Приложение N 1. Методика расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде

Приложение N 1
к Порядку расчета и обоснования
нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее
передаче по электрическим сетям

Методика расчета
нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде

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

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 Дельта P_x, по формуле:

                                      U    2

                            m          i

     Дельта W = Дельта P  Cумма Т  (------) ,                         (1)

             x          x  i=1   pi  U

                                      ном

где T    - число часов работы оборудования в i-м режиме;

     рi

    U    - напряжение на оборудовании в i-м режиме;

     i

    U    - номинальное напряжение оборудования.

     ном

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 ДельтаP_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)

Вид оборудования	Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ
	6	10	15	20	35	60	110	154	220	330	500	750
ШР, тыс. кВт х ч/МВ х А в год	84	84	74	65	36	35	32	31	29	26	20	19
СППС, тыс. кВт х ч на ПС в год	1,3	1,3	1,3	1,3	3	6	11	18	31	99	415	737
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

           Дельта W  = (0,4 + 0,1 бета ) Дельта P   х Т ,             (2)

                   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 таблицы 2.

Таблица 2

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

Вид оборудования	Потери электроэнергии, тыс. кВт х ч в год, при номинальной мощности СК, MB х А
	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 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:

        Дельта W  = Дельта р   S   Т ,                                (3)

                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 P_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)

Класс напряжения, кВ	Потери электроэнергии, тыс.кВт x ч в год по видам оборудования
	РВ	ОПН	ТТ	ТН	УПВЧ
6	0,009	0,001	0,06	1,54	0,01
10	0,021	0,001	0,1	1,9	0,01
15	0,033	0,002	0,15	2,35	0,01
20	0,047	0,004	0,2	2,7	0,02
35	0,091	0,013	0,4	3,6	0,02
110	0,60	0,22	1,1	11,0	0,22
154	1,05	0,40	1,5	11,8	0,30
220	1,59	0,74	2,2	13,1	0,43
330	3,32	1,80	3,3	18,4	2,12
500	4,93	3,94	5,0	28,9	3,24
750	4,31	8,54	7,5	58,8	4,93
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 x ч/год.

Потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22-0,66 кВ принимаются в соответствии со следующими данными, кВт x 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

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	9,1	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-1x300	300	0,3	1,5	5,4	16,5
220ст/2-1х300	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/2-1x120	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 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

Напряжение ВЛ, кВ, число и сечение проводов в фазе	Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт х ч/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-1x300	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/2-1x300	48,0	41,5	36,6	32,9	30,2	25,7	37,9
220-3x500	1,3	1,1	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/2-1x120	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/2-1x120	1,85	1,59	1,39	1,25	1,14	0,95	1,47
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

N 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: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, 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-Алания, Чеченская Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская
6	Республика Башкортостан Области: Курганская, Оренбургская, Челябинская
7	Республики: Бурятия, Хакасия, Алтай Края: Алтайский, Красноярский, Приморский Области: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская

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

                    2

       К    = 6,88 U   - 5,88 U   ,                                   (4)

        Uкор        отн        отн

где U    - отношение  рабочего   напряжения   линии  к  его  номинальному

     отн   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

Группа погоды	Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ
	6	10	15	20	35	110	154	220	330	500	750
1	0,011	0,017	0,025	0,033	0,035	0,055	0,063	0,069	0,103	0,156	0,235
2	0,094	0,153	0,227	0,302	0,324	0,510	0,587	0,637	0,953	1,440	2,160
3	0,154	0,255	0,376	0,507	0,543	0,850	0,978	1,061	1,587	2,400	3,600

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

Номер региона	Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс. кВт х ч/км в год, при напряжении, кВ
	6	10	15	20	35	110	154	220	330	500	750
1	0,21	0,33	0,48	0,64	0,69	1,08	1,24	1,35	2,01	3,05	4,58
2	0,22	0,35	0,52	0,68	0,73	1,15	1,32	1,44	2,15	3,25	4,87
3	0,28	0,45	0,67	0,88	0,95	1,49	1,71	1,86	2,78	4,20	6,31
4	0,31	0,51	0,75	1,00	1,07	1,68	1,93	2,10	3,14	4,75	7,13
5	0,27	0,44	0,65	0,87	0,92	1,46	1,68	1,82	2,72	4,11	6,18
6	0,22	0,35	0,52	0,68	0,73	1,15	1,32	1,44	2,15	3,25	4,87
7	0,16	0,26	0,39	0,51	0,55	0,86	0,99	1,08	1,61	2,43	3,66

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

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

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

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

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 х ч/кВ х А) определяется по результатам энергетического обследования.

II. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии

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:

                         n         m    2

        Дельта W = 3 х Сумма R x Сумма I  x Дельта t  ,               (5)

                        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 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:

                            2

           Дельта W   = k  k   Дельта W   Д     ,                     (6)

                   нj    л  ф.м        сут экв j

где Дельта W    - потери электроэнергии  за сутки  расчетного  месяца  со

            сут   среднесуточным  отпуском электроэнергии в сеть W_ср.сут

                  и конфигурацией     графиков    нагрузки    в    узлах,

                  соответствующей контрольным замерам;

    k           - коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре ВЛ и

     л            принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ  и

                  выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений;

     2

    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 j-м   расчетном  интервале,

     экв j        определяемое по формуле:

                  N

                   j    2       2

         Д     = Сумма W   Д  /W   ,                                (7)

          эквj    i=1   мi  мi  м.р

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

     мi

    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_мi.

Потери электроэнергии за расчетные сутки Дельта W_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 Дельта W_сут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (7) N_j = 12.

Коэффициент k_(2)ф.м определяется по формуле:

               Д

         2      м    2   2

        k   = Сумма W /(W       Д ),                                  (8)

         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 k(2) ф.м определяется по формуле:

                      2

                (Д + k  Д   ) Д

          2       р   w  н.р   м

         k   = ------------------,                                    (9)

          ф.м                2

                 (Д + k Д   )

                   р   w н.р

где Д , Д    - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Д_м = Д_р + Д_н.р);

     р   н.р

    k        - отношение  значений   энергии,   потребляемой   в  средний

     w         нерабочий и средний рабочий дни k_w = W_н.р /W_р.

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

                                       2

        Дельта W   = k k  Дельта P  Т k ,                            (10)

                н.j   л к         ср j ф

где Дельта Р   - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал

            ср   нагрузках узлов;

      2

     k         - коэффициент   формы  графика  суммарной нагрузки сети за

      ф          расчетный интервал;

     k         - коэффициент, учитывающий различие конфигураций  графиков

      к          активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети;

     Т         - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

      j

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

            2    m    2             2

           k = Сумма P  Дельта t /(P  Т),                            (11)

            ф   i=1   i         i   ср

где P   - значение  нагрузки  на i-й ступени  графика  продолжительностью

     i    Дельта t_i час;

    m   - число ступеней графика на расчетном интервале;

    Р   - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.

     ср

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:

       2   2     2      2

      k = k   x k    x k   ,                                         (12)

       ф   ф.с   ф.м    ф.N

     2

где k   - коэффициент формы суточного графика  дня  контрольных  замеров,

     ф.с  рассчитанный по формуле (11);

     2

    k   - коэффициент  формы  графика месячных отпусков электроэнергии  в

     ф.N  сеть   (график  с  числом значений,  равным  числу  месяцев   в

          расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:

             N

        2     j    2        2

       k  = Cумма W  /(N x W      ),                                 (13)

        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

     ср.мес   расчетного интервала.

При расчете потерь за месяц k(2)_ф.N=1.

При отсутствии графика нагрузки значение k(2)_ф определяется по формуле:

              1 + 2k

         2          з

        k  = ---------.                                              (14)

         ф     3 k

                  з

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k_з определяется по формуле:

                W       T        P

                 о       max      ср

         k = ------- = ------ = ------,                              (15)

          З  P    T      T       P

              max                 max

где W    - отпуск электроэнергии в сеть за время Т;

     о

    Т    - число часов использования наибольшей нагрузки сети.

     max

Средняя нагрузка i-го в узла определяется по формуле:

                     W

                      i

             P   = -----,                                            (16)

              срi    T

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

     i

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

          Дельта W   = k k  Дельта P    T тау ,                      (17)

                  н.j   л k         max  j   о

где Дельта Р    - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети;

            max

    тау         - относительное  число часов  наибольших потерь мощности,

       о          определенное  по графику  суммарной  нагрузки  сети  за

                  расчетный интервал.

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле:

                 m    2            2

         тау = Cумма P Дельта t /(P   T ),                           (18)

            о   i=1   i        i   max j

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

     max

Коэффициент k_k в формуле (17) принимается равным 1,03. Для сетей 6-20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и Р_max 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:

            тау = тау х тау х тау                                    (19)

               о     с     м     N

где тау  - относительное  число  часов   наибольших    потерь   мощности,

       c   рассчитанное   по   формуле (18)  для   суточного графика  дня

           контрольных замеров.

Значения тау_м и тау_N рассчитывается по формулам:

                      2

                Д  + k  Д

                 р    w  н.р

         тау = --------------;                                       (20)

            м        Д

                      м

                N

                 j   2      2

        тау = Cумма W  /(N W   ),                                    (21)

           N   i=1   мi   j м.р

где W    - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.

     м.р

При расчете потерь за месяц тау_N =1.

При отсутствии графика нагрузки значение тау_о определяется по формуле:

                       2

                 k + 2k

                  3    3

          тау = ---------.                                           (22)

             о      3

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 напряжении#;

- 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 Fг, 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:

                           2          2

                          W    (1 + tg фи)L        1 + 2k

                           0,38            экв           з

   Дельта W     = k    х ---------------------- х ---------,         (23)

           н0,38   0,38        F х Д                 3 k

                                г                       3

где L     - эквивалентная длина линии;

     экв

    tg фи - коэффициент реактивной мощности;

    k     - коэффициент,  учитывающий  характер распределения нагрузок по

     0,38   длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.

