Вход
Купить систему ГАРАНТ
Получить демо-доступ
Узнать стоимость
Информационный банк
Подобрать комплект
Семинары
Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 3 февраля 2005 г. N 21 "Об утверждении методики расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях" (утратил силу)
Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ
от 3 февраля 2005 г. N 21
"Об утверждении методики расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях"
ГАРАНТ:
Приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 13 сентября 2005 г. N 252 настоящий приказ признан утратившим силу
Во исполнение п. 2 Постановления Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109 и п. 3 Постановления Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861, приказываю:
1. Утвердить предлагаемую методику расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях.
2. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра промышленности и энергетики Российской Федерации А.Г. Реуса.
|
Министр |
В.Б. Христенко |
Методика
расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии
в электрических сетях
(утв. приказом Минпромэнерго РФ от 3 февраля 2005 г. N 21)
I. Общие положения
1. Методика предназначена для расчета нормативов технологических потерь электрической энергии в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу электрической энергии по электрическим сетям.
2. Нормативы технологических потерь электроэнергии, рассчитанные по данной методике, применяются при расчете платы за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.
3. Нормативы технологических потерь электроэнергии в планируемом периоде могут рассчитываться:
- на основе данных о схемах, нагрузках сетей и составе работающего оборудования в планируемом периоде методами расчета потерь, установленными настоящей методикой;
- на основе нормативных характеристик технологических потерь, рассчитанных в соответствии с настоящей методикой на основе расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде.
При отсутствии нормативной характеристики допускается определять нормативы потерь в планируемом периоде на основе расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде, изменяя нагрузочные потери пропорционально квадрату отношения отпусков электроэнергии в сеть в планируемом и базовом периодах, а потери холостого хода - пропорционально мощности (количеству) работающего оборудования в планируемом и базовом периодах.
4. Термины и определения
а) Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между электроэнергией, поступившей в сеть, и электроэнергией, отпущенной из сети, определяемая по данным системы учета электроэнергии.
б) Система учета электроэнергии - совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии из сети и включающих в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН), электрические счетчики, соединительные провода и кабели. Измерительные комплексы могут быть объединены в автоматизированную систему учета электроэнергии.
в) Технологические потери электроэнергии - сумма технологических потерь при транспортировке электроэнергии и потерь при реализации электроэнергии.
г) Технологические потери при транспортировке электроэнергии - сумма двух составляющих потерь:
- потерь в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования (технические потери);
- расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.
д) Потери при реализации электроэнергии - сумма потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии, и потерь, обусловленных хищениями электроэнергии, виновники которых не установлены.
Примечание. Потери, обусловленные хищениями электроэнергии, не являются технической характеристикой электрической сети и системы учета электроэнергии и их нормативы в данной методике не рассматриваются.
е) Технические потери - сумма трех составляющих потерь в линиях и оборудовании электрических сетей:
- потерь, зависящих от нагрузки электрической сети (нагрузочные потери);
- потерь, зависящих от состава включенного оборудования (условно-постоянные потери);
- потерь, зависящих от погодных условий.
ж) Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций - расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала.
з) Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии - суммарный небаланс электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы всех измерительных комплексов поступления и отпуска электроэнергии.
и) Норматив технологических потерь электроэнергии - технологические потери электроэнергии (в абсолютных единицах или в процентах установленного показателя), рассчитанные в соответствии с данной методикой при режимах работы, технических параметрах линий, оборудования сетей и системы учета электроэнергии в рассматриваемом периоде.
к) Нормативный метод расчета нагрузочных потерь электроэнергии - метод, использующий при расчете потерь весь объем имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей данного напряжения. При увеличении оснащенности сетей средствами измерения и оперативного контроля режимов рекомендуется применение более точных методов из их перечня, установленного методикой.
л) Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии - зависимость норматива технологических потерь электроэнергии от структурных составляющих поступления и отпуска электроэнергии.
