Приложение 1
|
к Инструкции по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям
|
Методика расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям
I. Методы расчета условно-постоянных потерь электроэнергии
Условно-постоянные потери электроэнергии включают:
потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);
потери на корону в воздушных линиях (далее – ВЛ) 110 кВ и выше;
потери в синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах, шунтирующих реакторах (далее – ШР);
потери в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее – СППС);
потери в системе учета электроэнергии (трансформаторах тока (далее – ТТ), трансформаторах напряжения (далее – ТН), счетчиках и соединительных проводах);
потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;
потери в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);
потери в изоляции кабелей;
потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;
расход электроэнергии на собственные нужды подстанций (далее – СН);
расход электроэнергии на плавку гололеда.
2. Потери электроэнергии холостого хода (далее – ХХ) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода, по формуле:
 , кВт.ч, (1)
где
|
Трi
|
-
|
число часов работы трансформатора (автотрансформатора) в i-м режиме, ч;
|
|
ΔPх
|
-
|
потери активной мощности холостого хода трансформатора, кВт;
|
|
Ui
|
-
|
напряжение на высшей стороне трансформатора (автотрансформатора) в i-м режиме, кВ;
|
|
Uном
|
-
|
номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора (автотрансформатора), кВ.
|
Напряжение на трансформаторе (автотрансформаторе) определяется с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.
Допускается для силовых трансформаторов (автотрансформаторов) потери мощности ХХ определять с учетом их технического состояния и срока службы путем измерений этих потерь методами, применяемыми на заводах-изготовителях при установлении паспортных данных трансформаторов (автотрансформаторов). При этом в обосновывающие материалы должны быть включены официально заверенные в установленном порядке протоколы измерений потерь мощности ХХ.
3. Потери электроэнергии в ШР определяются по формуле (1) на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности ΔPр . Допускается определять потери в ШР на основе данных таблицы 1. Потери электроэнергии в сборных шинах распределительных устройств подстанций определяются 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
|
35
|
60
|
110
|
154
|
220
|
330
|
500
|
750-1150
|
ШР, тыс.кВт.ч/МВ·А в год
|
36
|
35
|
32
|
31
|
29
|
26
|
20
|
19
|
СППС, тыс.кВт.ч на ПС в год
|
3
|
6
|
11
|
18
|
31
|
99
|
415
|
737
|
П р и м е ч а н и е - Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.
|
Если при определении нормативных технологических потерь электроэнергии выполнялись расчеты нагрузочных потерь электроэнергии в шинопроводах подстанций, потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств не рассчитываются.
4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (далее – СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:
 , кВт.ч, (2)
где
|
βQ
|
-
|
коэффициент максимальной нагрузки СК в базовом периоде;
|
|
ΔPном
|
-
|
потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными, кВт.
|
Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.
Таблица 2
Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах
Вид оборудо-вания
|
Потери электроэнергии, тыс.кВт.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
|
П р и м е ч а н и я:
1. При мощности СК, отличной от приведенной в таблице, потери электроэнергии определяются с помощью линейной интерполяции.
2. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.
|
5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах – батареях статических конденсаторов (далее – БК) и статических тиристорных компенсаторах (далее – СТК) – определяются по формуле:
 , кВт.ч, (3)
где
|
ΔРКУ
|
-
|
удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ, кВт/квар;
|
|
SКУ
|
-
|
мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей), квар.
|
При отсутствии паспортных данных оборудования значение ΔРКУ принимается 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.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
|
П р и м е ч а н и я
1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы.
2. Потери в трех однофазных ТН принимаются равными потерям в одном трехфазном ТН.
3. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс.кВтч/год на одну фазу.
4. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.
5. Потери электроэнергии в ТТ и ТН включают потери в счетчиках, входящих в состав измерительных комплексов.
|
Потери электроэнергии в электрических счетчиках прямого включения 0,22–0,66 кВ принимаются в соответствии со следующими данными, кВт.ч в год на один счетчик:
однофазный, индукционный – 18,4;
трехфазный, индукционный – 92,0;
однофазный, электронный – 21,9;
трехфазный, электронный – 73,6.
