Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА НОРМАТИВНЫХ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ) ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ".
II. Методы расчета нормативных (технологических) потерь
при транспортировке электроэнергии
5. Методы расчета нагрузочных потерь
5.1. Нагрузочные потери электроэнергии за период Т часов (Д дней)
могут быть рассчитаны одним из пяти методов в зависимости от объема
имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в
порядке снижения точности расчета):
1) оперативных расчетов;
2) расчетных суток;
3) средних нагрузок;
4) числа часов наибольших потерь мощности;
5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках
сети.
Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь
электроэнергии методов 1 - 4 рассчитывают на основе заданной схемы
сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с
помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с
законами электротехники.
Потери электроэнергии по методам 2 - 5 должны рассчитываться за
каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей
данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные
интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых
могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за
расчетный период определяют как сумму потерь, рассчитанных для
входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов).
5.1.1. Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь
электроэнергии по формуле:
n m 2
Дельта W = 3 х SUM R x SUM I x Дельта t , (1)
i=1 i j=1 ij ij
где n - число элементов сети; Дельта t - интервал времени, в
ij
течение которого токовую нагрузку I i-гo элемента сети с
ij
сопротивлением R принимают неизменной; m - число интервалов времени.
i
Токовые нагрузки элементов сети определяют на основе данных
диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (ОИК) и
автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ).
5.1.2. Метод расчетных суток состоит в расчете потерь
электроэнергии по формуле:
2
Дельта W = k k Дельта W Д , (2)
нj л ф.м сут экв j
где Дельта W - потери электроэнергии за сутки расчетного
сут
месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть W и
ср.сут
конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей
контрольным замерам; k - коэффициент, учитывающий влияние потерь
л
в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий
напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких
2
напряжений; k - коэффициент формы графика суточных отпусков
ф.м
электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней
в месяце контрольных замеров); Д - эквивалентное число дней в
экв j
j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:
N
j 2 2
Д = SUM W Д / W , (3)
экв j i=1 мi мi м.р
где W - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом
мi
дней Д ; W - то же, в расчетном месяце; N - число месяцев в
мi м.р j
j-м расчетном интервале.
При расчете потерь электроэнергии за месяц Д = Д .
экв j мi
Потери электроэнергии за расчетные сутки Дельта W
сут
определяют как сумму потерь мощности, рассчитанных для каждого
часового интервала расчетных суток.
Потери электроэнергии в расчетном периоде определяют как сумму
потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять
годовые потери электроэнергии на основе расчета Дельта W для зимнего
сут
дня контрольных замеров, принимая в формуле (3) N = 12.
j
2
Коэффициент k определяют по формуле:
ф.м
Д
2 м 2 2
k = SUM W / (W Д ), (4)
ф.м i=1 i ср.сут м
где W - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца; Д -
i м
число дней в месяце.
При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые
2
сутки месяца коэффициент k определяют по формуле:
ф.м
2
(Д + k Д ) Д
2 р w н.р м
k = ------------------, (5)
ф.м 2
(Д + k Д )
р w н.р
где Д и Д - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Д =
р н.р м
Д + Д ); k - отношение значений энергии, потребляемой в
р н.р w
средний нерабочий и средний рабочий дни k = W : W .
w н.р р
5.1.3. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь
электроэнергии по формуле:
2
Дельта W = k k Дельта P T k , (6)
нj л к ср j ф
где Дельта Р - потери мощности в сети при средних за
ср
2
расчетный интервал нагрузках узлов; k - коэффициент формы
ф
графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал; k -
k
коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и
реактивной нагрузки различных ветвей сети; Т - продолжительность j-го
j
расчетного интервала, ч.
Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный
интервал определяют по формуле:
2 m 2 2
k = SUM P Дельта t / (P Т), (7)
ф i=1 i i ср
где P - значение нагрузки на i-й ступени графика
i
продолжительностью Дельта t , час; m - число ступеней графика на
i
расчетном интервале; Р - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.