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 x Сумма R x Сумма I x Дельта t , (1)
i=1 i j=1 ij ij
где
n - число элементов сети;
Дельта t - интервал времени, в течение которого токовую нагрузку
ij 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
Дельта W = k k Дельта W Д , (2)
нj л ф.м сут экв j
где
Дельта W - потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со
cyт среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть
W_ср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах,
соответствующей контрольным замерам;
k - коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре
л воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий
напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий
более низких напряжений;
2
к - 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 j-м расчетном интервале,
экв j определяемое по формуле:
N
j 2 2
Д = Сумма W Д / W , (3)
экв j i=1 м i м i м.р
где
W - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Д_м i
м i
W - то же, в расчетном месяце;
м.р
N - число месяцев в j-м расчетном интервале.
j
При расчете потерь электроэнергии за месяц Д_экв j = Д_м i.
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_cyт для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (3) N_j = 12.
Коэффициент к(2)_ф.м определяют по формуле:
Д
2 м 2 2
k = Сумма W /(W Д ), (4)
ф.м i=1 i ср.сут м
где
W - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца;
i
Д - число дней в месяце.
м
При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент к(2)_ф.м определяют по формуле:
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_м = Д_р +
р н.р Д_н.р);
k - отношение значений энергии, потребляемой в средний
w нерабочий и средний рабочий дни k_w = W_н.p/W_p.
5.1.3. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
2
Дельта W = k k Дельта Р Т k , (6)
нj л k cp j ф
где
Дельта Р - потери мощности в сети при средних за расчетный
cp интервал нагрузках узлов;
2
к - коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за
ф расчетный интервал;
k - коэффициент, учитывающий различие конфигураций
k графиков активной и реактивной нагрузки различных
ветвей сети;
T - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.
j
Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяют по формуле:
2 м 2 2
k = Сумма P Дельта t /(P T), (7)
ф i=1 i i cp
где
P - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью
i Дельта t_i, час;
м - число ступеней графика на расчетном интервале;
Р - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.
ср
Коэффициент k_k в формуле (6) принимают равным 0,99. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_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:
2 2 2 2
k = k x k x k , (8)
ф ф.с ф.м ф.N
где
2
к - коэффициент формы суточного графика дня контрольных
ф.с замеров, рассчитанный по формуле (7);
2
к - коэффициент формы графика месячных отпусков электроэнергии
ф.N в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в
расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:
N
2 j 2 2
k = Сумма W /(N х W ), (9)
фN i=1 мi j ср.мес
где
W - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного
мi интервала;
W - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы
cp.мec расчетного интервала.
При расчете потерь за месяц k(2)_ф.N = 1.
При отсутствии графика нагрузки значение k(2)_ф определяют по формуле:
1 + 2k
2 з
k = -------. (10)
ф
3k
з
Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k_з определяют по формуле:
W Т Р
0 max сp
k = ----- = ---- = ----, (11)
з Р Т Т Р
max max
где
W - отпуск электроэнергии в сеть за время Т;
0
Т - число часов использования наибольшей нагрузки сети.
mах
Среднюю нагрузку i-го в# узла определяют по формуле:
W
i
P = ---, (12)
cp i
T
где
W - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т.
i
5.1.4. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
Дельта W = k k Дельта P T тау , (13)
нj л к max j о
где
Дельта Р - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети;
max тау_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:
м 2 2
тау = Сумма P Дельта t /(P T ), (14)
о i=1 i i max j
где
Р - наибольшее значение из m значений Р_i в расчетном
max 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:
тау = тау x тау x тау , (15)
o c м N
где
тау - относительное число часов наибольших потерь мощности,
с рассчитанное по формуле (14) для суточного графика дня
контрольных замеров.
Значения тау_м и тау_N рассчитывают по формулам:
2
Д + k Д
р w н.р
тау = ----------; (16)
м Д
м
N
j 2 2
тау = Сумма W /(N W ), (17)
N i=1 мi j м.p
где
W - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.
м.P
При расчете потерь за месяц тау_N = 1.
