Железко Ю.С. Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций

Подождите немного. Документ загружается.

мероприятий по снижению потерь в объеме, согласованном с контролирующей

организацией.

Примечание. Текущий норматив рассматривается как целевая установка на

предстоящий год, определенная по прогнозным данным на конец этого периода.

2.24. Характеристика потерь электроэнергии – зависимость потерь электроэнергии

при существующих схемах и режимах работы электрических сетей от факторов, отражаемых

в официальной отчетности.

2.25. Нормативная характеристика потерь электроэнергии – зависимость

приемлемого уровня потерь электроэнергии (учитывающего эффект от МСП, проведение

которых согласовано с организацией, утверждающей норматив потерь) от факторов,

отражаемых в официальной отчетности.

2.26. Официальная отчетность - формы отчетности, установленные Госкомстатом РФ

или вышестоящими организациями.

Примечание: К официальной отчетности, используемой при расчете норматива потерь

электроэнергии, относятся:

- форма 46-ЭС «Полезный отпуск электрической и тепловой энергии»;

- форма 5-энерго «Основные технико-экономические показатели»;

- форма 7-энерго «Структура баланса электроэнергии по АО-энерго»;

- форма 20-энерго «Распределение мощности электрооборудования»;

- сводный акт получения и отпуска электроэнергии на ФОРЭМ по точкам учета АСКУЭ.

3. Допустимые и нормативные небалансы электроэнергии.

3.1. В соответствии с определениями ДНЭ и ННЭ (п.п. 2.12 и 2.13) их значения

определяются соответственно допустимыми и нормативными инструментальными

погрешностями системы учета электроэнергии на объекте, погрешностью метода расчета

технических потерь, допустимого для данного объекта, и допустимым уровнем

коммерческих потерь.

При определении ДНЭ (ННЭ) должны учитываться систематические и случайные

составляющие перечисленных погрешностей.

3.2. Систематическую составляющую ДНЭ (ННЭ) в абсолютных единицах определяют

по формуле [1,2]

комд

НЭ

WWWW

1 1

100100











 

 

, (3.1)

где Δ

и Δ

– допустимые (нормативные) систематические погрешности, %,

измерительных комплексов (инструментальные погрешности), фиксирующих

соответственно отпуск W

и поступление W

энергии, взятые с обратным знаком (допустимая

отрицательная инструментальная погрешность соответствует положительному

допустимому небалансу); m – число точек учета отпуска энергии; n – то же, поступления

энергии; W

д.ком

– допустимые для данного объекта коммерческие потери.

Примечание 1. Для объектов, не производящих отпуск электроэнергии из сетей 0,4 кВ,

допустимые коммерческие потери принимают равными нулю. Рекомендуемый способ

определения допустимых коммерческих потерь для объектов, производящих отпуск

электроэнергии из сетей 0,4 кВ, изложен в п. 4.4.

Примечание 2. Выражение (3.1) без последнего слагаемого представляет собой

систематическую составляющую инструментальной погрешности системы учета

электроэнергии на объекте (среднее значение недоучета).

Пояснение 1. В практике расчетов технических потерь систематическую погрешность

метода расчета технических потерь обычно учитывают в виде поправочных

коэффициентов непосредственно в формулах расчета потерь (см. статью [2]), поэтому в

формуле (3.1) она не фигурирует.

Пояснение 2. Расчет небалансов проще и нагляднее делать в абсолютных единицах –

нет необходимости вначале определять доли электроэнергии, отпущенной по каждой

точке учета, от суммарного отпуска, а затем подставлять их в формулу для расчета

небаланса в процентах, как это принимается по традиции в нормативных документах .

Отнести впоследствии абсолютные единицы к любой величине для расчета процента не

представляет сложности.

3.3 Случайную составляющую ДНЭ (ННЭ) в абсолютных единицах определяют по

формуле

100100

95,0



































НЭ

WWW





(3.2)

где δ

- допустимая (нормативная) случайная погрешность i-го измерительного

комплекса, %; δ

-случайная погрешность метода расчета технических потерь, %,

соответствующая уровню доверительной вероятности 0,95; W

– расчетное значение

технических потерь.

Примечание. Первое слагаемое под корнем формулы (3.2) представляет собой

случайную составляющую инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на

объекте.

Пояснение1. В отличие от формулы (3.1) в формуле (3.2) присутствует погрешность

расчета технических потерь (которая плюс-минус), но отсутствует составляющая,

связанная с допустимыми коммерческими потерями, так как последние выражаются одним

числом.