ср
Коэффициент k в формуле (6) принимают равным 0,99. Для сетей
k
6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р и Р в
i ср
формуле (7) могут использоваться значения тока головного участка
I и I . В этом случае коэффициент k принимают равным 1,02.
i ср k
Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный
интервал по формуле:
2 2 2 2
k = k x k x k , (8)
ф ф.с ф.м ф.N
2
где k - коэффициент формы суточного графика дня контрольных
ф.с
2
замеров, рассчитанный по формуле (7); k - коэффициент формы
ф.N
графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом
значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый
по формуле:
N
2 j 2 2
k = SUM W / (N x W ), (9)
ф.N i=1 мi j ср.мес
где W - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц
мi
расчетного интервала; W - среднемесячный отпуск электроэнергии
ср.мес
в сеть за месяцы расчетного интервала.
2
При расчете потерь за месяц k = 1.
ф.N
2
При отсутствии графика нагрузки значение k определяют по формуле:
ф
1 + 2k
2 3
k = -------. (10)
ф 3k
3
Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k
3
определяют по формуле:
W Т Р
о max ср
k = ------ = ---- = ----, (11)
3 Р Т Т Р
max max
где W - отпуск электроэнергии в сеть за время Т; Т - число
о max
часов использования наибольшей нагрузки сети.
Среднюю нагрузку i-го в узла определяют по формуле:
W
i
Р = --, (12)
срi Т
где W - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за
i
время Т.
5.1.4. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в
расчете потерь электроэнергии по формуле:
Дельта W = k k Дельта Р Т тау , (13)
нj л k max j о
где Дельта Р - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки
max
сети; тау - относительное число часов наибольших потерь мощности,
о
определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.
Относительное число часов наибольших потерь мощности определяют
по формуле:
m 2 2
тау = SUM Р Дельта t / (Р Т ), (14)
о i=1 i i max j
где Р - наибольшее значение из m значений Р в расчетном
max i
интервале.
Коэффициент k в формуле (13) принимают равным 1,03. Для
k
сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р и Р
i max
в формуле (14) могут использоваться значения тока головного
участка I и I . В этом случае коэффициент k принимают равным 1,0.
i max k
Допускается определять относительное число часов наибольших
потерь мощности за расчетный интервал по формуле:
тау = тау х тау х тау , (15)
о с м N
где тау - относительное число часов наибольших потерь
с
мощности, рассчитанное по формуле (14) для суточного графика дня
контрольных замеров.
Значения тау и тау рассчитывают по формулам:
м N
2
Д + k Д
р w н.р
тау = ------------; (16)
м Д
м
N
j 2 2
тау = SUM W / (N W ), (17)
N i=1 мi j м.р
где W - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.
м.р
При расчете потерь за месяц тау = 1.
N
При отсутствии графика нагрузки значение тау определяют по
о
формуле:
2
k + 2k
3 3
тау = --------. (18)
о 3
5.1.5. Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и
нагрузках сети состоит в расчете потерь электроэнергии на основе
зависимостей потерь от суммарной длины и количества линий, суммарной
мощности и количества оборудования, полученных на основе технических
параметров линий и оборудования или статистических данных.
5.2. Потери электроэнергии должны рассчитываться для характерных
рабочих и ремонтных схем. В расчетную схему должны быть включены все
элементы сети, потери в которых зависят от ее режима (линии,
трансформаторы, высокочастотные заградители ВЧ-связи,
токоограничивающие реакторы и т.п.).
5.3. Расчетные значения активных сопротивлений проводов
воздушных линий (ВЛ) R определяют с учетом температуры провода
п
t , град. С, зависящей от средней за расчетный период температуры
п 2
окружающего воздуха t и плотности тока в проводе j, А/мм :
в
------
2 /
R = R [1 + 0,004 (t - 20 + 8,3 j /F / 300)], (19)
п 20 в \/
где R - стандартное справочное сопротивление провода
20
2
сечением F, мм , при t = 20 град. С.
п
Примечание. При отсутствии данных о средней плотности тока за
расчетный период в каждом элементе электрической сети принимают
2
расчетное значение j = 0,5 А/мм .
5.4. Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных
шинах распределительных устройств подстанций (СППС) определяют по
формуле:
2
Дельта W = 2,3F x j x L x тау x Д, (20)
nc о
где F - среднее сечение проводов (шин); L - суммарная
протяженность проводов (шин) на подстанции; j - плотность тока.