При отсутствии графика нагрузки значение тау_о определяют по формуле:
2
k + 2k
3 з
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_п определяют с учетом температуры провода t_п,°С, зависящей от средней за расчетный период температуры окружающего воздуха t_в и плотности тока в проводе j, А/мм2:
2
R = R [1 + 0,004 (t - 20 + 8,3 j кв.корень(F/300))], (19)
п 20 в
где
R - стандартное справочное сопротивление провода сечением F, мм2,
20 при t_п = 20°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:
2
Дельта W = 2,3 F х j L x тау x Д, (20)
пc 0
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 Р Т бета k , (21)
ТТ ТТ ном ТТср ф
где
ДельтаP - потери в ТТ при номинальной нагрузке;
ТТ ном
бета - среднее значение коэффициента токовой загрузки ТТ
ТТср 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:
2 2
W (1 + tg (фи)) L 1 + 2k
0,38 экв з
Дельта W = k x ----------------------- x -------, (22)
н0,38 0,38
F x Д 3k
г з
где
L - эквивалентная длина линии;
экв
tg (фи) - коэффициент реактивной мощности;
k - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок
0,38 по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.
Эквивалентную длину линии определяют по формуле:
L = L + 0,44 L + 0,22 L , (23)
экв м 2-3 1
где
L - длина магистрали;
м
L - длина двухфазных и трехфазных ответвлений;
2-3
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 + 0,61L , (24)
а с м
где
L , L и L - длины алюминиевых, стальных и медных проводов,
a с м соответственно.
Коэффициент k_0,38 определяют по формуле:
2
k = k (9,67 - 3,32d - 1,84d ), (25)
0,38 и р р
где
d - доля энергии, отпускаемой населению;
p
k - коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и равным
и 3 для линии 220/127 В.
При использовании формулы (22) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей L_M сумма, двухфазных и трехфазных ответвлений L_2-3 сумма и однофазных ответвлений L_1 сумма в формулу подставляют средний отпуск электроэнергии в одну линию W_0,38=W_0,38 сумма/N, где W_0,38 сумма - 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
k = 1,25 + 0,14 d . (26)
N p
При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают k_з = 0,3; tg(фи) = 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 Р_х, по формуле:
U
m i 2
Дельта W = Дельта P Сумма T (----), (27)
x x i=1 pi U
ном
где
T - число часов работы оборудования в i-м режиме;
pi
U - напряжение на оборудовании в i-м режиме;
i
U - номинальное напряжение оборудования.
ном
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 P_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:
2
Дельта W = (0,4 + 0,1 бета ) Дельта Р х Т , (28)
ск Q ном р
где
бета - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном
Q периоде;
Дельта Р - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в
ном 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 р
где
Дельта р - удельные потери мощности в соответствии с паспортными
КУ данными КУ;
S - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной
КУ составляющей).
При отсутствии паспортных данных значение Дельта_рку 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.
|
Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазе |
Суммарное сечение проводов в фазе, мм2 |
Потери мощности на корону, кВт/км, при погоде,: |
|||
|
хорошая |
сухой снег |
влажная |
изморозь |
||
|
750-5x240 |
1200 |
3,9 |
15,5 |
55,0 |
115,0 |
|
750-4x600 |
2400 |
4,6 |
17,5 |
65,0 |
130,0 |
|
500-3x400 |
1200 |
2,4 |
9,10 |
30,2 |
79,2 |
|
500-8x300 |
2400 |
0,1 |
0,5 |
1,5 |
4,5 |
|
330-2x400 |
800 |
0,8 |
3,3 |
11,0 |
33,5 |
|
220ст-1х300 |
300 |
0,3 |
1,5 |
5,4 |
16,5 |
|
220ст/2-1x300 |
300 |
0,6 |
2,8 |
10,0 |
30,7 |
|
220жб-1х300 |
300 |
0,4 |
2,0 |
8,1 |
24,5 |
|
220жб/2-1х300 |
300 |
0,8 |
3,7 |
13,3 |
40,9 |
|
220-3x500 |
1500 |
0,02 |
0,05 |
0,27 |
0,98 |
|
154-1x185 |
185 |
0,12 |
0,35 |
1,20 |
4,20 |
|
154/2-1x185 |
185 |
0,17 |
0,51 |
1,74 |
6,12 |
|
110ст-1х120 |
120 |
0,013 |
0,04 |
0,17 |
0,69 |
|
110ст/2-1х120 |
120 |
0,015 |
0,05 |
0,25 |
0,93 |
|
110жб-1х120 |
120 |
0,018 |
0,06 |
0,30 |
1,10 |
|
110жб/2-1х120 |
120 |
0,020 |
0,07 |
0,35 |
1,21 |
Примечания:
1. Вариант 500-8x300 соответствует линии 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220-3x500 - линии 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ.