Пояснение 2. В метрологии считается, что распределение фактических погрешностей

измерительных приборов одного и того же типа подчиняется закону равномерной

плотности, а не нормальному закону. В связи с этим доверительной вероятности 0,95

соответствуют значения, отстоящие от границ интервала распределения на 2,5 % с обеих

сторон, что соответствует коэффициенту 0,975. Коэффициент 0,95 в (3.2) представляет

собой квадрат значения 0,975, а не значение доверительной вероятности 0,95.

3.4. Допустимую (нормативную) систематическую составляющую инструментальной

погрешности измерительного комплекса определяют по формуле [1], %,

Δ = 2,1 Δ

ТТ

+ 1,7 Δ

ТН

+ Δ

сч

- 0,5 ΔU

ТН

, (3.3)

где Δ

ТТ

– допустимая (нормативная) систематическая составляющая погрешности,

вносимой измерительным трансформатором тока (ТТ), %; Δ

ТН

– то же, трансформатором

напряжения (ТН), %; Δ

сч

– то же, прибором учета, %; ΔU

ТН

– допустимая потеря напряжения

во вторичной цепи ТН, %.

Пояснение. Коэффициенты 2,1 и 1,7 учитывают увеличение погрешности измерения

активных составляющих тока и напряжения за счет угловых погрешностей ТТ и ТН при

типовом значении коэффициента реактивной мощности нагрузки контролируемого

присоединения, равном 0,85 [1]. Коэффициент 0,5 перед величиной



ТН

обусловлен

допущением, что при неизвестных значениях потерь напряжения во вторичных цепях ТН в

точках учета можно считать, что они распределены равномерно в диапазоне от нуля до

допустимого по ПУЭ значения



ТН

. В этом случае среднее значение потерь напряжения,

равное 0,5



ТН

представляет собой систематическую погрешность, а случайная

погрешность равна



0,5



ТН

3.5. Допустимую (нормативную) случайную составляющую погрешности

измерительного комплекса определяют по формуле, %,

25,05,12,21,1

ТНсчТНТТ

U



, (3.4)

где

счТНТТ



- допустимые (нормативные) значения случайных составляющих

погрешностей ТТ, ТН, и счетчика, %; 1,1 – коэффициент, учитывающий особенности

метрологической поверки приборов с помощью эталонных устройств, имеющих свои

погрешности, и другие причины.

Пояснение. Коэффициенты 2,2 и 1,5 учитывают увеличение погрешности измерения

активных составляющих тока и напряжения за счет угловых погрешностей ТТ и ТН при

типовом значении коэффициента реактивной мощности нагрузки контролируемого

присоединения, равном 0,85 [1]. Коэффициент 0,25 перед величиной



ТН

представляет

собой квадрат значения 0,5.

3.6. Значения Δ

ТТ

и δ

ТТ

определяют по табл. 3.1 в зависимости от средней загрузки

первичной цепи ТТ – β

ТТ

и класса точности ТТ - К

ТТ

. Допустимые значения Δ

ТТ

и δ

ТТ

определяют при фактическом значении β

ТТ

. Нормативные значения Δ

ТТ

и δ

ТТ

определяют

при значении β

ТТ

= 0,8 k

, где k

– коэффициент заполнения графика нагрузки

контролируемого присоединения за рассматриваемый период времени (относительное число

часов использования максимума нагрузки: k

= T

макс.

/T).

Пояснение: Наибольшее, теоретически возможное значение коэффициента средней

загрузки ТТ - β

ТТ

= k

. Коэффициент 0,8 использован для учета допустимой недогрузки ТТ в

максимальном режиме в связи с дискретностью шкалы номинальных токов ТТ.

Таблица 3.1. Зависимости токовых погрешностей ТТ от коэффициента загрузки

первичной цепи и класса точности ТТ.

Вид

погрешности

Зависимости погрешностей

в диапазоне значений β

ТТ

0,05 - 0,2 0,2 - 1,0

ТТ

(-2,0 + 6,25 β

ТТ

) К

ТТ

±(1,0 – 1,25 β

ТТ

) К

ТТ

(-1,06 + 1,56 β

ТТ

) К

ТТ

±(0,81 – 0,31 β

ТТ

) К

ТТ

3.7. Значения Δ

ТН

и δ

ТН

определяют по формулам:

 

ТНТНТН



 5,0

; (3.5)

ТНТН

К 5,0



, (3.6)

где К

ТН

– класс точности ТН;



ТН

– коэффициент загрузки вторичной цепи ТН.

