Законодательная база Российской Федерации

ПРИКАЗ Минпромэнерго РФ от 03.02.2005 N 21 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА НОРМАТИВНЫХ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ) ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ"

5. Методы расчета нагрузочных потерь

5.1. Нагрузочные потери электроэнергии за период Т часов (Д дней) могут быть рассчитаны одним из пяти методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета):

1) оперативных расчетов;

2) расчетных суток;

3) средних нагрузок;

4) числа часов наибольших потерь мощности;

5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1 - 4 рассчитывают на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электротехники.

Потери электроэнергии по методам 2 - 5 должны рассчитываться за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за расчетный период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов).

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

(1)

где n - число элементов сети; t_ij - интервал времени, в течение которого токовую нагрузку I_ij i-го элемента сети с сопротивлением R_i принимают неизменной; m - число интервалов времени.

Токовые нагрузки элементов сети определяют на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ).

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

(2)

где W_сут - потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть W_ср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам; k_л - коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений; - коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров); Д_эквj - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:

(3)

где W_мi- отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Д_мi; W_м.р - то же, в расчетном месяце; N_j - число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц Д_эквj = Д_мi .

Потери электроэнергии за расчетные сутки W_сут определяют как сумму потерь мощности, рассчитанных для каждого часового интервала расчетных суток.

Потери электроэнергии в расчетном периоде определяют как сумму потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета W_сут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (3) N_j = 12.

Коэффициент определяют по формуле:

(4)

где W_i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца; Д_м - число дней в месяце.

При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент определяют по формуле:

(5)

где Д_р и Д_н.р - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Д_м = Д_р + Д_н.р ); k_w - отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни k_w = W_н.р : W_р .

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

(6)

где Р_ср - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов; - коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал; k_k - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети; Т_j - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

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

(7)

где P_i - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью t_i, час; m - число ступеней графика на расчетном интервале; Р_ср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.

Коэффициент k_k в формуле (6) принимают равным 0,99. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р_i и Р_ср в формуле (7) могут использоваться значения тока головного участка I_i и I_ср . В этом случае коэффициент k_k принимают равным 1,02.

Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

(8)

где - коэффициент формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (7); - коэффициент формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:

(9)

где W_мi - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала; W_ср.мес - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.

При расчете потерь за месяц = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение определяют по формуле:

(10)

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k_3 определяют по формуле:

(11)

где W_о - отпуск электроэнергии в сеть за время Т; Т_max - число часов использования наибольшей нагрузки сети.

Среднюю нагрузку i-го в узла определяют по формуле:

(12)

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

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

(13)

где Р_max - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети; _о - относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяют по формуле:

(14)

где Р_max - наибольшее значение из m значений Р_i в расчетном интервале.

Коэффициент k_k в формуле (13) принимают равным 1,03. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р_i и Р_max в формуле (14) могут использоваться значения тока головного участка I_i и I_max . В этом случае коэффициент k_k принимают равным 1,0.

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

(15)

где _с - относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (14) для суточного графика дня контрольных замеров.

Значения _м и _N рассчитывают по формулам:

	(16)
	(17)

где W_м.р - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.

При расчете потерь за месяц _N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение _о определяют по формуле:

(18)

5.1.5. Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети состоит в расчете потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от суммарной длины и количества линий, суммарной мощности и количества оборудования, полученных на основе технических параметров линий и оборудования или статистических данных.

5.2. Потери электроэнергии должны рассчитываться для характерных рабочих и ремонтных схем. В расчетную схему должны быть включены все элементы сети, потери в которых зависят от ее режима (линии, трансформаторы, высокочастотные заградители ВЧ-связи, токоограничивающие реакторы и т.п.).

5.3. Расчетные значения активных сопротивлений проводов воздушных линий (ВЛ) R_п определяют с учетом температуры провода t_п, град. С, зависящей от средней за расчетный период температуры окружающего воздуха t_в и плотности тока в проводе j, А/мм2 :

(19)

где R_20 - стандартное справочное сопротивление провода сечением F, мм2, при t_п = 20 град. С.