2. Варианты 220/2-1x300, 154/2-1x185 и 110/2-1x120 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, кВ, число и сечение проводов в фазе |
Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВтч/км в год, в регионе |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
750-5x240 |
193,3 |
176,6 |
163,8 |
144,6 |
130,6 |
115,1 |
153,6 |
|
750-4x600 |
222,5 |
203,9 |
189,8 |
167,2 |
151,0 |
133,2 |
177,3 |
|
500-3x400 |
130,3 |
116,8 |
106,0 |
93,2 |
84,2 |
74,2 |
103,4 |
|
500-8x300 |
6,6 |
5,8 |
5,2 |
4,6 |
4,1 |
3,5 |
5,1 |
|
330-2x400 |
50,1 |
44,3 |
39,9 |
35,2 |
32,1 |
27,5 |
39,8 |
|
220ст-1х300 |
19,4 |
16,8 |
14,8 |
13,3 |
12,2 |
10,4 |
15,3 |
|
220ст/2-1х300 |
36,1 |
31,2 |
27,5 |
24,7 |
22,7 |
19,3 |
28,5 |
|
220жб-1х300 |
28,1 |
24,4 |
21,5 |
19,3 |
17,7 |
15,1 |
22,2 |
|
220жб/2-1х300 |
48,0 |
41,5 |
36,6 |
32,9 |
30,2 |
25,7 |
37,9 |
|
220-3x500 |
1,3 |
1,0 |
1,0 |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
1,0 |
|
154-1x185 |
7,2 |
6,3 |
5,5 |
4,9 |
4,6 |
3,9 |
5,7 |
|
154/2-1x185 |
10,4 |
9,1 |
8,0 |
7,1 |
6,8 |
5,7 |
8,3 |
|
110ст-1х120 |
1,07 |
0,92 |
0,80 |
0,72 |
0,66 |
0,55 |
0,85 |
|
110ст/2-1х120 |
1,42 |
1,22 |
1,07 |
0,96 |
0,88 |
0,73 |
1,13 |
|
110жб-1х120 |
1,71 |
1,46 |
1,28 |
1,15 |
1,06 |
0,88 |
1,36 |
|
110жб/2-1х120 |
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_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:
2
К = 6,88 U - 5,88 U , (30)
U кор 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 погоды |
Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ 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 региона |
Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс. кВтч/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 в фазе и сечение, мм2 |
Суммарное сечение проводов в фазе, мм2 |
Расчетный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс. кВт х ч/км в год, в районе по гололеду: |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
||
|
4x600 |
2400 |
0,171 |
0,236 |
0,300 |
0,360 |
|
8x300 |
2400 |
0,280 |
0,381 |
0,479 |
0,571 |
|
3x500 |
1500 |
0,122 |
0,167 |
0,212 |
0,253 |
|
5x240 |
1200 |
0,164 |
0,223 |
0,280 |
0,336 |
|
3x400 |
1200 |
0,114 |
0,156 |
0,197 |
0,237 |
|
2x400 |
800 |
0,076 |
0,104 |
0,131 |
0,158 |
|
2x300 |
600 |
0,070 |
0,095 |
0,120 |
0,143 |
|
1x330 |
330 |
0,036 |
0,050 |
0,062 |
0,074 |
|
1x300 |
300 |
0,035 |
0,047 |
0,060 |
0,071 |
|
1x240 |
240 |
0,033 |
0,046 |
0,056 |
0,067 |
|
1x185 |
185 |
0,030 |
0,041 |
0,051 |
0,061 |
|
1x150 |
150 |
0,028 |
0,039 |
0,053 |
0,064 |
|
1x120 |
120 |
0,027 |
0,037 |
0,046 |
0,054 |
|
1x95 |
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 - Дельта U + Дельта )W/100, (31)
уч ТТ бета ТН тэта бета ТН сч
где
Дельта - токовая погрешность ТТ, %, при коэффициенте
ТТ бета токовой загрузки бета_ТТ;
Дельта - погрешность ТН по модулю напряжения, %;
ТН
Дельта - погрешность трансформаторной схемы подключения
тэта бета счетчика, %, при коэффициенте токовой загрузки
бета_ТТ;
Дельта - погрешность счетчика, %;
сч
Дельта U - потеря напряжения во вторичной цепи ТН, %;
ТН
W - энергия, зафиксированная счетчиком за расчетный
период.