При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (20),
расчетные потери в СППС принимают в соответствии с табл. П.1
приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям.
5.5. Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока
(ТТ) определяют по формуле:
2 2
Дельта W = Дельта P T бета k , (21)
ТТ TTном ТТср ф
где Дельта Р - потери в ТТ при номинальной нагрузке;
ТТном
бета - среднее значение коэффициента токовой загрузки ТТ за
ТТср
расчетный период.
При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (21),
расчетные потери в ТТ принимают в соответствии с табл. П.3 приложения
1 и относят их к условно-постоянным потерям.
6. Нормативные методы расчета нагрузочных потерь
6.1. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь
электроэнергии в сетях 330 - 750 кВ является метод оперативных
расчетов.
6.2. Нормативными методами расчета нагрузочных потерь
электроэнергии в сетях 35 - 220 кВ являются:
- при отсутствии реверсивных потоков энергии по межсетевым связям
35 - 220 кВ - метод расчетных суток;
- при наличии реверсивных потоков энергии - метод средних
нагрузок. При этом все часовые режимы в расчетном периоде разделяют на
группы с одинаковыми направлениями потоков энергии. Расчет потерь
проводят методом средних нагрузок для каждой группы режимов.
При отсутствии данных о потреблении энергии на подстанциях 35 кВ
временно допускается применение для расчетов потерь в этих сетях
метода наибольших потерь мощности.
6.3. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь
электроэнергии в сетях 6 - 20 кВ является метод средних нагрузок.
При отсутствии информации о потреблении энергии на ТП 6 - 20 /
0,4 кВ допускается определять их нагрузки, распределяя энергию
головного участка (за вычетом энергии по ТП, где она известна, и
потерь в сети 6 - 20 кВ) пропорционально номинальным мощностям или
коэффициентам максимальной загрузки трансформаторов ТП.
При отсутствии электрических счетчиков на головных участках
фидеров 6 - 20 кВ временно допускается применение для расчетов потерь
в этих сетях метода наибольших потерь мощности.
6.4. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь
электроэнергии в сетях 0,38 кВ является метод оценки потерь на основе
зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках
сети, изложенный ниже.
Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного
2
участка F , мм , отпуском электрической энергии в линию W ,
г 0,38
за период Д, дней, рассчитывают по формуле:
2 2
W (1 + tg x фи) L 1 + 2k
0,38 экв з
Дельта W = k х ------------------------ x -------, (22)
н 0,38 0,38 F x Д 3k
г з
где L - эквивалентная длина линии; tg фи - коэффициент
экв
реактивной мощности; k - коэффициент, учитывающий характер
0,38
распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.
Эквивалентную длину линии определяют по формуле:
L = L + 0,44 L + 0,22 L , (23)
экв M 2 - 3 1
где L - длина магистрали; L - длина двухфазных и
М 2 - 3
трехфазных ответвлений; L - длина однофазных ответвлений.
1
Примечание. Под магистралью понимается наибольшее расстояние от
шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6 - 20 / 0,4 кВ до
наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или
двухфазной линии.
Внутридомовые сети многоэтажных зданий (до счетчиков
электрической энергии) включают в длину ответвлений соответствующей
фазности.
При наличии стальных или медных проводов в магистрали или
ответвлениях в формулу (23) подставляют длины линий, определяемые по
формуле:
L = L + 4L + 0,6 L , (24)
а c м
где L , L и L - длины алюминиевых, стальных и медных
a c м
проводов, соответственно.
Коэффициент k определяют по формуле:
0,38
2
k = k (9,67 - 3,32d - 1,84d ), (25)
0,38 u p p
где d - доля энергии, отпускаемой населению; k -
p u
коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и равным 3 для
линии 220/127 В.
При использовании формулы (22) для расчета потерь в N линиях
с суммарными длинами магистралей L , двухфазных и трехфазных
МSUM
ответвлений L и однофазных ответвлений L в формулу
2 - 3SUM 1SUM
подставляют средний отпуск электроэнергии в одну линию
W = W / N, где W - суммарный отпуск энергии
0,38 0,38SUM 0,38SUM
в N линий и среднее сечение головных участков, а коэффициент
k , определенный по формуле (25), умножают на коэффициент k ,
0,38 N
учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных
участках линий, определяемый по формуле:
k = 1,25 + 0,14d . (26)
N p
При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и
(или) коэффициенте реактивной мощности принимают k = 0,3; tg фи =
з
= 0,6.