Примечание. При отсутствии данных о средней плотности тока за расчетный период в каждом элементе электрической сети принимают расчетное значение j = 0,5 А/мм2 .

5.4. Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС) определяют по формуле:

(20)

где F - среднее сечение проводов (шин); L - суммарная

протяженность проводов (шин) на подстанции; j - плотность тока.

При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (20), расчетные потери в СППС принимают в соответствии с табл. П.1 приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям.

5.5. Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока (ТТ) определяют по формуле:

(21)

где Р_ТТном - потери в ТТ при номинальной нагрузке; _ТТср - среднее значение коэффициента токовой загрузки ТТ за расчетный период.

При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (21), расчетные потери в ТТ принимают в соответствии с табл. П.3 приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям.

6. Нормативные методы расчета нагрузочных потерь

6.1. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 330 - 750 кВ является метод оперативных расчетов.

6.2. Нормативными методами расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 35 - 220 кВ являются:

- при отсутствии реверсивных потоков энергии по межсетевым связям 35 - 220 кВ - метод расчетных суток;

- при наличии реверсивных потоков энергии - метод средних нагрузок. При этом все часовые режимы в расчетном периоде разделяют на группы с одинаковыми направлениями потоков энергии. Расчет потерь проводят методом средних нагрузок для каждой группы режимов.

При отсутствии данных о потреблении энергии на подстанциях 35 кВ временно допускается применение для расчетов потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности.

6.3. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 6 - 20 кВ является метод средних нагрузок.

При отсутствии информации о потреблении энергии на ТП 6 - 20 / 0,4 кВ допускается определять их нагрузки, распределяя энергию головного участка (за вычетом энергии по ТП, где она известна, и потерь в сети 6 - 20 кВ) пропорционально номинальным мощностям или коэффициентам максимальной загрузки трансформаторов ТП.

При отсутствии электрических счетчиков на головных участках фидеров 6 - 20 кВ временно допускается применение для расчетов потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности.

6.4. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ является метод оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети, изложенный ниже.

Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного участка F_г, мм2, отпуском электрической энергии в линию W_0,38, за период Д, дней, рассчитывают по формуле:

(22)

где L_экв - эквивалентная длина линии; tg - коэффициент реактивной мощности; k_0,38 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.

Эквивалентную длину линии определяют по формуле:

(23)

где L_М - длина магистрали; L_(2 - 3) - длина двухфазных и трехфазных ответвлений; L_1 - длина однофазных ответвлений.

Примечание. Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6 - 20 / 0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.

Внутридомовые сети многоэтажных зданий (до счетчиков электрической энергии) включают в длину ответвлений соответствующей фазности.

При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (23) подставляют длины линий, определяемые по формуле:

(24)

где L_a, L_c и L_м - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно.

Коэффициент k_0,38 определяют по формуле:

(25)

где d_p - доля энергии, отпускаемой населению; k_u - коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и равным 3 для линии 220/127 В.

При использовании формулы (22) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей L_М, двухфазных и трехфазных ответвлений L_(2 - 3) и однофазных ответвлений L_1 в формулу подставляют средний отпуск электроэнергии в одну линию W_0,38 = W_0,38 / N, где W_0,38 - суммарный отпуск энергии в N линий и среднее сечение головных участков, а коэффициент k_0,38, определенный по формуле (25), умножают на коэффициент k_N, учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле:

(26)

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают k_з = 0,3; tg = 0,6.

При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,38 кВ, ее значение определяют, вычитая из энергии, отпущенной в сеть 6 - 20 кВ, потери в линиях и трансформаторах 6 - 20 кВ и энергию, отпущенную в ТП 6 - 20 / 0,4 кВ и линии 0,38 кВ, находящиеся на балансе потребителей.

