Методика расчета нормативов потерь электрической энергии

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика разработана в целях организации работ по расчету, обоснованию и прогнозированию технических потерь электроэнергии и их снижения в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу и распределение электроэнергии.

2. Технические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются как в целом, так и с разбивкой по уровням напряжения:

- на среднем первом напряжении – 35 кВ (СНI);

- на среднем втором напряжении – 1-10 кВ (СНII);

- на низком напряжении – 0,4 кВ и ниже (НН).

Глава 2. Структура технических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

3. Технические потери электроэнергии (ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования. Величина технических потерь электроэнергии при ее распределении по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с настоящей Методикой.

4. Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) – условно-постоянных потерь, и потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки) – условно-переменных (нагрузочных) потерь.

5. Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с приборами учета.

6. Формы обосновывающих материалов заполняются в соответствии с приложением к настоящей Методике для электрической сети, участвующей в процессе передачи и распределении электроэнергии.

Глава 3. Общие принципы прогнозирования технических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

7. Технические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются за базовый (отчетный год, предшествующий текущему году расчета) и на прогнозный период (год, следующий за текущим годом расчета) по фактическим и прогнозным показателям баланса электроэнергии.

8. Технические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на прогнозный период определяются в зависимости от расчетного значения ТПЭ за базовый период, и показателей баланса электроэнергии за базовый и на прогнозный периоды.

9. Технические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянные и условно-переменные (нагрузочные).

10. Условно-постоянные потери электроэнергии на прогнозный период принимаются по результатам их расчетов за базовый период и корректируются в соответствии с изменением состава оборудования на прогнозный период.

11. Нагрузочные потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям соответствующей энергокомпании (ЭК) на прогнозный период определяются по формуле:

∆W_н.П = ∆W_н.Б ∙                                     (1),

В случае принятия на обслуживание сетевого оборудования в прогнозном периоде, неучтенного при расчете нагрузочных потерь базового периода, нагрузочные потери электроэнергии в таком оборудовании на прогнозный период рассчитываются дополнительно. В случае демонтажа сетевого оборудования в прогнозном периоде, учтенного при расчете нагрузочных потерь базового периода, нагрузочные потери в таком оборудовании на прогнозный период исключаются из расчетов.

12. Технические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ЭК по абсолютной величине на прогнозный период (∆W_ТПЭ.П) определяются:

∆W_ТПЭ.П=∆W_у-п.П.+ ∆W_н.П.                                               (2)

13. Относительное значение технических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям определяется в процентах по электрической сети в целом и рассчитывается по формуле:

                                       (3)

где W_OC – поступление электроэнергии в сеть ЭК.

14. Определение технических потерь электроэнергии в электрических сетях ЭК в целом и по уровням напряжения осуществляется в следующем порядке.

1) В базовом периоде:

- определяется на каждом уровне напряжения сети поступление электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);

- определяются условно-постоянные потери электроэнергии в целом и по уровням напряжения;

- определяются нагрузочные потери электроэнергии в целом и по уровням напряжения.

2) В прогнозном периоде:

- определяется на каждом уровне напряжения сети прогнозное значение поступления электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);

- нагрузочные потери электроэнергии по уровням напряжения определяются в соответствии с формулой (1);

- нагрузочные потери электроэнергии в целом определяются как сумма нагрузочных потерь электроэнергии по уровням напряжения;

- условно-постоянные потери электроэнергии принимаются в соответствии с пунктом 10 в целом и по уровням напряжения;

- технические потери электроэнергии определяются в соответствии с формулой (2) в целом и по уровням напряжения.

Глава 4. Представление обосновывающей документации

15. Обосновывающая документация включает: пояснительную записку с обоснованием значений технических потерь электроэнергии, результаты расчета ТПЭ, базу данных программного комплекса, в котором выполнены расчеты ТПЭ.

16. В состав обосновывающих материалов входят данные о балансах и потерях электроэнергии, структуре ТПЭ, объемах оборудования, а также других показателях электрических сетей (приложение к настоящей Методике).

17. Все результаты расчетов ТПЭ должны содержать:

пояснительную записку - в формате текстового редактора (MS Office Word);

базы данных используемого программного обеспечения;

таблицы приложения в формате табличного процессора (MS Office Excel).

18. Программные комплексы по расчету потерь основываются на методах расчета технических потерь, установленных настоящей Методикой.

19. В пояснительной записке указываются сведения об используемой программе расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях (наименование программы, наименование разработчика, номер и год разработки используемой версии, др.)