При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,38 кВ,
ее значение определяют, вычитая из энергии, отпущенной в сеть 6 - 20
кВ, потери в линиях и трансформаторах 6 - 20 кВ и энергию, отпущенную
в ТП 6 - 20 / 0,4 кВ и линии 0,38 кВ, находящиеся на балансе
потребителей.
7. Методы расчета условно-постоянных потерь
7.1. К условно-постоянным потерям электроэнергии относятся:
- потери холостого хода в силовых трансформаторах
(автотрансформаторах) и трансформаторах дугогасящих реакторов;
- потери в оборудовании, нагрузка которого не имеет прямой связи
с суммарной нагрузкой сети (регулируемые компенсирующие устройства);
- потери в оборудовании, имеющем одинаковые параметры при любой
нагрузке сети (нерегулируемые компенсирующие устройства, вентильные
разрядники (РВ), ограничители перенапряжений (ОПН), устройства
присоединения ВЧ-связи (УПВЧ), измерительные трансформаторы напряжения
(ТН), включая их вторичные цепи, электрические счетчики 0,22 - 0,66 кВ
и изоляция силовых кабелей).
7.2. Потери электроэнергии холостого хода в силовом
трансформаторе (автотрансформаторе) определяют на основе приведенных в
паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода Дельта
P по формуле:
х
2
U
m i
Дельта W = Дельта P SUM T (------) , (27)
х x i=1 pi U
ном
где Т - число часов работы оборудования в i-м режиме;
pi
U - напряжение на оборудовании в i-м режиме; U - номинальное
i ном
напряжение оборудования.
Напряжение на оборудовании определяют с помощью измерений или с
помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами
электротехники.
7.3. Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе (ШР)
определяют по формуле (27) на основе приведенных в паспортных
данных потерь мощности Дельта Р . Допускается определять потери в
p
ШР на основе данных табл. П.1 приложения 1.
7.4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (СК) или
генераторе, переведенном в режим СК, определяют по формуле:
2
Дельта W = (0,4 + 0,1бета ) Дельта P x T , (28)
ск Q ном р
где бета - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном
Q
периоде; Дельта Р - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК
ном
в соответствии с паспортными данными.
Допускается определять потери в СК на основе данных табл. П.2
приложения 1.
7.5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих
устройствах (КУ) - батареях конденсаторов (БК) и статических
тиристорных компенсаторах (СТК) - определяют по формуле:
Дельта W = Дельта p S T , (29)
КУ КУ КУ p
где Дельта p - удельные потери мощности в соответствии
КУ
с паспортными данными КУ; S - мощность КУ (для СТК принимается по
КУ
емкостной составляющей).
При отсутствии паспортных данных значение Дельта p принимают
КУ
равным для БК 0,003 кВт/квар, для СТК 0,006 кВт/квар.
7.6. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках,
ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ-связи,
измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22
- 0,66 кВ и изоляции силовых кабелей принимают в соответствии с
данными заводов - изготовителей оборудования. При отсутствии данных
завода-изготовителя расчетные потери принимают в соответствии с
приложением 1 к настоящей Методике.
8. Методы расчета потерь, зависящих от погодных условий
8.1. Потери, зависящие от погодных условий, включают в себя три
вида потерь:
- на корону;
- от токов утечки по изоляторам воздушных линий;
- расход электроэнергии на плавку гололеда.
8.2. Потери электроэнергии на корону определяют на основе данных
об удельных потерях мощности, приведенных в табл. 1, и о
продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом
к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят
погоду с влажностью менее 100% и гололед; к периодам влажной погоды -
дождь, мокрый снег, туман.