Эквивалентная длина линии определяется по формуле:

       L   = L  + 0,44 L    + 0,22 L   ,                             (24)

        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, 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:

          L = L  + 4 L  + 0,6 L  ,                                   (25)

               а      с        м

где L , L , L  - длины   алюминиевых,   стальных   и   медных   проводов,

     а   с  м    соответственно.

Коэффициент k _0,38 определяют по формуле:

     k    = k (9,67 - 3,32d  - 1,84d  ),                             (26)

      0,38   u             р        р2

где d  - доля энергии, отпускаемой населению;

     p

    k  - коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и равным 3

     u   для линии 220/127 В.

При использовании формулы (23) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей Сумма L_м, двухфазных и трехфазных ответвлений Сумма L_2-3 и однофазных ответвлений Сумма_L_1 в формулу подставляется средний отпуск электроэнергии в одну линию:

                W    = Cумма W    /N,                                (27)

                 0,38         0,38

где Cумма W     - суммарный отпуск энергии в N линий,  и  среднее сечение

           0,38   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:

               k  = 1,25 + 0,14 d                                   (28)

                N                p

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимается k_3 = 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 (Дельта U_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:

                                          тау

           Дельта W = 0,7 К    Дельта U -------,                     (29)

                   %       нер           Т

                                          макс

где Дельта U - потеря напряжения в максимум нагрузки сети  от  шин ТП  до

               наиболее электрически удаленного электроприемника, %;

    К        - коэффициент,  учитывающий   неравномерность  распределения

     нер       нагрузок по фазам.

Если измеренные уровни фазных напряжений на шинах ТП различны, то при определении Дельта U 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:

                     2    2    2

                   Iа + Iв + Iс               Rн         Rн

          К   = 3 --------------- х (1 + 1,5 ---- - 1,5 ----,        (30)

           нер                  2             Rф         Rф

                  (Iа + Iв + Iс)

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

    R /R       - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов.

     н  ф

При отсутствии данных о токовых нагрузках следует принимать:

     для линий с R /R = 1          К   = 1,13;

                  н  ф              нер

     для линий с R /R = 2          К   = 1,2.

                  н  ф              нер

Отношение тау/Т_макс принимают в соответствии со следующими данными:

T макс Ч	2000	3000	4000	5000	6000
тау/Т_макс	0,46	0,52	0,6	0,72	0,77

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

                                    K             i

                                  Cумма x Дельта W х I

                                   i=1            %   i

                Дельта W       = ----------------------,             (31)

                        %Cумма           К

                                       Cумма I

                                        i=1   i

             i

где Дельта W   - относительные  потери    электроэнергии   в i-й   линии,

            %    определенные по формуле (29);

     I         - максимальная нагрузка головного участка i-й линии.

      i

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 напряжении# 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.

III. Порядок расчета потерь, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии

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.

                           n         2    2    m         2  2

дельта      = кв.корень (Cумма дельта  x d + Cумма дельта  d  +

      погр.Б              i=1        i    i   j=1        j  j

                2               2

          дельта          дельта

                3     2         1      2

       + --------- x d + ---------- x d ),                           (32)

            k         3      k         1

             3                1

где дельта (дельта )- погрешность    измерительного  канала   поступившей

          i       j  (отпущенной) активной электроэнергии по ЭСО;

    d  (d )         - доля   поступившей      (отпущенной)       активной

     i   j            электроэнергии от поступления в целом по ЭСО;

    n               - количество   точек  учета,  фиксирующих поступление

                      электроэнергии;

    m               - количество  точек   учета,   фиксирующих     отпуск

                      электроэнергии крупным потребителям;

    k               - количество точек учета 3 фазных потребителей;

     3

    k               - количество точек учета 1 фазных потребителей;

     1

    d               - суммарная доля потребления электроэнергии 3 фазными

     3                потребителями  (за  минусом, учтенных  в  "m")   от

                      суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО;

    d               - суммарная доля потребления электроэнергии 1 фазными

     1                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:

                            дельта      х W

                                  погр.Б   пост.Б

           Дельта W      = -----------------------,                  (33)

                   погр.Б            100

где W       - поступление электроэнергии в сеть в целом по ЭСО за базовый

     пост.Б   период.

Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле:

                                 2         2         2         2

 дельта = +-1,1 кв.корень (дельта  + дельта  + дельта  + дельта ),   (34)

                                 сч        тт        тн        л

где дельта  , дельта  , дельта  - основные     допустимые     погрешности

          сч        тт        тн  счетчиков,    трансформаторов     тока,

                                  трансформаторов    напряжения       при

                                  нормальных   условиях  (принимаются  по

                                  значению классов точности), %;

     дельта                     - предел  допустимых потерь напряжения  в

           л

                                  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.