Глава 5. Методика расчета технических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

§1. Расчет условно-постоянных потерь (не зависящих от нагрузки)

20. Условно-постоянные потери включают:

1) потери на холостой ход силовых трансформаторов;

2) потери в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС);

3) потери в системе учета электроэнергии (трансформаторах тока (ТТ) и трансформаторах напряжения (ТН));

4) потери в батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах;

5) потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;

6) потери в изоляции кабелей;

7) потери от токов утечки по изоляторам ВЛ.

21. Потери электроэнергии холостого хода (ХХ) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода ΔP_х, по формуле:

, кВт∙ч,                                     (4)

Напряжение на трансформаторе определяется измерениями, или расчетом установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.

Допускается для силовых трансформаторов 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. При этом в обосновывающие материалы целесообразно включать официально заверенные в установленном порядке протоколы измерений потерь мощности ХХ.

22. Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций 35 кВ (СППС) составляют 3 тыс. кВт∙ч на ПС в год.

Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств ТП 6-10/0,4 кВ не рассчитываются.

Если при определении технических потерь электроэнергии выполнялись расчеты потерь электроэнергии в шинопроводах подстанций, потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств не рассчитываются.

23. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах (КУ) – батареях статических конденсаторов (БК) и статических тиристорных компенсаторах (СТК) – определяются по формуле:

,  кВт∙ч,                           (5)

При отсутствии паспортных данных оборудования значение ΔР_ку принимается равным: для БК – 0,003 кВт/квар, для СТК – 0,006 кВт/квар.

24. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, измерительных трансформаторах напряжения, принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН)

25. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 2, 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 2. Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ принимаются по данным таблицы 3.

Таблица 3. Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ

26. Потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования или рассчитываются на одну цепь по формуле:

, кВт∙ч,       (6)

где           T - продолжительность расчетного интервала, ч;

     U₁- рабочее напряжение в начале линии, кВ;

     U₂- рабочее напряжение в конце линии, кВ;

     b_c - удельная емкостная проводимость кабеля, мкСм/км;

     tgδ - тангенс угла диэлектрических потерь;

     L_КЛ -длина линии, км.

При отсутствии справочных данных о тангенсе угла диэлектрических потерь он принимается равным:

для кабелей номинальным напряжением до 15 кВ – 0,008;

для кабелей номинальным напряжением до 35 кВ – 0,006.

27. Расход электроэнергии на СН подстанций определяется на основе приборов учета, установленных на высшей стороне трансформаторов собственных нужд (ТСН). При установке прибора учета на низшей стороне ТСН потери электроэнергии в ТСН, рассчитанные в соответствии с настоящей Инструкцией, добавляются к показанию счетчика.

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

§2. Расчет активных сопротивлений линий, шинопроводов, обмоток трансформаторов

28. Активное сопротивление ВЛ определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:

где           r₀²⁰ – удельное активное сопротивление на1 км провода при его температуре 20 °С, Ом/км;

L – длина линии, км;

q – средняя температура провода за базовый  период, °С;

n_Ц– количество параллельных цепей, шт.

В формуле (7) принимается, что при средней загрузке линий ниже экономической плотности тока, температура провода приблизительно равна температуре воздуха.

При отсутствии данных о температуре провода, она принимается равной 20 ⁰С.

29. Активное сопротивление КЛ определяется в соответствии с паспортными данными по формуле:

где           r₀ – удельное активное сопротивление на 1 км кабеля, Ом/км;

L – длина кабеля, км;

n_Ц – количество параллельных цепей, шт.

30. Активное сопротивление шинопровода определяется по формуле:

где           r – удельное сопротивление шинопровода, Ом×мм²/м;

     l – длина шинопровода, м;

     s – сечение шинопровода, мм²;

     k_и, с – температурный коэффициент изменения сопротивления (для меди и алюминия k_и, с = 0,004);

     q – средняя температура за базовый  период, при которой определяют сопротивление шинопровода, °С.

При отсутствии данных о температуре шинопровода, она принимается равной 20 ⁰С.

Если в паспортных данных шинопровода указано значение удельного активного сопротивления на 1 км шинопровода, то активное сопротивление определяется произведением значений удельного активного сопротивления и длины шинопровода.

31. Активное сопротивление двухобмоточного трехфазного трансформатора определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:

где DР_КЗ – потери мощности короткого замыкания, кВт;

U_{B ном} – номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;

S_ном –номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВА.

32. Активные сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формуле:

§3. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии

33. Нагрузочные потери электроэнергии включают в себя потери в:

- воздушных и кабельных линиях;

- трансформаторах;

- шинопроводах.