3.8. Значения систематической погрешности Δ

сч

для индукционных счетчиков

определяют по формуле

сч

= - 0,2Т

пов

К

сч

, (3.7)

где Т

пов

– срок службы счетчика после последней поверки.

Для электронных счетчиков принимают Δ

сч

= 0.

Примечание. При отсутствии данных о фактическом значении Т

пов

его принимают

равным половине нормированного межповерочного интервала.

3.9. Значение случайной погрешности δ

сч

принимают равным классу точности счетчика.

Пример расчета ДНЭ и ННЭ приведен в Приложении. Инструментальные погрешности

учета, а также значения ДНЭ и ННЭ с учетом погрешностей расчета технических потерь

и допустимого уровня коммерческих потерь определяет программа РАПУ-95 комплекса

РАП-95 – версия 01.2002 (в силу новизны предлагаемой классификации небалансов

аналоги данной программы отсутствуют).

4. Нормирование потерь электроэнергии

4.1. Норматив отчетных потерь электроэнергии представляет собой сумму нормативов

четырех составляющих укрупненной структуры потерь [4]:

- норматива технических потерь;

- норматива расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;

- норматива потерь, обусловленных погрешностями учета электроэнергии (недоучет);

- норматива коммерческих потерь;

4.2. Норматив технических потерь электроэнергии может определяться на основе:

- результатов прямых расчетов составляющих потерь электроэнергии и резервов их

снижения для установленной расчетной схемы сети и данных о режимных параметрах узлов,

получаемых от системы телеизмерений, автоматизированной системы контроля и учета

электроэнергии и с помощью контрольных замеров;

- нормативных характеристик потерь электроэнергии, согласованных с контролирующей

организацией.

Способ определения норматива технических потерь согласовывается с контролирующей

организацией.

4.3. Резервы снижения составляющих потерь электроэнергии определяют:

- технических потерь электроэнергии – на основе расчета оптимальных режимов и схем

электрических сетей и анализа соответствия параметров оборудования фактическим и

прогнозируемым нагрузкам;

- расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций – на основе сопоставления

фактического расхода с нормативами, определяемыми в соответствии с «Инструкцией по

нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ»;

- потерь, обусловленных инструментальными погрешностями учета электроэнергии – на

основе сопоставления недоучета электроэнергии, соответствующего фактическим

параметрам измерительного оборудования с его значением, соответствующим нормативным

параметрам;

- коммерческих потерь электроэнергии – на основе сопоставления их фактического

уровня с нормативом, согласованным с контролирующей организацией.

4.4. Перспективный норматив коммерческих потерь электроэнергии (ПНКП, процент от

отпуска электроэнергии населению) рекомендуется определять по формуле:

W

д.ком

= 10 / ПС , (4.1)

где ПС – уровень покупательной способности населения в регионе, характеризующий ее

отношение к среднероссийскому значению.

Пример. В 2000 г уровень ПС составлял: Москва –5,0; Тюменская обл. –3,5; Самарская

обл. –2,0; Московская обл. – 1,2; Республика Бурятия – 0,5.

Рекомендуемые значения ПНКП для этих регионов составят: Москва – 2,0%; Тюменская

обл. – 2,9%; Самарская обл. – 5,0%; Московская обл. – 8,3%; Республика Бурятия – 20,0%.

Примечание. Перспективный норматив коммерческих потерь электроэнергии не

является величиной постоянной – его значение изменяется при изменении покупательной

способности населения.

4.5. При отсутствии обоснования объема резервов снижения потерь, которые могут быть

реализованы в планируемом году, рекомендуется применять следующие нормирующие

коэффициенты к фактическим значениям составляющих потерь в отчетном году для

определения текущего норматива на предстоящий год:

- 0,98 – к расчетному значению технических потерь;

- 0,90 - к разнице между фактическим расходом электроэнергии на собственные нужды

подстанций и нормативным расходом, определяемым в соответствии с «Инструкцией по

нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ»;

- 0,95 - к разнице между допустимым и нормативным значениями систематической

составляющей инструментальной погрешности системы учета электроэнергии на объекте;

- 0,95 - к разнице между фактическим и нормативным значениями коммерческих потерь.

Применение указанных коэффициентов допустимо в течение не более трех лет подряд.

За этот период энергоснабжающая организация должна обосновать фактический уровень

резервов снижения потерь электроэнергии в сетях и согласовать с контролирующей

организацией укрупненный план мероприятий по снижению потерь и динамику их снижения

по годам предстоящего периода.