Таблица 1. Удельные потери мощности на корону
--------------------------------------------------------------------------------
| Напряжение ВЛ, | Суммарное | Потери мощности на корону, кВт/км, при |
| тип опоры, число | сечение | погоде: |
| и сечение | проводов в |---------------------------------------------|
| проводов в фазе | 2 | хорошая | сухой | влажная | изморозь |
| | фазе, мм | | снег | | |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 750 - 5 x 240 | 1200 | 3,9 | 15,5 | 55,0 | 115,0 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 750 - 4 x 600 | 2400 | 4,6 | 17,5 | 65,0 | 130,0 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 500 - 3 x 400 | 1200 | 2,4 | 9,1 | 30,2 | 79,2 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 500 - 8 x 300 | 2400 | 0,1 | 0,5 | 1,5 | 4,5 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 330 - 2 x 400 | 800 | 0,8 | 3,3 | 11,0 | 33,5 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 220ст - 1 х 300 | 300 | 0,3 | 1,5 | 5,4 | 16,5 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
|220ст / 2 - 1 х 300| 300 | 0,6 | 2,8 | 10,0 | 30,7 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
|220жб - 1 x 300 | 300 | 0,4 | 2,0 | 8,1 | 24,5 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
|220жб / 2 - 1 х 300| 300 | 0,8 | 3,7 | 13,3 | 40,9 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 220 - 3 x 500 | 1500 | 0,02 | 0,05 | 0,27 | 0,98 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 154 - 1 x 185 | 185 | 0,12 | 0,35 | 1,20 | 4,20 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 154 / 2 - 1 x 185 | 185 | 0,17 | 0,51 | 1,74 | 6,12 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 110ст - 1 х 120 | 120 | 0,013 | 0,04 | 0,17 | 0,69 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
|110ст / 2 - 1 х 120| 120 | 0,015 | 0,05 | 0,25 | 0,93 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
| 110жб - 1 х 120 | 120 | 0,018 | 0,06 | 0,30 | 1,10 |
|-------------------|------------|------------|----------|----------|----------|
|110жб / 2 - 1 х 120| 120 | 0,020 | 0,07 | 0,35 | 1,21 |
--------------------------------------------------------------------------------
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
-------------------------------------------------------------------------------
| Напряжение ВЛ, |Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт.ч/км в|
| кВ, число и | год, в регионе |
| сечение проводов |---------------------------------------------------------|
| в фазе | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 750 - 5 x 240 |193,3 |176,6 |163,8 |144,6 |130,6 |115,1 |153,6 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 750 - 4 x 600 |222,5 |203,9 |189,8 |167,2 |151,0 |133,2 |177,3 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 500 - 3 x 400 |130,3 |116,8 |106,0 | 93,2 | 84,2 | 74,2 |103,4 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 500 - 8 x 300 | 6,6 | 5,8 | 5,2 | 4,6 | 4,1 | 3,5 | 5,1 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 330 - 2 x 400 | 50,1 | 44,3 | 39,9 | 35,2 | 32,1 | 27,5 | 39,8 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 220ст - 1 х 300 | 19,4 | 16,8 | 14,8 | 13,3 | 12,2 | 10,4 | 15,3 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
|220ст / 2 - 1 х 300| 36,1 | 31,2 | 27,5 | 24,7 | 22,7 | 19,3 | 28,5 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 220жб - 1 х 300 | 28,1 | 24,4 | 21,5 | 19,3 | 17,7 | 15,1 | 22,2 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
|220жб / 2 - 1 x 300| 48,0 | 41,5 | 36,6 | 32,9 | 30,2 | 25,7 | 37,9 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 220 - 3 x 500 | 1,3 | 1,1 | 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,7 | 1,0 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 154 - 1 x 185 | 7,2 | 6,3 | 5,5 | 4,9 | 4,6 | 3,9 | 5,7 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 154 / 2 - 1 x 185 | 10,4 | 9,1 | 8,0 | 7,1 | 6,8 | 5,7 | 8,3 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 110ст - 1 х 120 | 1,07 | 0,92| 0,80 | 0,72 | 0,66 | 0,55 | 0,85 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
|110ст / 2 - 1 х 120| 1,42 | 1,22| 1,07 | 0,96 | 0,88 | 0,73 | 1,13 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
| 110жб - 1 х 120 | 1,71 | 1,46| 1,28 | 1,15 | 1,06 | 0,88 | 1,36 |
|-------------------|-------|------|--------|-------|--------|-------|--------|
|110жб / 2 - 1 х 120| 1,85 | 1,59| 1,39 | 1,25 | 1,14 | 0,95 | 1,47 |
-------------------------------------------------------------------------------
Примечание. Значения потерь, приведенные в табл. 2 и 4,
соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в
високосном году применяется коэффициент к = 366 / 365.