10.1. Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика определяют по формуле:
Дельта = 0,0291 (тэта - тэта ) tg(фи), (32)
тэта бета I бета U
где
тэта - угловая погрешность ТТ, мин, при коэффициенте токовой
I бета загрузки бета_ТТ;
тэта - угловая погрешность ТН, мин;
U
tg (фи) - коэффициент реактивной мощности контролируемого
присоединения.
10.2. Коэффициент токовой загрузки ТТ за расчетный период определяют по формуле:
2
W кв.корень(1 + tg фи) 1 + 2k
з
бета = ------------------------- -------, (33)
ТТ Т кв.корень(3) U I 3 k
ном ном з
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 = Сумма Сумма А ----- + Сумма В W + (C + C + C ) х Д + В W , (34)
i=1 j=1 ij Д i=1 i i пост пог с.н уч о
где
W - значения показателей (поступления и отпуска
i(j) электроэнергии), отражаемых в отчетности;
n - число показателей;
W - отпуск электроэнергии в сеть;
о
Д - число дней расчетного периода, которому соответствуют
задаваемые значения энергии;
А, В и С - коэффициенты, отражающие составляющие потерь:
А и B - нагрузочные потери,
ij i
С - условно-постоянные потери,
пост
С - потери, зависящие от погодных условий,
пог
С - расход электроэнергии на собственные нужды
c.н. подстанций,
В - потери, обусловленные погрешностями системы учета
уч 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 Р = Сумма Сумма a P P + Сумма b P , (35)
нагр i=1 j=1 ij i j i=1 i i
где
P - значения мощностей, соответствующих показателям,
i(j) отраженным# 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 произведения значений энергии, значение к(2)_фij вычисляют по формуле:
2 2 2
k = 1 + r кв. корень((k - 1) (k - 1)), (38)
фij ij 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 принимают k(2)_ фij = 1.
11.5. Коэффициент С_пост определяют по формуле
С = Дельта W /Д, (39)
пост пост
где
Дельта W - условно-постоянные потери электроэнергии в базовом
пост периоде.
11.6. Коэффициент С_пог определяют по формуле
С = Дельта W /Д , (40)
пог пог
где
Дельта W - потери электроэнергии, зависящие от погодных
пост условий, в базовом периоде.
11.7. Коэффициент С_с.н определяют по формуле
С = W /Д , (41)
c.н c.н
где
Дельта W - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций
с.н в базовом периоде.
11.8. Коэффициент В_уч определяют по формуле
B = Дельта W /W , (42)
уч уч о
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 = A ----, (43)
нагр U Д
где
W - отпуск электроэнергии в сеть напряжением U за Д дней;
U
А - коэффициент нормативной характеристики.
U
11.10. Коэффициент A_U нормативной характеристики (43) определяют по формуле:
Дельта W
н U
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_пост, С_пог и С_с.н) для радиальных сетей 6 - 35 кВ в целом по их значениям, рассчитанным для входящих в сеть линий (А_i и С_i), определяют по формулам:
W
n i 2
A = Сумма A (--------); (45)
i=1 i W
Сумма
n
С = Сумма С , (46)
i=1 i
где
W - отпуск электроэнергии в i-го линию;
i
W - то же, в сеть в целом;
Сумма
n - количество линий.
Коэффициенты A_i и С_i, должны быть рассчитаны для всех линий сети. 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_н U подставляют значение суммарных нагрузочных потерь во всех линиях 0,38 кВ Дельта W_н 0,38, рассчитанных по формуле (22) с учетом формулы (26).