В случае не представления энергоснабжающей организацией указанных документов

степень ужесточения нормативов потерь (степень отличия от единицы) на последующие три

года удваивается, т.е. указанные выше нормирующие коэффициенты принимаются равными,

соответственно 0,96; 0,8; 0,9 и 0,9.

4.6. Значения перспективного норматива коммерческих потерь электроэнергии,

рекомендуемое значение которого определяют в соответствии с п.4.4, и понижающих

коэффициентов, рекомендуемые значения которых приведены в п.4.5, должны быть

согласованы с контролирующей организацией.

4.7. Нормативы потерь, включаемых в тарифы для различных категорий потребителей (в

настоящее время при формировании тарифов выделяют три категории промышленных

потребителей в зависимости от напряжения питания 0,4 кВ, 6-35 кВ и 110 кВ и выше),

определяют с учетом степени использования каждой категорией потребителей сетей

различных классов напряжения.

4.8. В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 0,4 кВ, включают:

- технические потери электроэнергии в сетях этого напряжения;

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска

электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии

потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную отношению отпуска

электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии

потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению

отпуска электроэнергии потребителям из сетей 0,4 кВ к суммарному отпуску электроэнергии

потребителям из сетей 110, 6-35 и 0,4 кВ;

- части расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше,

определенные аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии,

обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом

напряжении.

4.9. В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 6-35 кВ, включают:

- часть технических потерь в сетях 6-20 кВ, пропорциональную отношению отпуска

электроэнергии потребителям из сетей 6-20 кВ к суммарному отпуску электроэнергии

потребителям из сетей 6-20 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 35 кВ, пропорциональную отношению суммарного

отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску

электроэнергии потребителям из сетей 6-35 и 0,4 кВ;

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению

суммарного отпуска электроэнергии потребителям из сетей 6-35 кВ к суммарному отпуску

электроэнергии потребителям из сетей 110, 6-35 и 0,4 кВ;

- доли расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше,

определенные аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии,

обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом

напряжении.

4.10. В тариф для потребителей, получающих питание от сетей 110 кВ и выше,

включают:

- часть технических потерь в сетях 110 кВ и выше, пропорциональную отношению

отпуска электроэнергии потребителям непосредственно из сетей 110 кВ и выше к

суммарному отпуску электроэнергии потребителям из сетей всех напряжений;

- часть расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 110 кВ и выше,

определенную аналогичным образом;

- систематическую составляющую допустимого небаланса электроэнергии,

обусловленную инструментальными погрешностями систем учета электроэнергии на этом

напряжении.

4.11. Коммерческие потери, включаемые в тариф, распределяют равномерно между

всеми категориями потребителей.

Пояснение. Коммерческие потери, представляющие собой хищения энергии, являются

следствием низкого уровня жизни населения и должны рассматриваться как общая

проблема, а не проблема, оплата которой должна возлагаться на тех, кто питается от

сетей 0,4 кВ.

4.12. Все составляющие потерь включаются в тариф в объеме, определенном в

соответствии с пп. 4.4 и 4.5.

Примеры расчета нормативов потерь и их распределения между различными

категориями потребителей приведены в приложении.

5. Расчет нормативных характеристик технических потерь

электроэнергии

5.1. Технические потери электроэнергии включают в себя три слагаемых, каждое из

которых имеет свою динамику изменения во времени:

- нагрузочные потери - ΔW

, значение которых определяется потоками электроэнергии в

сети;

- потери холостого хода - ΔW

, значение которых определяется техническими

характеристиками оборудования (силовых трансформаторов, реакторов, батарей

конденсаторов, измерительных трансформаторов и т. п.). Эти потери зависят от рабочего

напряжения на вводах оборудования и, в силу незначительного диапазона его изменения,

считаются условно-постоянными;

- потери, зависящие от климатических условий и степени загрязненности атмосферы в

районе - ΔW

кл

. К ним относятся потери на корону, потери от токов утечки по изоляторам

воздушных линий и расход электроэнергии на плавку гололеда. Эти потери существенно

изменяются от месяца к месяцу вследствие изменения погодных условий.

5.2. Характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в основных сетях 110 кВ и

выше имеет вид, млн. кВт·ч,







111

, (5.1)

где W

i(j)

- значения факторов, млн. кВт·ч, определяющих уровень нагрузочных потерь

(отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей, обмены электроэнергией с

соседними энергосистемами, производство электроэнергии на собственных станциях и т.п.);

Д – число дней расчетного периода, которому соответствуют задаваемые значения энергии);

A и B – коэффициенты характеристики; n – число влияющих факторов.

