Законодательная база Российской Федерации

ПРИКАЗ Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 N 267 "ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ"

1. Условно-постоянные потери включают в себя:

- потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

- потери на корону в воздушных линиях (далее - ВЛ) 110 кВ и выше;

- потери в компенсирующих устройствах (далее - КУ) (синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторов), шунтирующих реакторах (далее - ШР), соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее - СППС);

- потери в системе учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);

- потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения

- и в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);

- потери в изоляции кабелей;

- потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;

- расход электроэнергии на собственные нужды (далее - СН) подстанций (далее - ПС) и на плавку гололеда.

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

(1)

где T_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 определяется с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.

3. Потери электроэнергии в ШР определяются по формуле (1) на основе приведенных в паспортных данных потерь мощности дельтаР_р.

Допускается определять потери в ШР на основе данных таблицы 1.

Таблица 1

Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах (ШР)и соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС)

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

4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (далее - СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:

(2)

где бета_Q - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде;

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

Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.

Таблица 2

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

Примечание - При мощности СК, отличной от приведенной в таблице, потери электроэнергии определяются с помощью линейной интерполяции.

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

где дельтаР_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 дельтаР_КУ принимаются равным: для БК - 0,003 кВт/квар, для СТК - 0,006 кВт/квар.

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

Таблица 3

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

Примечания

1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы.

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

Потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ принимаются в соответствии со следующими данными, кВт.ч в год на один счетчик:

- однофазный, индукционный - 18,4;

- трехфазный, индукционный - 92,0;

- однофазный, электронный - 21,9;

- трехфазный, электронный - 73,6.

7. Потери электроэнергии на корону определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 4, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100% и гололед; к периодам влажной погоды - дождь, мокрый снег, туман.

Таблица 4

Удельные потери мощности на корону

Примечания

1. Вариант 500-8x300 соответствует ВЛ 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220-3x500 - ВЛ 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ.

2. Варианты 220/2-1x300, 154/2-1x185 и 110/2-1x120 соответствуют двухцепным ВЛ. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.

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

При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяются по таблице 5 в зависимости от региона расположения линии. Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий, приведено в таблице 6.

Таблица 5

Удельные годовые потери электроэнергии на корону

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

Таблица 6

Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий

Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается, умножая данные, приведенные в таблицах 4 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле:

(4)

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

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

По влиянию на токи утечки виды погоды 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 7

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

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

Таблица 8

Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ

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

Таблица 9

Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда

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

Таблица 10

Потери электроэнергии в изоляции кабелей

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

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

12. Нагрузочные потери электроэнергии за период 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 расчетный период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов).

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

(5)

где n - число элементов сети;

дельтаt_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 определяются на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (далее - ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (далее - АСКУЭ).

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

(6)

где дельтаW_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 ВЛ 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_экв.j - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:

(7)

где W_мi - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Д_мi;

W_мр - то же, в расчетном месяце;

N_j - число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц Д_экв.j = Д_мi.

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

Потери электроэнергии в расчетном периоде определяются как сумма потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета дельтаW для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (7) N_j = 12.

Коэффициент определяется по формуле:

(8)

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 определяется по формуле:

(9)

где Д_р, Д_н.р - число рабочих и нерабочих дней в месяце

(Дм = 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.

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

(10)

где дельтаР_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;

T_j - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

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

(11)

где Р_i - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью дельтаt_i, час;

m - число ступеней графика на расчетном интервале;

Р_ср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.

Коэффициент k_k в формуле (10) принимается равным 0,99. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и Р_ср в формуле (11) 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:

(12)

где - коэффициент формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (11);

- коэффициент формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:

(13)

где W_м.i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала;

Wср.мес - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.

При расчете потерь за месяц = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение определяется по формуле:

	=	1 + 2k_з	.	(14)
		3k_з

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k_з определяется по формуле:

где W_о - отпуск электроэнергии в сеть за время T;

T_max - число часов использования наибольшей нагрузки сети.

Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле:

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

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

где дельтаР_max - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети;

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

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле:

(18)

где P_max - наибольшее значение из m значений P_i в расчетном интервале.

Коэффициент k_k в формуле (17) принимается равным 1,03. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р_max и Р_i в формуле (18) могут использоваться значения тока головного участка I_i и I_max. В этом случае коэффициент k_k принимается равным 1,0.

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

где тау_с - относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (18) для суточного графика дня контрольных замеров.