8.4. При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающимися
от приведенных в табл. 1, расчетные значения, приведенные в
таблицах 1 и 2, умножают на отношение F / F , где F -
т ф т
суммарное сечение проводов фазы, приведенное в табл. 1; F -
ф
фактическое сечение проводов линии.
8.5. Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону
учитывают, умножая данные, приведенные в таблицах 1 и 2, на
коэффициент, определяемый по формуле:
2
К = 6,88 U - 5,88 U , (30)
Uкор отн отн
где U - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному
отн
значению.
8.6. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам
воздушных линий определяют на основе данных об удельных потерях
мощности, приведенных в табл. 3, и о продолжительностях видов погоды в
течение расчетного периода.
По влиянию на токи утечки виды погоды должны объединяться в 3
группы: 1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег,
изморозь, гололед; 2 группа - дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода
с влажностью 90% и более; 3 группа - туман.
Таблица 3. Удельные потери мощности от токов утечки
по изоляторам ВЛ
----------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Группа | Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ |
| погоды | напряжением, кВ |
|---------|----------------------------------------------------------------------------------------------|
| | 6 | 10 | 15 | 20 | 35 | 60 | 110 | 154 | 220 | 330 | 500 | 750 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 1 | 0,011 | 0,017 | 0,025 | 0,033 | 0,035 | 0,044 | 0,055 | 0,063 | 0,069 | 0,103 | 0,156| 0,235 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 2 | 0,094 | 0,153 | 0,227 | 0,302 | 0,324 | 0,408 | 0,510 | 0,587 | 0,637 | 0,953 | 1,440| 2,160 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 3 | 0,154 | 0,255 | 0,376 | 0,507 | 0,543 | 0,680 | 0,850 | 0,978 | 1,061 | 1,587 | 2,400| 3,600 |
----------------------------------------------------------------------------------------------------------
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
----------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Номер | Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, |
| региона | тыс. кВт.ч/км в год, при напряжении, кВ |
|---------|----------------------------------------------------------------------------------------------|
| | 6 | 10 | 15 | 20 | 35 | 60 | 110 | 154 | 220 | 330 | 500 | 750 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 1 | 0,21 | 0,33 | 0,48 | 0,64 | 0,69 | 0,86 | 1,08 | 1,24 | 1,35 | 2,01 | 3,05 | 4,58 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 2 | 0,22 | 0,35 | 0,52 | 0,68 | 0,73 | 0,92 | 1,15 | 1,32 | 1,44 | 2,15 | 3,25 | 4,87 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 3 | 0,28 | 0,45 | 0,67 | 0,88 | 0,95 | 1,19 | 1,49 | 1,71 | 1,86 | 2,78 | 4,20 | 6,31 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 4 | 0,31 | 0,51 | 0,75 | 1,00 | 1,07 | 1,34 | 1,68 | 1,93 | 2,10 | 3,14 | 4,75 | 7,13 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 5 | 0,27 | 0,44 | 0,65 | 0,87 | 0,92 | 1,17 | 1,46 | 1,68 | 1,82 | 2,72 | 4,11 | 6,18 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 6 | 0,22 | 0,35 | 0,52 | 0,68 | 0,73 | 0,92 | 1,15 | 1,32 | 1,44 | 2,15 | 3,25 | 4,87 |
|---------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|------|-------|
| 7 | 0,16 | 0,26 | 0,39 | 0,51 | 0,55 | 0,69 | 0,86 | 0,99 | 1,08 | 1,61 | 2,43 | 3,66 |
----------------------------------------------------------------------------------------------------------
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
----------------------------------------------------------------------------
|Число проводов | Суммарное | Расчетный расход электроэнергии на плавку |
| в фазе и | сечение | гололеда, тыс. кВт.ч/км в год, в районе по |
| сечение, | проводов в | гололеду: |
| 2 | 2 |---------------------------------------------|
