмоток трансформатора по отношению к номинальной, %

Активное сопротивление, Ом

S_B

S_С

S_Н

R_Т В

R_Т С

R_Т Н

100

100

100

0,5 R_скв

0,5 R_скв

0,5R_скв

100

67

100

0,5 R_скв

0,75 R_скв

0,5 R_скв

100

100

67

0,5 R_скв

0,5 R_скв

0,75 R_скв

100

67

67

0,55 R_скв

0,82 R_скв

0,82 R_скв

100

100

50

0,5 R_скв

0,5 R_скв

R_скв

100

50

50

0,5 R_скв

R_скв

R_скв

100

100

33

0,5 R_скв

0,5 R_скв

1,5 R_скв

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

, Ом/фазу, (14)

где - номинальная мощность трехобмоточного однофазного трансформатора из группы, .

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

, Ом,

. (15)

III. Методы расчета нагрузочных потерь электрической энергии

19. Нагрузочные потери электрической энергии включают в себя потери в:

воздушных и кабельных линиях;

трансформаторах (автотрансформаторах);

шинопроводах;

токоограничивающих реакторах.

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

1) оперативных расчетов;

2) средних нагрузок.

21. Метод оперативных расчетов

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

, кВт.ч (16)

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

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

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

- значение напряжения на ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принятое на интервале неизменным, кВ;

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

М - количество интервалов времени в базовом периоде.

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

, кВт.ч, (17)

где , , , , , , , , - значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), принимаемые на интервале неизменными, МВт, Мвар, А, соответственно;

, , - значения напряжения по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) на интервале времени , кВ;

, , - активные сопротивления обмоток автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом.

При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов на каждом интервале времени расчетного периода Т допускается выполнять расчет потерь электрической энергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения.

Нагрузочные потери электрической энергии в токоограничивающем реакторе за базовый период определяются по формуле:

, кВт.ч, (18)

где - значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт;

- значение номинального тока, А;

- значение рабочего тока, принимаемого на интервале неизменными, А.

22. Метод средних нагрузок:

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

, кВт.ч, (19)

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

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

- коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.;

Т - число часов в базовом периоде, ч.

Коэффициент формы графика определяется по формуле:

, о.е., (20)

где - коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

, о.е., (21)

где - отпуск электрической энергии в сеть за время Т, кВт.ч;

- число часов использования наибольшей нагрузки сети.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, допускается .

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

, кВт, (22)

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

- коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.;

Т - число часов в базовом периоде, ч.

Коэффициент формы графика определяется по формуле:

, о.е., (20)

где - коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

, о.е., (21)

где - отпуск электрической энергии в сеть за время Т, кВт.ч;

- число часов использования наибольшей нагрузки сети.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, допускается .

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

, кВт, (22)

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

- коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.;

Т - число часов в базовом периоде, ч.

Коэффициент формы графика определяется по формуле:

, о.е., (20)

где - коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

, о.е., (21)

где - отпуск электрической энергии в сеть за время Т, кВт.ч;

- число часов использования наибольшей нагрузки сети.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, допускается .

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

, кВт, (22)

где , - средние значения активной и реактивной мощности за базовый период Т, МВт, Мвар;

- коэффициент реактивной мощности, о.е.;

- среднее напряжение элемента за базовый период Т, кВ;

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

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

Средняя нагрузка определяется по формуле:

, кВт;

, А, (23)

где - электрической энергии в узле за базовый период Т, кВт.ч.

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

, кВт.ч, (24)

где - потери мощности в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) при средних за базовый период нагрузках, кВт, определяются по формуле (25).

Коэффициент формы графика определяется по формулам (20-21).

Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) определяются по формуле:

, кВт, (25)

где , , , , , , , , - средние значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок за базовый период Т по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), МВт, Мвар, А, соответственно;

, , - средние значения напряжения за базовый период Т по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВ;

- коэффициент реактивной мощности, о.е.;

, , - активные сопротивления обмоток автотрансформатора, Ом.

Средняя нагрузка определяется по формуле (23) для каждой обмотки отдельно.

При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов за базовый период Т допускается выполнять расчет потерь электрической энергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения.

Нагрузочные потери мощности в токоограничивающем реакторе с использованием среднего рабочего тока за базовый период Т:

, кВт.ч, (26)

где - потери мощности в токоограничивающем реакторе при средних за базовый период нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (27).