7. Потери электроэнергии на корону определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 4, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100 % и гололед; к периодам влажной погоды – дождь, мокрый снег, туман.
Таблица 4
Удельные потери мощности на корону
Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазе
|
Суммарное сечение проводов в фазе, мм2
|
Удельные потери мощности на корону, кВт/км,
при видах погоды
|
хорошая
|
сухой снег
|
влажная
|
изморозь
|
750-5х240
|
1200
|
3,9
|
15,5
|
55,0
|
115,0
|
750-4х600
|
2400
|
4,6
|
17,5
|
65,0
|
130,0
|
500-3х400
|
1200
|
2,4
|
9,1
|
30,2
|
79,2
|
330-2х400
|
800
|
0,8
|
3,3
|
11,0
|
33,5
|
220ст-1х300
|
300
|
0,3
|
1,5
|
5,4
|
16,5
|
220ст/2-1х300
|
300
|
0,3
|
1,4
|
5,0
|
15,4
|
220жб-1х300
|
300
|
0,4
|
2,0
|
8,1
|
24,5
|
220жб/2-1х300
|
300
|
0,4
|
1,8
|
6,7
|
20,5
|
154-1х185
|
185
|
0,12
|
0,35
|
1,20
|
4,20
|
154/2-1х185
|
185
|
0,09
|
0,26
|
0,87
|
3,06
|
110ст-1х120
|
120
|
0,013
|
0,04
|
0,17
|
0,69
|
110ст/2-1х120
|
120
|
0,008
|
0,025
|
0,13
|
0,47
|
110жб-1х120
|
120
|
0,018
|
0,06
|
0,30
|
1,10
|
110жб/2-1х120
|
120
|
0,01
|
0,035
|
0,17
|
0,61
|
П р и м е ч а н и я
1. Варианты 220/2-1х300, 154/2-1х185 и 110/2-1х120 соответствуют двухцепным ВЛ. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.
2. Индексы «ст» и «жб» обозначают стальные и железобетонные опоры.
3. Для линий на деревянных опорах применяют данные, приведенные в таблице для линий на стальных опорах.
|
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 субъектов Российской Федерации по регионам 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.ч/км в год, в регионе
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
750-5х240
|
193,3
|
176,6
|
163,8
|
144,6
|
130,6
|
115,1
|
153,6
|
750-4х600
|
222,5
|
203,9
|
189,8
|
167,2
|
151,0
|
133,2
|
177,3
|
500-3х400
|
130,3
|
116,8
|
106,0
|
93,2
|
84,2
|
74,2
|
103,4
|
330-2х400
|
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
|
18,0
|
15,6
|
13,8
|
12,4
|
11,8
|
9,7
|
14,3
|
220жб-1х300
|
28,1
|
24,4
|
21,5
|
19,3
|
17,7
|
15,1
|
22,2
|
220жб/2-1х300
|
24,0
|
20,7
|
18,3
|
16,5
|
15,1
|
12,9
|
19,0
|
154-1х185
|
7,2
|
6,3
|
5,5
|
4,9
|
4,6
|
3,9
|
5,7
|
154/2-1х185
|
5,2
|
4,6
|
4,0
|
3,6
|
3,4
|
2,9
|
4,2
|
110ст-1х120
|
1,07
|
0,92
|
0,80
|
0,72
|
0,66
|
0,55
|
0,85
|
110ст/2-1х120
|
0,71
|
0,61
|
0,54
|
0,48
|
0,44
|
0,37
|
0,57
|
110жб-1х120
|
1,71
|
1,46
|
1,28
|
1,15
|
1,06
|
0,88
|
1,36
|
110жб/2-1х120
|
0,93
|
0,8
|
0,7
|
0,63
|
0,57
|
0,48
|
0,74
|
П р и м е ч а н и я
1. Значения потерь, приведенные в таблицах 4 и 5, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.
2. Для линий на деревянных опорах применяют данные, приведенные в таблице для линий на стальных опорах.
|
При расчете потерь электроэнергии на корону на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в таблицах 4 и 5, значения таблиц 4 и 5, умножаются на отношение Fт/Fф , где Fт – суммарное сечение проводов фазы, приведенное в таблицах 4 и 5; Fф – фактическое сечение проводов линии.