Значения тау_м и тау_N рассчитываются по формулам:

	(20)
	(21)

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

При расчете потерь за месяц тау_N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение тау_о определяется по формуле:

(22)

17. 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:

- оценка потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети;

- расчет потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжения;

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

Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного

участка Fr, мм2, отпуском электрической энергии в линию W_0,38 , за период Д, дней, рассчитываются в соответствии с методом оценки потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети по формуле:

(23)

где L_экв - эквивалентная длина линии;

tg фи - коэффициент реактивной мощности;

k_0,38 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.

Эквивалентная длина линии определяется по формуле:

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, если они являются собственностью ЭСО (до счетчиков электрической энергии), включают в длину ответвления соответствующей фазности.

При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (24) подставляют длины линий, определяемые по формуле:

где L_а, L_с, L_м - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно.

Коэффициент k_0,38 определяют по формуле:

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 (23) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей SUML_м, двухфазных и трехфазных ответвлений SUML_2-3 и однофазных ответвлений SUML_1 в формулу подставляется средний отпуск электроэнергии в одну линию:

где SUMW_0,38 - суммарный отпуск энергии в N линий и среднее сечение головных участков, а коэффициент k_0,38, определенный по формуле (26), умножается на коэффициент k_N, учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле:

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

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

Для реализации метода расчета потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжения производятся измерения уровней фазных напряжений на шинах ТП и в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки. По данным измерений определяется абсолютная и относительная величина падения напряжения (дельтаU_1) в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6 - 20/0,4 кВ.

Потери электроэнергии в линии напряжением 0,38 кВ (% отпуска электроэнергии в сеть) определяются по формуле:

где дельтаU - потеря напряжения в максимум нагрузки сети от шин ТП до наиболее электрически удаленного электроприемника, %;

К_нер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам.

Если измеренные уровни фазных напряжений на шинах ТП различны, то при определении дельтаU напряжение на шинах ТП принимается как среднее арифметическое из трех измеренных значений. Если в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки фазное напряжение измерялось на трехфазном вводе и получены все фазные напряжения, в качестве расчетного принимается минимальное из трех измеренных значений.

Коэффициент К_нер определяется по формуле:

(30)

где Ia, Ib, Ic - измеренные токовые нагрузки фаз;

R_н / R_ф - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов.

При отсутствии данных о токовых нагрузках следует принимать:

Отношение тау/Т принимают в соответствии со следующими макс данными:

Относительные потери электроэнергии, % в К линиях 0,38 кВ определяются по формуле:

(31)

где - относительные потери электроэнергии в i-й линии, определенные по формуле (29);

I_i - максимальная нагрузка головного участка i-й линии.

При необходимости точного расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ и при наличии достаточного количества исходной информации рекомендуется использовать методы поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

Временно допускается (для методов расчета потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжения и поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров) проводить расчет потерь в электрических сетях 0,38 кВ по случайной выборке распределительных линий, питающихся от не менее чем 20% суммарного количества распределительных трансформаторов 6 - 20/0,4 кВ.

При установлении нормативов потерь электроэнергии в электрических сетях может учитываться техническое состояние линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства на основании обследований и расчетов.

Относительные потери электроэнергии (%), обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии (дельта_погр.Б), определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом по ЭСО с учетом данных за базовый период.

(32)

где дельта_i (дельта_j) - погрешность измерительного канала поступившей (отпущенной) активной электроэнергии по ЭСО;

d_i (d_j) - доля поступившей (отпущенной) активной электроэнергии от поступления в целом по ЭСО;

n - количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии;

m - количество точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии крупным потребителям;

k_3 - количество точек учета 3-фазных потребителей;

k_1 - количество точек учета 1-фазных потребителей;

d_3 - суммарная доля потребления электроэнергии 3-фазными потребителями (за минусом учтенных в "m") от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО;

d_1 - суммарная доля потребления электроэнергии 1-фазными потребителями (за минусом учтенных в "m") от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО.

Абсолютные потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии в базовом периоде, равны:

где W_пост. Б - поступление электроэнергии в сеть в целом по ЭСО за базовый период.

Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:

(34)

где дельта_сч, дельта_тт, дельта_тн - основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %;

дельта_л - предел допустимых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, %.

Потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии, по классам напряжения распределяются пропорционально поступлению электроэнергии в сеть этих классов напряжения как в базовом, так и в регулируемом периодах.

Приложение N 2
к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее
передаче по электрическим сетям