§4. Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в отдельных элементах электрических сетей

34. Нагрузочные потери электроэнергии в каждом элементе электрических сетей могут быть рассчитаны одним из двух методов в зависимости от информационной обеспеченности (методы представлены в порядке понижения точности получаемых результатов расчета):

1)        оперативных расчетов;

2)        средних нагрузок.

35. Метод оперативных расчетов

Нагрузочные потери электроэнергии в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе за базовый период определяются по формуле:

где           R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом;

I_j – токовая нагрузка ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени Dt_j неизменной, А;

P_j, Q_j – значения активной и реактивной мощности ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени Dt_j неизменными, МВт, Мвар, соответственно;

U_j – значение напряжения на ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принятое на интервале Dt_j неизменным, кВ;

Dt_j - интервал времени, в течение которого нагрузка  элемента сети с сопротивлением Rпринимается неизменной;

36. Метод средних нагрузок

Нагрузочные потери электроэнергии в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе за базовый  период определяются по формуле:

где           ΔP_ср – потери мощности в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе при средних за базовый период нагрузках, кВт, определяются по формуле (23);

k²_ф – квадрат коэффициента формы графика за базовый  период;

k_k – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99);

T – число часов в базовом  периоде, ч.

Коэффициент формы графика определяется по формуле:

где k_з – коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки и (или) коэффициенте реактивной мощности, для сети номинальным напряжением 6(10) кВ и выше допускается k_з = 0,7 и (или) tg φ = 0,620 (соответствует cos φ = 0,85).

Если проводились надлежащим образом оформленные измерения cos φ, используются полученные результаты.

Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:

Где P_ср, Q_ср – средние значения активной и реактивной мощности за базовый период Т, МВт, Мвар;

tg j – коэффициент реактивной мощности;

U_ср – среднее напряжение элемента за базовый период Т, кВ;

I_ср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяется по формуле (27);

R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом.

Средняя нагрузка определяется по формулам:

где           W_T – электроэнергия в узле за базовый  период Т, кВт∙ч.

Средняя нагрузка определяется по формулам (16).

§5. Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в электрической сети в целом

37. Нагрузочные потери электроэнергии в электрической сети в целом за 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 базовый  период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в базовый  период месяцев (расчетных интервалов).

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

, кВт∙ч,                                                                                                     (18)

Токовые нагрузки элементов сети определяются на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов и автоматизированных систем учета электрической энергии.

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

, кВт∙ч,    (19)

 (20)

При расчете потерь электроэнергии за месяц  Д_{экв j} = Д_{м i} .

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

Потери электроэнергии в базовом периоде определяются как сумма потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета ΔW_сут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (33)  Nj = 12.

Коэффициент k²_ф.м  определяется по формуле:

(21)

При отсутствии данных о поступлении электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент k²_ф.м определяется по формуле:

        (22)

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

 ,  кВт∙ч,  (23)

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

,                                           (24)

Коэффициент k_k в формуле (23) принимается равным 0,99. Для сетей 6–10 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и P_ср в формуле (23) 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:

,                                     (25)

   (26)

При расчете потерь за месяц k²_ф.N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение k²_ф определяется по формуле:

.             (27)

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k_з определяется по формуле: 

 ,                           (28)

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки и (или) коэффициенте реактивной мощности, для сети номинальным напряжением 6(10) кВ и выше допускается k_з = 0,7 и (или) tg φ = 0,620 (соответствует cos φ = 0,85).

Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле:

  , кВт,                                     (29)

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

, кВт∙ч,                            (30)

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле:

  ,                                      (31)

Коэффициент k_k в формуле (30) принимается равным 1,03. Для сетей 6–10 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и P_max в формуле (24) 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:

                                                 (32)

Значения τ_м   и  τ_N  рассчитываются по формулам:

 ;      (33)

         (34)

При расчете потерь за месяц  τ_N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение τ_о определяется по формуле:

            (35)

42. 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 оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети и поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

1) Метод оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

Потери электроэнергии в N линиях 0,4 кВ со средним сечением головных участков F_{г ср}, мм², поступлением электроэнергии в линии W_0,4, тыс. кВт∙ч, за период Д, дней, рассчитываются в соответствии с методом оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети (*) по формуле:

, тыс. кВт∙ч, (36)

* П р и м е ч а н и е:

Метод оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети может применяться для расчета потерь электроэнергии в совокупности линий общим количеством не менее суммарного количества линий, отходящих от 150 шт. ТП 6-10/0,4 кВ или более. Для электрических сетей меньшего объема применяется метод поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

Эквивалентная суммарная длина N линий определяется по формуле:

L_экв  = L_м  + 0,44 L_2-3 + 0,22 L₁ , км,                          (37)

* П р и м е ч а н и я:

1. При определении магистрали одной линии 0,4 кВ рассчитывается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6–20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.