Коэффициент формы графика определяется по формулам (20-21).

Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в токоограничивающем реакторе определяются по формуле:

, кВт, (27)

где - значение среднего рабочего тока в базовом периоде Т, А.

Средняя нагрузка определяется по формуле (23).

23. Методы расчета нагрузочных потерь электрической энергии в электрической сети в целом:

Нагрузочные потери электрической энергии в электрической сети в целом за Т часов (Д дней) могут быть рассчитаны одним из трех 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;

Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электрической энергии методов 1-3 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 электрической энергии по методам 2-3 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 электрической энергии за базовый период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в базовый период месяцев (расчетных интервалов).

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

, кВт.ч, (28)

где n - число элементов сети;

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

m - число интервалов времени.

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

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

, кВт.ч, (29)

где - потери электрической энергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электрической энергии в сеть и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам, кВт.ч;

- коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре ВЛ и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений;

- квадрат коэффициента формы графика суточных отпусков электрической энергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров);

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

, (30)

где - отпуск электрической энергии в сеть в i-м месяце с числом дней , кВт.ч;

- то же, в базовом месяце, кВт.ч;

- число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электрической энергии за месяц .

Потери электрической энергии за расчетные сутки определяются как сумма потерь мощности, рассчитанная для каждого часового интервала расчетных суток.

Потери электрической энергии в базовом периоде определяются как сумма потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электрической энергии на основе расчета для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (30) .

Коэффициент определяется по формуле:

, (31)

где - отпуск электрической энергии в сеть за i-й день месяца, кВт.ч;

- число дней в месяце.

При отсутствии данных об отпуске электрической энергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент определяется по формуле:

, (32)

где , - число рабочих и нерабочих дней в месяце ();

- отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни .

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

, кВт.ч, (33)

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

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

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

- продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

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

, (34)

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

m - число ступеней графика на расчетном интервале;

- средняя нагрузка сети за расчетный интервал, кВт.

Коэффициент в формуле (33) принимается равным 0,99. Для сетей 6-20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений и в формуле (34) могут использоваться значения тока головного участка и . В этом случае коэффициент принимают равным 1,02.

Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

, (35)

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

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

, (36)

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

- среднемесячный отпуск электрической энергии в сеть за месяцы расчетного интервала, кВт.ч .

При расчете потерь за месяц .

При отсутствии графика нагрузки значение определяется по формуле:

. (37)

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети определяется по формуле:

, (38)

где - отпуск электрической энергии в сеть за время Т, кВт.ч;

- число часов использования наибольшей нагрузки сети.

Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле:

, кВт, (39)

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

Tadbir nomiAmalga oshirish mexanizmiAmalga oshirish muddatiIjrochilar
1Разработка проекта нормативно-правового актаРазработка проекта приказа начальника Государственной инспекции по надзору в электроэнергетике16.12.2016г.инспекция "Узгосэнергонадзор"
2Размещение нормативно-правового акта для обсуждения на Едином порталеРазмещение проекта приказа инспекции "Узгосэнергонадзор" на Едином портале 16.12.2016г.инспекция "Узгосэнергонадзор"
3Проведение обсуждения нормативно-правового актаОбсуждение проекта приказа инспекции "Узгосэнергонадзор" на Едином портале31.12.2016г.инспекция "Узгосэнергонадзор" и пользователи портала
4Доработка нормативно-правового акта согласно предложениямОбобщение предложений участников обсуждения и доработка проекта приказа инспекции "Узгосэнергонадзор"с учетом принятых предложений05.01.2017г.инспекция "Узгосэнергонадзор"
5Согласование проекта нормативно-правового акта с заинтересованными министерствами и ведомствамиСогласование проекта приказа инспекции "Узгосэнергонадзор" с заинтересованными министерствами и ведомствами16.01.2017г.инспекция "Узгосэнергонадзор"
6Внесение принятого нормативно-правового акта на правовую экспертизу в Министерство юстицииПринятие инспекцией "Узгосэнергонадзор" согласованного приказа и внесение его в Министерство юстиции на правовую экспертизу20.01.2017г.инспекция "Узгосэнергонадзор"

So`rovnoma natijalari