Таблица 6
Распределение субъектов Российской Федерации по регионам
№ региона
|
Территориальные образования, входящие в регион
|
1
|
Республика Саха (Якутия), Хабаровский край, Камчатский край,
Магаданская область, Сахалинская область
|
2
|
Республики: Карелия, Коми
Области: Архангельская, Калининградская, Мурманская
|
3
|
Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская
|
4
|
Республики: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, Чувашская
Пермский край
Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, 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 умножением данных, приведенных в таблицах 4 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле:
KU кор= 6,88 U2отн – 5,88 Uотн , о.е., (4)
где
|
Uотн
|
-
|
отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.
|
В случае отрицательного значения коэффициента, определяемого по формуле (4), (при низких рабочих напряжениях) значение коэффициента принимается равным нулю.
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 объединяются 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
|
Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км,
на ВЛ напряжением, кВ
|
6
|
10
|
15
|
20
|
35
|
110
|
154
|
220
|
330
|
500
|
750-1150
|
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
|
Удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ,
тыс.кВт.ч/км в год, при напряжении, кВ
|
6
|
10
|
15
|
20
|
35
|
110
|
154
|
220
|
330
|
500
|
750-1150
|
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
|
П р и м е ч а н и е - Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.
|
9. Расход электроэнергии на плавку гололеда определяется на основе показаний 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
|
Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс.кВт.ч/км в год, в районе по гололеду
|
1
|
2
|
3
|
4
|
4х600
|
2400
|
0,171
|
0,236
|
0,300
|
0,360
|
8х300
|
2400
|
0,280
|
0,381
|
0,479
|
0,571
|
3х500
|
1500
|
0,122
|
0,167
|
0,212
|
0,253
|
5х240
|
1200
|
0,164
|
0,223
|
0,280
|
0,336
|
3х400
|
1200
|
0,114
|
0,156
|
0,197
|
0,237
|
2х400
|
800
|
0,076
|
0,104
|
0,131
|
0,158
|
2х300
|
600
|
0,070
|
0,095
|
0,120
|
0,143
|
1х330
|
330
|
0,036
|
0,050
|
0,062
|
0,074
|
1х300
|
300
|
0,035
|
0,047
|
0,060
|
0,071
|
1х240
|
240
|
0,033
|
0,046
|
0,056
|
0,067
|
1х185
|
185
|
0,030
|
0,041
|
0,051
|
0,061
|
1х150
|
150
|
0,028
|
0,039
|
0,053
|
0,064
|
1х120
|
120
|
0,027
|
0,037
|
0,046
|
0,054
|
1х95 и менее
|
95
|
0,024
|
0,031
|
0,038
|
0,044
|
П р и м е ч а н и я:
1. Удельный расход приведен в расчете на три фазы.
2. Значения расхода, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете расхода в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.
|
10. Потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей на одну цепь определяются по формуле (5)
 , кВт.ч, (5)
где
|
T
|
-
|
продолжительность расчетного интервала, ч;
|
|
U1
|
-
|
рабочее напряжение в начале линии, кВ;
|
|
U2
|
-
|
рабочее напряжение в конце линии, кВ;
|
|
bc
|
-
|
удельная емкостная проводимость кабеля, мкСм/км;
|
|
tgδ
|
-
|
тангенс угла диэлектрических потерь, о.е.;
|
|
LКЛ
|
-
|
длина линии, км.
|
При отсутствии справочных данных о тангенсе угла диэлектрических потерь он принимается равным 0,003.
11. Расход электроэнергии СН подстанций определяется на основе показаний приборов учета, установленных на высшей стороне трансформаторов собственных нужд (далее - ТСН). При установке прибора учета на низшей стороне ТСН потери электроэнергии в ТСН, рассчитанные в соответствии с настоящей Инструкцией, добавляются к показанию счетчика. Номенклатура токоприемников СН подстанций представлена в Приложении 2 к настоящей Инструкции.
В случае отсутствия приборов учета электроэнергии на СН подстанций расход электроэнергии определяется по результатам энергетического обследования. Результаты энергетического обследования должны быть представлены в составе обосновывающих документов.
|