7. Методы расчета условно-постоянных потерь

7.1. К условно-постоянным потерям электроэнергии относятся:

- потери холостого хода в силовых трансформаторах (автотрансформаторах) и трансформаторах дугогасящих реакторов;

- потери в оборудовании, нагрузка которого не имеет прямой связи с суммарной нагрузкой сети (регулируемые компенсирующие устройства);

- потери в оборудовании, имеющем одинаковые параметры при любой нагрузке сети (нерегулируемые компенсирующие устройства, вентильные разрядники (РВ), ограничители перенапряжений (ОПН), устройства присоединения ВЧ-связи (УПВЧ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), включая их вторичные цепи, электрические счетчики 0,22 - 0,66 кВ и изоляция силовых кабелей).

7.2. Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяют на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода P_х по формуле:

(27)

где Т_pi - число часов работы оборудования в i-м режиме; U_i - напряжение на оборудовании в i-м режиме; U_ном - номинальное напряжение оборудования.

Напряжение на оборудовании определяют с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.

7.3. Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе (ШР) определяют по формуле (27) на основе приведенных в паспортных данных потерь мощности Р_p. Допускается определять потери в ШР на основе данных табл. П.1 приложения 1.

7.4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяют по формуле:

(28)

где _Q - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде; Р_ном - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными.

Допускается определять потери в СК на основе данных табл. П.2 приложения 1.

7.5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах (КУ) - батареях конденсаторов (БК) и статических тиристорных компенсаторах (СТК) - определяют по формуле:

(29)

где p_КУ - удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ; S_КУ - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей).

При отсутствии паспортных данных значение p_КУ принимают равным для БК 0,003 кВт/квар, для СТК 0,006 кВт/квар.

7.6. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ-связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ и изоляции силовых кабелей принимают в соответствии с данными заводов - изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимают в соответствии с приложением 1 к настоящей Методике.

8. Методы расчета потерь, зависящих от погодных условий

8.1. Потери, зависящие от погодных условий, включают в себя три вида потерь:

- на корону;

- от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

- расход электроэнергии на плавку гололеда.

8.2. Потери электроэнергии на корону определяют на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл. 1, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100% и гололед; к периодам влажной погоды - дождь, мокрый снег, туман.

Таблица 1

Удельные потери мощности на корону

Примечания. 1. Вариант 500 - 8 x 300 соответствует линии 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220 - 3 x 500 - линии 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ.

2. Варианты 220 / 2 - 1 x 300, 154 / 2 - 1 x 185 и 110 / 2 - 1 x 120 соответствуют двухцепным линиям. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.

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

8.3. При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяют по табл. 2 в зависимости от региона расположения линии. Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий, приведено в приложении 2 к настоящей Методике.

Таблица 2

Удельные годовые потери электроэнергии на корону

Примечание. Значения потерь, приведенные в табл. 2 и 4, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366 / 365.

8.4. При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в табл. 1, расчетные значения, приведенные в таблицах 1 и 2, умножают на отношение F_т / F_ф, где F_т - суммарное сечение проводов фазы, приведенное в табл. 1; F_ф - фактическое сечение проводов линии.

8.5. Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывают, умножая данные, приведенные в таблицах 1 и 2, на коэффициент, определяемый по формуле:

(30)

где U_отн - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.

8.6. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяют на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл. 3, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода.

По влиянию на токи утечки виды погоды должны объединяться в 3 группы: 1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа - дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90% и более; 3 группа - туман.

Таблица 3

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

8.7. При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий принимают по данным табл. 4.

Таблица 4

Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ

8.8. Нормативный расход электроэнергии на плавку гололеда определяют по табл. 5 в зависимости от района расположения ВЛ по гололеду (гл. 2.5 ПУЭ).

Таблица 5

Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда

9. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяют на основе приборов учета, установленных на трансформаторах собственных нужд (ТСН). При установке прибора учета на шинах 0,4 кВ ТСН потери в ТСН, рассчитанные в соответствии с данной методикой, должны быть добавлены к показанию счетчика.