Приложение 1
к Методике расчета нормативных
(технологических) потерь
электроэнергии в электрических сетях
Расчетные потери электроэнергии в оборудовании
1. Таблица П.1. Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах (ШР) и соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС)
|
Вид оборудования |
Удельные потери энергии при напряжении, кВ |
|||||||||||
|
6 |
10 |
15 |
20 |
35 |
60 |
110 |
154 |
220 |
330 |
500 |
750 |
|
|
ШР, тыс.кВт х ч/МВА в год |
84 |
84 |
74 |
65 |
36 |
35 |
32 |
31 |
29 |
26 |
20 |
19 |
|
СППС, тыс.кВт x ч/ подстанцию в год |
1,3 |
1,3 |
1,3 |
1,3 |
3 |
6 |
11 |
18 |
31 |
99 |
415 |
737 |
Примечание. Значения потерь, приведенные в приложении 1, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.
2. Таблица П.2. Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах
|
Вид оборудования |
Потери энергии, тыс. кВт х ч в год, при номинальной мощности СК, МВА |
||||||||
|
5 |
7,5 |
10 |
15 |
30 |
50 |
100 |
160 |
320 |
|
|
СК |
400 |
540 |
675 |
970 |
1570 |
2160 |
3645 |
4725 |
10260 |
Примечание. При мощности СК, отличной от приведенной в табл. П.2, потери определяют с помощью линейной интерполяции.
3. Таблица П.3. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ-связи (УПВЧ)
|
Вид оборудования |
Потери электроэнергии, тыс. кВт х ч/год, при напряжении оборудования, кВ |
|||||||||||
|
6 |
10 |
15 |
20 |
35 |
60 |
110 |
154 |
220 |
330 |
500 |
750 |
|
|
РВ |
0,009 |
0,021 |
0,033 |
0,047 |
0,091 |
0,27 |
0,60 |
1,05 |
1,59 |
3,32 |
4,93 |
4,31 |
|
ОПН |
0,001 |
0,001 |
0,002 |
0,004 |
0,013 |
0,10 |
0,22 |
0,40 |
0,74 |
1,80 |
3,94 |
8,54 |
|
ТТ |
0,06 |
0,1 |
0,15 |
0,2 |
0,4 |
0,6 |
1,1 |
1,5 |
2,2 |
3,3 |
5,0 |
7,5 |
|
ТН |
1,54 |
1,9 |
2,35 |
2,7 |
3,6 |
6,2 |
11,0 |
11,8 |
13,1 |
18,4 |
28,9 |
58,8 |
|
УПВЧ |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,02 |
0,02 |
0,12 |
0,22 |
0,30 |
0,43 |
2,12 |
3,24 |
4,93 |
Примечание 1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы.
Примечание 2. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимают равными 0,05 тыс. кВт х ч/год.
4. Потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ, принимают в соответствии со следующими данными, кВт х ч в год на один счетчик:
|
|
однофазный, индукционный |
- |
18,4; |
|
|
трехфазный, индукционный |
- |
92,0; |
|
|
однофазный, электронный |
- |
21,9; |
|
|
трехфазный, электронный |
- |
73,6. |
5. Таблица П.4. Потери электроэнергии в изоляции кабелей
|
Сечение, мм2 |
Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВтч/км в год, при номинальном напряжении, кВ |
|||||
|
6 |
10 |
20 |
35 |
110 |
220 |
|
|
10 |
0,14 |
0,33 |
- |
- |
- |
- |
|
16 |
0,17 |
0,37 |
- |
- |
- |
- |
|
25 |
0,26 |
0,55 |
1,18 |
- |
- |
- |
|
35 |
0,29 |
0,68 |
1,32 |
- |
- |
- |
|
50 |
0,33 |
0,75 |
1,52 |
- |
- |
- |
|
70 |
0,42 |
0,86 |
1,72 |
4,04 |
- |
- |
|
95 |
0,55 |
0,99 |
1,92 |
4,45 |
- |
- |
|
120 |
0,60 |
1,08 |
2,05 |
4,66 |
26,6 |
- |
|
150 |
0,67 |
1,17 |
2,25 |
5,26 |
27,0 |
|
|
185 |
0,74 |
1,28 |
2,44 |
5,46 |
29,1 |
- |
|
240 |
0,83 |
1,67 |
2,80 |
7,12 |
32,4 |
- |
|
300 |
- |
- |
- |
- |
35,2 |
80,0 |
|
400 |
- |
- |
- |
- |
37,4 |
90,0 |
|
500 |
- |
- |
- |
- |
44,4 |
100,0 |
|
625 |
- |
- |
- |
- |
49,3 |
108,0 |
|
800 |
- |
- |
- |
- |
58,2 |
120,0 |
Приложение 2
к Методике расчета нормативных
(технологических) потерь
электроэнергии в электрических сетях
Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий
|
Номер региона |
Территориальные образования, входящие в регион |
|
1 |
Республика Саха-Якутия, Хабаровский край |
|
Области: Камчатская, Магаданская, Сахалинская. | |
|
2 |
Республики: Карелия, Коми |
|
Области: Архангельская, Калининградская, Мурманская | |