Порядок расчета коэффициентов А и В приведен в «Методике расчета транзитных потерь

мощности и электроэнергии в электрических сетях субъектов федерального оптового рынка

электроэнергии» (постановление ФЭК № ______ от 14.12.2001 г.), а также в примере 6. (при

запросе методика, утвержденная ФЭК, будет Вам выслана по электронной почте).

Примечание. В связи с тем, что переток электроэнергии в соседнюю энергосистему в

определенные часы суток может представлять собой транзит, а в другие часы - нет, в

формуле (6) упомянутой методики ФЭК, аналогичной формуле (5.1), приведенной выше,

используется число часов Т, а не число дней Д. При определение же суммарных нагрузочных

потерь электроэнергии за отчетный период удобнее использовать число дней в месяце.

Значения коэффициентов А во втором случае будут в 24 раза меньше определенных по

формулам, приведенным в методике расчета транзитных потерь.

5.3. Характеристика потерь холостого хода имеет вид

ΔW

= С·Д . (5.2)

Значение коэффициента С определяют на основе потерь электроэнергии холостого хода,

рассчитанных за характерные зимние и летние месяцы с учетом фактических напряжений на

оборудовании – ΔW

х.расч

, по формуле

C = ΔW

х.расч

Д . (5.3)

При отсутствии расчета значения ΔW

х.расч

значение коэффициента С допускается

определять по формуле:

C = 24·ΔP

х.ном

, (5.4)

где ΔP

х.ном

- номинальные потери мощности холостого хода, определяемые по отчетным

данным о количестве и типах оборудования, присоединенного к сети (форма 20-энерго) и его

паспортным данным.

5.4. Характеристика потерь, зависящих от климатических условий, представляет

собой 12 помесячных значений, рассчитанных по установленным методикам в соответствии

с климатическими условиями района, полученными от регионального метеоцентра

(продолжительности в каждом месяце периодов дождя, тумана, снега, изморози и хорошей

погоды), и степенью загрязненности атмосферы (СЗА) в районах расположения воздушных

линий, определяемой в соответствии с «Инструкцией по выбору изоляции

электроустановок», РД 34.51.101-90, СПО Союзтехэнерго, 1990.

5.5. В качестве факторов характеристики нагрузочных потерь электроэнергии в

основных сетях 110 кВ и выше должны приниматься:

- отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей и производство

электроэнергии на собственных электростанциях (формы 46-ЭС и 5-энерго);

- объемы получения и отпуска электроэнергии на ФОРЭМ по точкам учета АСКУЭ

(сводный акт получения и отпуска электроэнергии на ФОРЭМ по точкам учета АСКУЭ).

5.6. Нагрузочные потери электроэнергии и потери холостого хода в i-м месяце летнего

или зимнего сезона определяют при подстановке в формулы (5.1) и (5.2) значений W

и Д

соответствующих рассматриваемому месяцу, при постоянных значениях коэффициентов A,

B и C , рассчитанных для данного сезона.

5.7 Для линий с реверсивными перетоками в формулу (5.1) в качестве квадрата фактора,

выраженного двумя значениями – поступления - W

и отпуска - W

по линии - подставляют

эквивалентное значение, определенное по формуле [6]

прорпрорэ

WWWWW



, (5.5)

а в качестве произведений факторов – значение, определенное по формуле

оjрпiрпjрпiроjроiрji

WWWWWWWW

......



. (5.6)

В формулах (5.5) - (5.6) используются расчетные значения отпуска W

р.о

и поступления

р.п

энергии, которые определяют по формулам:

пооор

WWWW 

; (5.7)

поппр

WWWW 

. (5.8)

При этом i-м фактором считается фактор с меньшим значением величины

 

пророр

WWWd

...

/ 

. (5.9)

Примечание. Значения W

и W

в формулах (5.7) и (5.8) считаются положительными.

5.7. Характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в радиальной сети

напряжением 35, 6-20 или 0,4 кВ имеет вид, млн. кВт·ч,

Uнагр



, (5.10)

где W

– электроэнергия, отпущенная в сеть напряжением U за Д дней, млн. кВт·ч; A

коэффициент характеристики.

5.9. Характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в сетях объекта, на

балансе которого находятся сети напряжением 6-20 и 0,4 кВ (сети оптовых покупателей-

перепродавцов), имеет вид, млн. кВт·ч,