| мм | фазе, мм | 1 | 2 | 3 | 4 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 4 x 600 | 2400 | 0,171 | 0,236 | 0,300 | 0,360 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 8 x 300 | 2400 | 0,280 | 0,381 | 0,479 | 0,571 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 3 x 500 | 1500 | 0,122 | 0,167 | 0,212 | 0,253 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 5 x 240 | 1200 | 0,164 | 0,223 | 0,280 | 0,336 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 3 x 400 | 1200 | 0,114 | 0,156 | 0,197 | 0,237 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 2 x 400 | 800 | 0,076 | 0,104 | 0,131 | 0,158 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 2 x 300 | 600 | 0,070 | 0,095 | 0,120 | 0,143 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 1 x 330 | 330 | 0,036 | 0,050 | 0,062 | 0,074 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 1 x 300 | 300 | 0,035 | 0,047 | 0,060 | 0,071 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 1 x 240 | 240 | 0,033 | 0,046 | 0,056 | 0,067 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 1 x 185 | 185 | 0,030 | 0,041 | 0,051 | 0,061 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 1 x 150 | 150 | 0,028 | 0,039 | 0,053 | 0,064 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 1 x 120 | 120 | 0,027 | 0,037 | 0,046 | 0,054 |
|---------------|------------|----------|----------|---------|-------------|
| 1 x 95 | 95 | 0,024 | 0,031 | 0,038 | 0,044 |
----------------------------------------------------------------------------
9. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяют
на основе приборов учета, установленных на трансформаторах собственных
нужд (ТСН). При установке прибора учета на шинах 0,4 кВ ТСН потери в
ТСН, рассчитанные в соответствии с данной методикой, должны быть
добавлены к показанию счетчика.
III. Методы расчета потерь, обусловленных погрешностями
системы учета электроэнергии
10. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы
учета электроэнергии, рассчитывают как сумму значений, определенных
для каждой точки учета поступления электроэнергии в сеть и отпуска
электроэнергии из сети по формуле:
Дельта W = - (Дельта + Дельта + Дельта -
уч ТТбета ТН тхэтабета
- Дельта U + Дельта ) W / 100, (31)
ТН сч
где Дельта - токовая погрешность ТТ, %, при коэффициенте
ТТбета
токовой загрузки бета ; Дельта - погрешность ТН по модулю
ТТ ТН
напряжения, %; Дельта - погрешность трансформаторной
тхэтабета
схемы подключения счетчика, %, при коэффициенте токовой загрузки
бета ; Дельта - погрешность счетчика, %; Дельта U - потеря
ТТ сч ТН
напряжения во вторичной цепи ТН, %; W - энергия, зафиксированная
счетчиком за расчетный период.
10.1. Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика
определяют по формуле:
Дельта = 0,0291 (Тхэта - Тхэта ) tg , (32)
тхэтабета Iбета U фи
где Тхэта - угловая погрешность ТТ, мин., при коэффициенте
Iбета
токовой загрузки бета ; Тхэта - угловая погрешность ТН, мин.;
ТТ U
tg - коэффициент реактивной мощности контролируемого присоединения.
фи
10.2. Коэффициент токовой загрузки ТТ за расчетный период
определяют по формуле:
------------
/ 2 1 + 2k
W \/ (1 + tg фи) з
Бета = -------------------- ---------, (33)
ТТ - 3k
T \/3 U I з
ном ном
где U и I - номинальные напряжение и ток первичной обмотки ТТ.
ном ном
10.3. Значения погрешностей в формулах (31) и (32) определяют на
основе данных метрологической поверки. При отсутствии данных о
фактических погрешностях измерительных комплексов допускается
проводить расчет потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями
системы учета электроэнергии, в соответствии с Приложением 3 к
настоящей Методике.
IV. Методы расчета нормативных характеристик
технологических потерь электроэнергии
11. Нормативную характеристику технологических потерь
электроэнергии определяют на основе расчета потерь в базовом периоде
методами, изложенными в разделах II и III настоящей Методики, и
используют для определения норматива потерь на плановый период.