|
3 |
Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская |
|
4 |
Республики: Мари-Эл, Мордовия, Татария, Удмуртия, Чувашская |
|
Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская | |
|
5 |
Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия, Чечня |
|
Края: Краснодарский, Ставропольский | |
|
Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская | |
|
6 |
Республика Башкирия |
|
Области: Курганская, Оренбургская, Челябинская | |
|
7 |
Республики: Бурятия, Хакасия |
|
Края: Алтайский, Красноярский, Приморский | |
|
Области: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская |
Приложение 3
к Методике расчета нормативных
(технологических) потерь
электроэнергии в электрических сетях
Расчет потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии
П.3.1. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, определяют на основе данных о классах точности ТТ - К_ТТ, ТН - К_ТН, счетчиков - К_сч, коэффициентах токовой загрузки ТТ - бета_ТТ и сроках службы счетчиков после последней поверки - Т_пов, лет. Приведенные ниже зависимости средних погрешностей ТТ, ТН и счетчиков применяют только для расчета суммарного недоучета по электрической сети в целом. Эти зависимости не допускается применять для корректировки показаний счетчика в конкретной точке учета.
П.3.2. 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 )W /100, (П.1)
уч i ТТi ТНi сч i i
где
Дельта , Дельта и Дельта - средние погрешности ТТ, ТН и
ТТi ТНi счi счетчика, %, в i-й точке учета;
Wi - энергия, зафиксированная
счетчиком в i-й точке учета за
расчетный период.
П.3.3. Среднюю погрешность ТТ определяют по формулам:
для ТТ с номинальным током I_ном <= 1000 А:
для ТТ с номинальным током I_ном более 1000 А:
625
Дельта = ----- (бета - 1) K . (П.5)
ТТ I ТТ ТТ
ном
П.3.4. Среднюю погрешность ТН (с учетом потерь в соединительных проводах) определяют по формуле:
Дельта = -0,5 К . (П.6)
ТН ТН
П.3.5. Среднюю погрешность индукционного счетчика определяют по формуле:
Дельта = -k T К . (П.7)
сч пов сч
Коэффициент k принимают равным 0,2 для индукционных счетчиков, изготовленных до 2000 г, и 0,1 - для индукционных счетчиков, изготовленных позже этого срока.
При определении нормативного недоучета значение Т_пов не должно превышать нормативного межповерочного интервала.
Для электронного счетчика принимают Дельта_сч = 0.
Откройте актуальную версию документа прямо сейчас
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Методика предназначена для расчета нормативов технологических потерь электрической энергии в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу электрической энергии по электрическим сетям.
Нормативы технологических потерь электроэнергии, рассчитанные по данной методике, применяются при расчете платы за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.
Приводятся методы расчета нормативных (технологических) потерь при транспортировке электроэнергии, методы расчета потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии и методы учета нормативных характеристик технологических потерь электроэнергии.
В приложении указываются расчетные потери электроэнергии в оборудовании, распределение территориальных образований РФ по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий, и расчет потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии.
Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 3 февраля 2005 г. N 21 "Об утверждении методики расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях"
Текст приказа официально опубликован не был
Приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 13 сентября 2005 г. N 252 настоящий приказ признан утратившим силу