2. При определении эквивалентной длины линии в длину ответвления не включаются электрические сети, относящиеся к общедомовому имуществу многоквартирных жилых домов (в том числе внутридомовые электрические сети), а также ответвления к жилым домам, если граница балансовой принадлежности (эксплуатационной ответственности) находится на опоре.

При наличии алюминиевых, стальных и медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (37) подставляют длины линий, определяемые по формуле:

L = L_а  + 4 L_с + 0,6 L_мед ,км,                               (38)

Коэффициент k _0,4 определяют по формуле:

k _0,4= k_u (7,78 – 2,67d_р  – 1,48d_р²)×(1,25+0,14×d_p) , (39)

Коэффициент F_гср определяется по формуле:

,мм²,    (40)

где F_гi – сечение головного участка i-ой линии, мм²;

L_гi – длина головного участка i-ой линии, км.

*П р и м е ч а н и е: Длина головного участка определяется как суммарная протяженность участков сети одинакового сечения от центра питания до первого разветвления электрической сети или до первой подключенной к узлу сети нагрузки.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности, для сетей номинальным напряжением менее 1 кВ допускается принимать k_з = 0,6; tg φ = 0,620 (соответствует cos φ = 0,85).

При отсутствии учета электроэнергии, поступленияемой в линии 0,4 кВ, ее значение определяется, вычитанием из энергии, отпущенной в сеть 6-10 кВ, потерь в оборудовании 6-10 кВ и энергии, отпущенной в трансформаторные подстанции (ТП) 6-10/0,4 кВ, энергии, отпущенной потребителям, подключенным к шинам ТП и линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе потребителей.

2). Метод поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

При необходимости точного расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ и при наличии достаточного количества исходной информации, а также при расчете потерь электроэнергии в отдельных линиях 0,4 кВ рекомендуется использовать методы поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

Расчет потерь электроэнергии выполняется методом средних нагрузок по формуле:

 ,  кВт∙ч,    (41)

где           ΔP_ср - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт;

k²_ф - квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал;

k_k- коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети;

К_нер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам (для однофазного участка сети коэффициент равен 1), определяется по формуле (45);

Т_j - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

В зависимости от исполнения участка для расчета потерь мощности и напряжения в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов используются следующие формулы:

Участок сети с тремя фазами:

Потери мощности на участке сети определяются по формуле:

, кВт,          (42)

где           I_{1Ф ср} - средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А;

R_1Ф - активное сопротивление одной фазы, Ом;

P_{3ф ср}, Q_{3ф ср} - средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в трех фазах, МВт, Мвар;

U_{ф ср} - среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ.

Участок сети с двумя фазами:

Потери мощности определяются по формуле:

, кВт,          (43)

где           I_{1Ф ср} - средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А; 

R_1Ф - активное сопротивление одной фазы, Ом;

P_{2ф ср}, Q_{2ф ср} - средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в двух фазах, МВт, Мвар;

U_{ф ср} - среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ.

Участок сети с одной фазой:

Потери мощности определяются по формуле:

.      (44)

где           I_{1Ф ср} - средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А; 

     R_1Ф - активное сопротивление одной фазы, Ом;

P_{1ф ср}, Q_{1ф ср} - средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в одной фазе, МВт, Мвар;

U_{ф ср} - среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ.

Коэффициент  К_нер определяется по формуле:

К_нер = 3                                         (45)

При отсутствии данных о токовых нагрузках фаз следует принимать:

                 для линий с R_н /R _ф =1             К_нер=1,13;

                 для линий с R_н /R _ф =2             К_нер=1,2.

Формы таблиц, обосновывающих фактические и прогнозные значения технических потерь электроэнергии

Таблица 1. Показатели баланса электроэнергии в целом по электрическим сетям электрокомпании (ЭК)

Таблица 2А. Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в прогнозном году

Таблица 4. Структура технических потерь электроэнергии в базовом году _____

Таблица 4А. Структура технологических потерь электроэнергии в прогнозном году ___________

Таблица 5. Программа снижения потерь электроэнергии

Таблица 6. Сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения в базовом  и прогнозном годах

Таблица 7. Количество и установленная мощность трансформаторов

Таблица 8. Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности

Таблица 9. Протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи и шинопроводов

Наименование ЭК

Обозначения в методике

Содержание