11.1. Нормативная характеристика технологических потерь
электроэнергии имеет вид:
W W
n n i j n
Дельта W = SUM SUM A --------- + SUM B W +
i=1 j=1 ij Д i=1 i i
+ (C + С + С ) x Д + B W , (34)
пост пог с.н уч o
где W - значения показателей (поступления и отпуска электроэнергии),
i(j)
отражаемых в отчетности; n - число показателей;
W - отпуск электроэнергии в сеть; Д - число дней расчетного
o
периода, которому соответствуют задаваемые значения энергии; А, В
и С - коэффициенты, отражающие составляющие потерь: А и B -
ij i
нагрузочные потери, С - условно-постоянные потери, С -
пост пог
потери, зависящие от погодных условий, С - расход
с.н.
электроэнергии на собственные нужды подстанций, В - потери,
уч
обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии.
11.2. Нормативную характеристику нагрузочных потерь
электроэнергии в замкнутых сетях определяют на основе предварительно
рассчитанной характеристики нагрузочных потерь мощности, имеющей вид:
n n n
Дельта P = SUM SUM a P P + SUM b P , (35)
нагр i=1 j=1 ij i j i=1 i i
где Р - значения мощностей, соответствующих показателям, отраженным в
i(j)
формуле (34);
a и b коэффициенты нормативной характеристики потерь мощности.
ij i
11.3. Преобразование коэффициентов характеристики потерь мощности
в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии производят по
формулам:
a
ij 2 3
A = ---- k 10 ; (36)
ij 24 ф
B = b . (37)
i i
11.4. Для составляющих нормативной характеристики, содержащих
2
произведения значений энергии, значение k вычисляют по формуле:
фij
--------------------
2 / 2 2
k = 1 + r /(k - 1) (k - 1), (38)
фij ij V фi фj
где k и k - коэффициенты формы i-го и j-го графиков активной
фi фj
мощности; r - коэффициент корреляции i-го и j-го графиков,
ij
рассчитываемый по данным ОИК. При отсутствии расчетов r
ij
2
принимают k = 1.
фij
11.5. Коэффициент С определяют по формуле:
пост
С = Дельта W / Д, (39)
пост пост
где Дельта W - условно-постоянные потери электроэнергии в базовом
пост
периоде.
11.6. Коэффициент С определяют по формуле:
пог
С = Дельта W / Д, (40)
пог пог
где Дельта W - потери электроэнергии, зависящие от погодных условий,
пост
в базовом периоде.
11.7. Коэффициент С определяют по формуле:
с.н
С = W / Д, (41)
с.н с.н
где Дельта W - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций
с.н
в базовом периоде.
11.8. Коэффициент В определяют по формуле:
уч
В = Дельта W / W , (42)
уч уч o
где Дельта W - потери, обусловленные погрешностями системы учета
уч
электроэнергии, в базовом периоде.
11.9. Нормативная характеристика нагрузочных потерь
электроэнергии в радиальных сетях имеет вид:
2
W
U
Дельта W = А -----, (43)
нагр U Д
где W - отпуск электроэнергии в сеть напряжением U за Д дней;
U
А - коэффициент нормативной характеристики.
U
11.10. Коэффициент А нормативной характеристики (43) определяют по
U
формуле:
Дельта W
нU
A = ----------- Д, (44)
U 2
W
U
где Дельта W - нагрузочные потери электроэнергии в сети напряжением U
нU
в базовом периоде.
11.11. Коэффициенты А и С (С , С и С ) для радиальных
пост пог с.н
сетей 6 - 35 кВ в целом по их значениям, рассчитанным для входящих в
сеть линий (А и С ), определяют по формулам:
i i
W
n i 2
А = SUM A (----) ; (45)
i=1 i W
SUM
n
С = SUM С , (46)
i=1 i
где W - отпуск электроэнергии в i-ю линию; W - то же, в сеть
i SUM
в целом; n - количество линий.
Коэффициенты A и С должны быть рассчитаны для всех линий сети.
i i
Их определение на основе расчета ограниченной выборки линий не
допускается.
11.12. Коэффициент А для сетей 0,38 кВ рассчитывают по формуле
(43), в которую в качестве Дельта W подставляют значение
нU
суммарных нагрузочных потерь во всех линиях 0,38 кВ Дельта
W , рассчитанных по формуле (22) с учетом формулы (26).
н 0,38
Приложение N 1
к Методике расчета
нормативных (технологических)
потерь электроэнергии
в электрических сетях
|
Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА НОРМАТИВНЫХ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ) ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ".