Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня. Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения нецелевых затрат и выбрать способы их снижения. Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

• Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
• Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
• Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:

• Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
• Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу (). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:

• Холостая работа силовых установок.
• Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
• Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

• системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
• отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
• освещение прилегающих к подстанциям территорий;
• зарядное оборудование АКБ;
• оперативные цепи и системы контроля и управления;
• системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
• различные виды компрессорного оборудования;
• вспомогательные механизмы;
• оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

• в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
• неправильно указанный тариф;
• отсутствие контроля за данными приборов учета;
• ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

1. Механический . Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
2. Электрический . Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
3. Магнитный . При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

• Оптимизация схемы и режима работы электросети.
• Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
• Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
• Оптимизация нагрузки трансформаторов.
• Модернизация оборудования.
• Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

• регулярный поиск несанкционированных подключений;
• создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
• проверка показаний;
• автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

• проведение оперативных вычислений;
• суточный критерий;
• вычисление средних нагрузок;
• анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
• обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Теперь переходим к расчету.

Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации(Минпромэнерго России)

ПРИКАЗ

Об утверждении методики расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях

Во исполнение п. 2 Постановления Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109 и п. 3 Постановления Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861, приказываю: 1. Утвердить предлагаемую методику расчета нормативных (технологических) потерь . 2. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра промышленности и энергетики Российской Федерации А.Г. Реуса. Министр В.Б. Христенко

УТВЕРЖДЕНА

Приказом Минпромэнерго России

Методика расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях

I. Общие положения

1. Методика предназначена для расчета нормативов технологических потерь электрической энергии в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу электрической энергии по электрическим сетям. 2. Нормативы технологических потерь электроэнергии, рассчитанные по данной методике, применяются при расчете платы за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям. 3. Нормативы технологических потерь электроэнергии в планируемом периоде могут рассчитываться: - на основе данных о схемах, нагрузках сетей и составе работающего оборудования в планируемом периоде методами расчета потерь, установленными настоящей методикой; - на основе нормативных характеристик технологических потерь, рассчитанных в соответствии с настоящей методикой на основе расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде. При отсутствии нормативной характеристики допускается определять нормативы потерь в планируемом периоде на основе расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде, изменяя нагрузочные потери пропорционально квадрату отношения отпусков электроэнергии в сеть в планируемом и базовом периодах, а потери холостого хода - пропорционально мощности (количеству) работающего оборудования в планируемом и базовом периодах. 4. Термины и определения а) Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между электроэнергией, поступившей в сеть, и электроэнергией, отпущенной из сети, определяемая по данным системы учета электроэнергии. б) Система учета электроэнергии - совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии из сети и включающих в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН), электрические счетчики, соединительные провода и кабели. Измерительные комплексы могут быть объединены в автоматизированную систему учета электроэнергии. в) Технологические потери электроэнергии - сумма технологических потерь при транспортировке электроэнергии и потерь при реализации электроэнергии. г) Технологические потери при транспортировке электроэнергии - сумма двух составляющих потерь: - потерь в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования (технические потери ); - расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций. д) Потери при реализации электроэнергии - сумма потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии, и потерь, обусловленных хищениями электроэнергии, виновники которых не установлены. Примечание. Потери, обусловленные хищениями электроэнергии, не являются технической характеристикой электрической сети и системы учета электроэнергии и их нормативы в данной методике не рассматриваются. е) Технические потери - сумма трех составляющих потерь в линиях и оборудовании электрических сетей: - потерь, зависящих от нагрузки электрической сети (нагрузочные потери ); - потерь, зависящих от состава включенного оборудования (условно-постоянные потери ); - потерь, зависящих от погодных условий. ж) Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций - расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. з) Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии - суммарный небаланс электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы всех измерительных комплексов поступления и отпуска электроэнергии. и) Норматив технологических потерь электроэнергии - технологические потери электроэнергии (в абсолютных единицах или в процентах установленного показателя), рассчитанные в соответствии с данной методикой при режимах работы, технических параметрах линий, оборудования сетей и системы учета электроэнергии в рассматриваемом периоде. к) Нормативный метод расчета нагрузочных потерь электроэнергии - метод, использующий при расчете потерь весь объем имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей данного напряжения. При увеличении оснащенности сетей средствами измерения и оперативного контроля режимов рекомендуется применение более точных методов из их перечня, установленного методикой. л) Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии - зависимость норматива технологических потерь электроэнергии от структурных составляющих поступления и отпуска электроэнергии.

II . Методы расчета нормативных (технологических) потерь при транспортировке электроэнергии

5. Методы расчета нагрузочных потерь 5.1. Нагрузочные потери электроэнергии за период Т часов (Д дней) могут быть рассчитаны одним из пяти методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета): 1) оперативных расчетов; 2) расчетных суток; 3) средних нагрузок; 4) числа часов наибольших потерь мощности; 5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1 - 4 рассчитывают на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электротехники. Потери электроэнергии по методам 2 - 5 должны рассчитываться за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за расчетный период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов). 5.1.1. Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

Где n - число элементов сети; D t - интервал времени, в течение которого токовую нагрузку I ij i -го элемента сети с сопротивлением R i , принимают неизменной; m - число интервалов времени. Токовые нагрузки элементов сети определяют на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ). 5.1.2. Метод расчетных суток состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

Где D W - потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть W ср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам; k л - коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений; - коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров); Д экв j - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:

, (3)

Где W мi - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Д мi ; W м.р - то же, в расчетном месяце; N j - число месяцев в j-м расчетном интервале. При расчете потерь электроэнергии за месяц Д экв j = Д мi . Потери электроэнергии за расчетные сутки D W сут определяют как сумму потерь мощности, рассчитанных для каждого часового интервала расчетных суток. Потери электроэнергии в расчетном периоде определяют как сумму потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета D W сут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (3) N j = 12. Коэффициент определяют по формуле:

, (4)

Где W i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца; Д м - число дней в месяце. При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент определяют по формуле:

, (5)

Где Д р и Д н.р - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Д м = Д р + Д н.р); k w - отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни k w = W н.p /W p . 5.1.3. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

, (6)

Где D Р ср - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов; - коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал; k к - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети; T j - продолжительность j-го расчетного интервала, ч. Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяют по формуле:

Где P i - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью t i , час; m - число ступеней графика на расчетном интервале; Р ср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал. Коэффициент k к в формуле (6) принимают равным 0,99. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P i и Р ср в формуле (7) могут использоваться значения тока головного участка I i и I ср. В этом случае коэффициент k к принимают равным 1,02. Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

, (8)

Где - коэффициент формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (7); - коэффициент формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:

, (9)

Где W м i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала; W ср. мес - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала. При расчете потерь за месяц При отсутствии графика нагрузки значение определяют по формуле:

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k з определяют по формуле:

, (11)

Где W о - отпуск электроэнергии в сеть за время Т; Т max - число часов использования наибольшей нагрузки сети. Среднюю нагрузку i-го узла определяют по формуле:

Где W i - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т. 5.1.4. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

, (13)

Где D Р max - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети; t о - относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал. Относительное число часов наибольших потерь мощности определяют по формуле:

, (14)

Где Р max - наибольшее значение из m значений Р i в расчетном интервале. Коэффициент k к в формуле (13) принимают равным 1,03. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р i и Р max в формуле (14) могут использоваться значения тока головного участка I i , и I max . В этом случае коэффициент k к принимают равным 1,0. Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:

, (15)

Где t c - относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (14) для суточного графика дня контрольных замеров. Значения t v и t N рассчитывают по формулам:

, (16)

, (17)

где W м.р - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце. При расчете потерь за месяц t N = 1. При отсутствии графика нагрузки значение t о определяют по формуле: 5.1.5. Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети состоит в расчете потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от суммарной длины и количества линий, суммарной мощности и количества оборудования, полученных на основе технических параметров линий и оборудования или статистических данных. 5.2. Потери электроэнергии должны рассчитываться для характерных рабочих и ремонтных схем. В расчетную схему должны быть включены все элементы сети, потери в которых зависят от ее режима (линии, трансформаторы, высокочастотные заградители ВЧ-связи, токоограничивающие реакторы и т.п.). 5.3. Расчетные значения активных сопротивлений проводов воздушных линий (ВЛ) R n определяют с учетом температуры провода t n ,°С, зависящей от средней за расчетный период температуры окружающего воздуха t в и плотности тока в проводе j , А/мм 2:

R n =R 20 [ 1+0,004(t в -20+8,3j 2 F/300) ] , (19)

Где R 20 - стандартное справочное сопротивление провода сечением F , мм 2 , при t n = 20°С. Примечание. При отсутствии данных о средней плотности тока за расчетный период в каждом элементе электрической сети принимают расчетное значение j = 0,5 А/мм 2 . 5.4. Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС) определяют по формуле:

Где F - среднее сечение проводов (шин); L - суммарная протяженность проводов (шин) на подстанции; j - плотность тока. При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (20), расчетные потери в СППС принимают в соответствии с табл. П.1 приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям.5.5. Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока (ТТ) определяют по формуле:

, (21)

Где D P ТТном - потери в ТТ при номинальной нагрузке; b ТТср - среднее значение коэффициента токовой загрузки ТТ за расчетный период. При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (21), расчетные потери в ТТ принимают в соответствии с табл. П.3 приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям. 6. Нормативные методы расчета нагрузочных потерь 6.1. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 330 - 750 кВ является метод оперативных расчетов. 6.2. Нормативными методами расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 35 - 220 кВ являются: - при отсутствии реверсивных потоков энергии по межсетевым связям 35 - 220 кВ - метод расчетных суток; - при наличии реверсивных потоков энергии - метод средних нагрузок. При этом все часовые режимы в расчетном периоде разделяют на группы с одинаковыми направлениями потоков энергии. Расчет потерь проводят методом средних нагрузок для каждой группы режимов. При отсутствии данных о потреблении энергии на подстанциях 35 кВ временно допускается применение для расчетов потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности. 6.3. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 6 - 20 кВ является метод средних нагрузок. При отсутствии информации о потреблении энергии на ТП 6 - 20/0,4 кВ допускается определять их нагрузки, распределяя энергию головного участка (за вычетом энергии по ТП, где она известна, и потерь в сети 6 - 20 кВ) пропорционально номинальным мощностям или коэффициентам максимальной загрузки трансформаторов ТП. При отсутствии электрических счетчиков на головных участках фидеров 6 - 20 кВ временно допускается применение для расчетов потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности. 6.4. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ является метод оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети, изложенный ниже. Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного участка F г, мм 2 , отпуском электрической энергии в линию W 0.38, за период Д , дней, рассчитывают по формуле:

, (22)

Где L экв - эквивалентная длина линии; tg j - коэффициент реактивной мощности; k 0.38 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз. Эквивалентную длину линии определяют по формуле:

L экв =L м +0,44 L 2-3 +0,22 L j , (23)

Где L м - длина магистрали; L 2-3 - длина двухфазных и трехфазных ответвлений; L j - длина однофазных ответвлений. Примечание. Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6 - 20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии. Внутридомовые сети многоэтажных зданий (до счетчиков электрической энергии) включают в длину ответвлений соответствующей фазности.При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (23) подставляют длины линий, определяемые по формуле:

L=L а + 4L с + 0,6L м, (24)

Где L а, L с и L м - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно. Коэффициент k 0,38 определяют по формуле:

k 0.38 = k и (9,67 - 3,32d р - 1,84d р), (25)

Где d р - доля энергии, отпускаемой населению; k и - коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и равным 3 для линии 220/127 В. При использовании формулы (22) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей L м å , двухфазных и трехфазных ответвлений L 2-3 å и однофазных ответвлений L 1 å в формулу подставляют средний отпуск электроэнергии в одну линию W 0,38 =W 0,38 å /N , где W 0,38 å - суммарный отпуск энергии в N линий, и среднее сечение головных участков, а коэффициент k 0,38 , определенный по формуле (25), умножают на коэффициент k N , учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле

k N =1,25 + 0,14 d р (26)

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают k з =0,3; tg j =0,6. При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,38 кВ, ее значение определяют, вычитая из энергии, отпущенной в сеть 6 - 20 кВ, потери в линиях и трансформаторах 6 - 20 кВ и энергию, отпущенную в ТП 6-20/0,4 кВ и линии 0,38 кВ, находящиеся на балансе потребителей. 7. Методы расчета условно-постоянных потерь 7.1. К условно-постоянным потерям электроэнергии относятся: - потери холостого хода в силовых трансформаторах (автотрансформаторах) и трансформаторах дугогасящих реакторов; - потери в оборудовании, нагрузка которого не имеет прямой связи с суммарной нагрузкой сети (регулируемые компенсирующие устройства); - потери в оборудовании, имеющем одинаковые параметры при любой нагрузке сети (нерегулируемые компенсирующие устройства, вентильные разрядники (РВ), ограничители перенапряжений (ОПН), устройства присоединения ВЧ-связи (УПВЧ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), включая их вторичные цепи, электрические счетчики 0,22 - 0,66 кВ и изоляция силовых кабелей). 7.2. Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяют на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода D Р х, по формуле:

, (27)

Где T р i - число часов работы оборудования в i-м режиме; U i - напряжение на оборудовании в i-м режиме; U ном - номинальное напряжение оборудования. Напряжение на оборудовании определяют с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники. 7.3. Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе (ШР) определяют по формуле (27) на основе приведенных в паспортных данных потерь мощности D Р р. Допускается определять потери в ШР на основе данных табл. П.1 приложения 1. 7.4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяют по формуле:

Где b Q - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде; D Р ном - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными. Допускается определять потери в СК на основе данных табл. П.2 приложения 1. 7.5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах (КУ) - батареях конденсаторов (БК) и статических тиристорных компенсаторах (СТК) - определяют по формуле:

D W КУ = D р ку S ку Т р, (29)

Где D р ку - удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ; S ку - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей). При отсутствии паспортных данных значение D р ку принимают равным для БК 0,003 кВт/квар, для СТК 0,006 кВт/квар.7.6. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ-связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ и изоляции силовых кабелей принимают в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимают в соответствии с приложением 1 к настоящей Методике. 8. Методы расчета потерь, зависящих от погодных условий 8.1. Потери, зависящие от погодных условий, включают в себя три вида потерь: - на корону; - от токов утечки по изоляторам воздушных линий; - расход электроэнергии на плавку гололеда. 8.2. Потери электроэнергии на корону определяют на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл. 1, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100% и гололед; к периодам влажной погоды - дождь, мокрый снег, туман. Таблица 1 . Удельные потери мощности на корону.

Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазе

Потери мощности на корону, кВт/км, при погоде,

сухой снег

изморозь

220ст- 1 ´ 300

220ст/2-1 ´ 300

220жб-1 ´ 300

220жб/2- 1 ´ 300

110ст-1 ´ 120

110ст/2-1 ´ 120

110жб-1 ´ 120

110жб/2-1 ´ 120

Примечания: 1. Вариант 500-8 ´ 300 соответствует линии 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220-3 ´ 500 - линии 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ. 2. Варианты 220/2-1 ´ 300, 154/2-1 ´ 185 и 110/2-1 ´ 120 соответствуют двухцепным линиям. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.3. Индексы "ст" и "жб" обозначают стальные и железобетонные опоры. 8.3. При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяют по табл. 2 в зависимости от региона расположения линии. Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий, приведено в приложении 2 к настоящей Методике. Таблица 2 . Удельные годовые потери электроэнергии на корону

Напряжение ВЛ, кВ, число и сечение проводов в фазе

Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт/км, в год, в регионе

220ст- 1 ´ 300

220ст/2-1 ´ 300

220жб-1 ´ 300

220жб/2- 1 ´ 300

110ст-1 ´ 120

110ст/2-1 ´ 120

110жб-1 ´ 120

110жб/2-1 ´ 120

Примечание. Значения потерь, приведенные в табл. 2 и 4, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365. 8.4. При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в табл.1, расчетные значения, приведенные в таблицах 1 и 2, умножают на отношение F т /F ф, где F т - суммарное сечение проводов фазы, приведенное в табл. 1; F ф - фактическое сечение проводов линии.8.5. Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывают, умножая данные, приведенные в таблицах 1 и 2, на коэффициент, определяемый по формуле:

К u кор =6,88 U 2 отн - 5,88 U отн, (30)

Где U отн - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению. 8.6. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяют на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл.3, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. По влиянию на токи утечки виды погоды должны объединяться в 3 группы: 1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа - дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90% и более; 3 группа - туман. Таблица 3. Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ

Группа погоды

Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ

0,103

0,953

1,587

8.7. При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий принимают по данным табл. 4. Таблица 4 . Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ

Номер региона

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс. кВтч/км в год, при напряжении, кВ

8.8. Нормативный расход электроэнергии на плавку гололеда определяют по табл. 5 в зависимости от района расположения ВЛ по гололеду (гл. 2.5 ПУЭ). Таблица 5 . Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда

Число проводов в фазе и сечение, мм 2

Суммарное сечение проводов в фазе, мм 2

Расчетный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс. кВт-ч/км в год, в районе по гололеду:

9. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяют на основе приборов учета, установленных на трансформаторах собственных нужд (ТСН). При установке прибора учета на шинах 0,4 кВ ТСН потери в ТСН, рассчитанные в соответствии с данной методикой, должны быть добавлены к показанию счетчика.

III . Методы расчета потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии

10. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, рассчитывают как сумму значений, определенных для каждой точки учета поступления электроэнергии в сеть и отпуска электроэнергии из сети по формуле:

D W уч = - (D тт b + D ТН + D q b - D U тн + D сч) W /100, (31)

Где D тт b - токовая погрешность ТТ, %, при коэффициенте токовой загрузки b ТТ; D тн - погрешность ТН по модулю напряжения, %; D q b - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика, %, при коэффициенте токовой загрузки b ТТ; D сч - погрешность счетчика, %; D U тн - потеря напряжения во вторичной цепи ТН, %;W - энергия, зафиксированная счетчиком за расчетный период.10.1. Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика определяют по формуле:

D q b = 0,0291 (q I b - q U) tg j , (32)

Где q I b - угловая погрешность ТТ, мин, при коэффициенте токовой загрузки b ТТ; q U - угловая погрешность ТН, мин; tg j - коэффициент реактивной мощности контролируемого присоединения. 10.2. Коэффициент токовой загрузки ТТ за расчетный период определяют по формуле:

, (33)

Где U ном и I ном - номинальные напряжение и ток первичной обмотки ТТ. 10.3. Значения погрешностей в формулах (31) и (32) определяют на основе данных метрологической поверки. При отсутствии данных о фактических погрешностях измерительных комплексов допускается проводить расчет потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии, в соответствии с Приложением 3 к настоящей Методике.

IV . Методы расчета нормативных характеристик технологических потерь электроэнергии

11. Нормативную характеристику технологических потерь электроэнергии определяют на основе расчета потерь в базовом периоде методами, изложенными в разделах II и III настоящей методики, и используют для определения норматива потерь на плановый период. 11.1. Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии имеет вид:

Где W i (j) - значения показателей (поступления и отпуска электроэнергии), отражаемых в отчетности; n - число показателей; W o - отпуск электроэнергии в сеть; Д - число дней расчетного периода, которому соответствуют задаваемые значения энергии; А , В и С - коэффициенты, отражающие составляющие потерь: А ij и B i - нагрузочные потери, С пост - условно-постоянные потери, С пог - потери, зависящие от погодных условий, С с.н - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, В уч - потери, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии.11.2. Нормативную характеристику нагрузочных потерь электроэнергии в замкнутых сетях определяют на основе предварительно рассчитанной характеристики нагрузочных потерь мощности, имеющей вид:

, (35)

Где P i(j) - значения мощностей, соответствующих показателям, отраженным формуле (34); a ij и b i - коэффициенты нормативной характеристики потерь мощности. 11.3. Преобразование коэффициентов характеристики потерь мощности в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии производят по формулам:

, (36)

11.4. Для составляющих нормативной характеристики, содержащих произведения значений энергии, значение вычисляют по формуле:

, (38)

Где k ф i и k ф j - коэффициенты формы i-го и j-го графиков активной мощности; r ij - коэффициент корреляции i-го и j-го графиков, рассчитываемый по данным ОИК. При отсутствии расчетов r ij принимают . 11.5. Коэффициент С пост определяют по формуле

С пост = D W пост /Д, (39)

Где D W пост - условно-постоянные потери электроэнергии в базовом периоде. 11.6. Коэффициент С пог определяют по формуле

С пог = D W пог /Д, (40)

Где D W пост - потери электроэнергии, зависящие от погодных условий, в базовом периоде. 11.7. Коэффициент С с.н определяют по формуле

С с.н = W с.н /Д, (41)

Где D W с.н - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций в базовом периоде. 11.8. Коэффициент В уч определяют по формуле

B уч = D W уч /W о, (42)

Где D W уч - потери, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, в базовом периоде. 11.9. Нормативная характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в радиальных сетях имеет вид:

, (43)

Где W U - отпуск электроэнергии в сеть напряжением U за Д дней; А U - коэффициент нормативной характеристики. 11.10. Коэффициент A U нормативной характеристики (43) определяют по формуле:

, (44)

Где D W н U - нагрузочные потери электроэнергии в сети напряжением U в базовом периоде. 11.11. Коэффициенты А и С (С пост, С пог и С с.н) для радиальных сетей 6 - 35 кВ в целом по их значениям, рассчитанным для входящих в сеть линий (А i и С i), определяют по формулам:

, (45)

Где W i - отпуск электроэнергии в i-го линию; W å - то же, в сеть в целом; n - количество линий. Коэффициенты A i и Сi , должны быть рассчитаны для всех линий сети. Их определение на основе расчета ограниченной выборки линий не допускается. 11.12. Коэффициент А для сетей 0,38 кВ рассчитывают по формуле (43), в которую в качестве D W нU подставляют значение суммарных нагрузочных потерь во всех линиях 0,38 кВ D W н 0.38 , рассчитанных по формуле (22) с учетом формулы (26).

Приложение 1

(технологических) потерь

электроэнергии в электрических сетях

Расчетные потери электроэнергии в оборудовании

1. Таблица П.1. Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах (ШР) и соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС)

Вид оборудования

Удельные потери энергии при напряжении. кВ

ШР, тыс. кВт ч/МВА в год

СП ПС, тыс. кВт ч/ подстанцию в год

Примечание. Значения потерь, приведенные в приложении 1, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365. 2. Таблица П.2. Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

Вид оборудования

Потери энергии, тыс. кВт ч в год, при номинальной мощности СК, МВА

СК

Примечание. При мощности СК, отличной от приведенной в табл. П.2, потери определяют с помощью линейной интерполяции. 3. Таблица П.3. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ-связи (УПВЧ)

Вид оборудования

Потери электроэнергии, тыс. кВт ч/год. при напряжении оборудования. кВ

РВ

опн

Примечание 1 . Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы. Примечание 2 . Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимают равными 0,05 тыс. кВт ч/год. 4. Потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ, принимают 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. 5. Таблица П.4. Потери электроэнергии в изоляции кабелей

Сечение, мм 2

Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВтч/км в год, при номинальном напряжении. кВ

Приложение 2

к Методике расчета нормативных

(технологических) потерь

электроэнергии в электрических сетях

Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий

Номер региона

Территориальные образования, входящие в регион

Республика Саха-Якутия, Хабаровский край

Области : Камчатская, Магаданская, Сахалинская.

Республики : Карелия, Коми

Области : Архангельская, Калининградская, Мурманская

Области : Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская

Республики : Мари-Эл, Мордовия, Татария, Удмуртия, Чувашская

Области : Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская

Республики : Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия, Чечня Края: Краснодарский, Ставропольский

Области : Астраханская, Волгоградская, Ростовская

Республика Башкирия

Области : Курганская, Оренбургская, Челябинская

Республики : Бурятия, Хакасия

Края : Алтайский, Красноярский, Приморский

Области : Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская

Приложение 3

к Методике расчета нормативных

(технологических) потерь

электроэнергии в электрических сетях

Расчет потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии

П.3.1. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, определяют на основе данных о классах точности ТТ - К ТТ, ТН - К ТН, счетчиков - К сч, коэффициентах токовой загрузки ТТ - b ТТ и сроках службы счетчиков после последней поверки - Т пов, лет. Приведенные ниже зависимости средних погрешностей ТТ, ТН и счетчиков применяют только для расчета суммарного недоучета по электрической сети в целом. Эти зависимости не допускается применять для корректировки показаний счетчика в конкретной точке учета. П.3.2. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, рассчитывают как сумму значений, определенных для каждой точки учета поступления электроэнергии в сеть и отпуска электроэнергии из сети по формуле:

Где D тт i , D тн i и D сч i - средние погрешности ТТ, ТН и счетчика, %, в i-й точке учета; W i - энергия, зафиксированная счетчиком в i-й точке учета за расчетный период. П.3.3. Среднюю погрешность ТТ определяют по формулам: для ТТ с номинальным током I ном 1000 А: при b ТТ 0,05 D ТТ = 30( b ТТ - 0,0833) К ТТ; (П.2) при 0,05 < b ТТ 0,2 D ТТ = 3,3333 ( b ТТ - 0,35) К ТТ; (П.3) при b ТТ > 0,2 D ТТ = 0,625 ( b ТТ - 1)К ТТ; (П.4) для ТТ с номинальным током I ном более 1000 А:

, (П.5)

П.3.4. Среднюю погрешность ТН (с учетом потерь в соединительных проводах) определяют по формуле:

, (П.5)

П.3.5. Среднюю погрешность индукционного счетчика определяют по формуле:

, (П.7)

Коэффициент k принимают равным 0,2 для индукционных счетчиков, изготовленных до 2000 г, и 0,1 - для индукционных счетчиков, изготовленных позже этого срока. При определении нормативного недоучета значение Т

При передаче электрической энергии от генераторов электростанций до потребителя около 12-18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.

При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.

В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.

Потери мощности в линии.

Потери активной мощности (кВт) и потери реактивной мощности (кВАр) можно найти по следующим формулам:

где I расч – расчетный ток данного участка линии, А;

R л – активное сопротивление линии, Ом.

Потери мощности в трансформаторах.

Потери мощности в силовых трансформаторах состоят из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери активной мощности (кВт) в трансформаторе можно определить по следующей формуле:

Потери активной мощности в трансформаторе

где ?Рст – потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении. Зависят только от мощности трансформатора и приложенного к первичной обмотке трансформатора напряжения. ?Рст приравнивают ?Рх ;

?Рх — потери холостого хода трансформатора;

?Роб – потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт; ?Роб приравнивают ?Рк .

?Рк – потери короткого замыкания;

?=S/Sном – коэффициент загрузки трансформатора равен отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности;

Потери реактивной мощности трансформатора (кВАр) можно определить по следующей формуле:

где ? Qст – потери реактивной мощности на намагничивание, кВАр. ? Qст приравнивают ? Qх .

? Qх – намагничивающая мощность холостого хода трансформатора;

? Qрас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.

Значения ? Рст(? Рх) и ? Роб(? Рк) приведения в каталогах производителей силовых трансформаторов. Значения ? Qст(? Qх) и ?Qрас определяют по данным каталогов из следующих выражений:

где Iх – ток холостого хода трансформатора, %;

Uк – напряжение короткого замыкания, %;

Iном – номинальный ток трансформатора, А;

Xтр – реактивное сопротивление трансформатора;

Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Потери электроэнергии.

На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т.к в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение.

Время максимальных потерь ? – условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии в год.

Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Тмах называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Пусть W (кВт*ч) – энергия переданная по линии за некоторый промежуток времени, Рмах (кВт) -максимальная нагрузка, тогда время использования максимальной нагрузки:

Тмах=W/Рмах

На основании статистических данных для отдельных групп электроприемников были получены следующие значения Тмах :

• Для внутреннего освещения – 1500—2000 ч;
• Наружного освещения – 2000—3000 ч;
• Промышленного предприятия односменного – 2000—2500 ч;
• Двухсменного – 3000—4500 ч;
• Трехсменного – 3000—7000 ч;

Время потерь ? можно найти по графику, зная Тмах и коэффициент мощности.

Потери энергии в трансформаторе:

Потери энергии в трансформаторе

где ? Wатр –общая потеря активной энергии (кВт*ч) в трансформаторе;

? Wртр –общая потеря реактивной энергии (кВАр*ч) в трансформаторе.

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

При передаче электроэнергии с шин электростанций до потребителей часть электроэнергии расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и другие эффекты, сопутствующие переменному току. Бόльшая часть этих расходов, которые в дальнейшем будем называть потерями электроэнергии, приходится на нагрев проводников.

Термин “потери энергии” следует понимать как технологический расход электроэнергии на её передачу. Именно по этой причине вместо термина “потери электроэнергии” в отчётных документах энергосистем используется термин “технологический расход электроэнергии при передаче по электрическим сетям ”.

В линии, работающей с постоянной нагрузкой и имеющей потери активной мощности ΔР , потери электроэнергии за время t составят

Если же нагрузка в течение года изменяется, то потери электроэнергии можно рассчитать различными способами.

Наиболее точный метод расчёта потерь электроэнергии ΔW – это определение их по графику нагрузок ветви, причём расчёт потерь мощности производится для каждой ступени графика. Этот метод называют методом графического интегрирования. При расчёте за каждый час получается почасовой расчёт потерь электроэнергии.

Различают суточные и годовые графики нагрузок. На рис. 7.3 приведены летний и зимний суточные графики активной и реактивной нагрузок.

Рис. 7.3. Графики нагрузок: а – зимний суточный; б – летний суточный;

в – по продолжительности

Годовой график строится на основе характерных суточных графиков за весенне-летний и осенне-зимний периоды. Это пример упорядоченного графика, т.е. такого, в котором все значения нагрузки расположены в порядке убывания (рис. 7.3). В результате получают годовой график нагрузки, который показывает продолжительность работы при данной нагрузке. Поэтому такой график называется графиком по продолжительности .

По годовому графику нагрузок можно определить потери электроэнергии за год. Для этого определяют потери мощности и электроэнергии для каждого режима.

После подсчета потерь мощности в каждом режиме получают суммарные потери электроэнергии за год, суммируют все потери при различных режимах

, (7.7)

где ΔР i – потери мощности на i -ой ступени графика нагрузок;

Δt i – длительность i -ой ступени графика нагрузок.

Величина потери мощности находится по соотношению

где S i – полная мощность на i- ой ступени графика нагрузок;

U i – линейное напряжение на i- ой ступени графика нагрузок.

Потери мощности и электроэнергии в трансформаторе за время Δt i:

;

,

где ΔР к и ΔР x – потери соответственно в меди и стали трансформатора;

S 2 i – нагрузка на вторичной стороне трансформатора на i -ой ступени графика;

S ном – номинальная мощность трансформатора.

При k параллельно работающих идентичных трансформаторах

. (7.9)

Потери электроэнергии за год

. (7.10)

В зависимости от степени равномерности графика нагрузок число параллельно включенных трансформаторов k может быть различным.

Достоинством метода определения потерь по графику нагрузки является высокая точность. Недостатком метода следует считать отсутствие информации о графиках нагрузок для всех ветвей сети. Кроме того, стремление к точности расчёта вызывает увеличение числа ступеней в графике нагрузки, а это, в свою очередь, приводит к повышению трудоемкости расчёта.

Одним из наиболее простых методов определения потерь является расчёт потерь электроэнергии по времени наибольших потерь . Из всех режимов выбирается режим, в котором потери мощности наибольшие. Рассчитывая этот режим, получают потери мощности в нём ΔР нб. Потери энергии за год находят умножением этих потерь мощности на время наибольших потерь τ :

Время наибольших потерь – это время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии были бы те же, что и при работе по действительному графику нагрузки:

где N – число ступеней нагрузки.

Можно установить связь между потерями электроэнергии и электроэнергией, полученной потребителем.

Энергия, полученная потребителем за год, равна

где Р нб – наибольшая потребляемая нагрузкой мощность;

Т нб – это время в часах, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потребитель получал бы то же количество электроэнергии, что и при работе по реальному графику.

Рис. 7.4. Определение ΔW по графику нагрузок и по τ :

а – схема замещения линии; б, г – трехступенчатый и многоступенчатый графики нагрузок; в, д – трехступенчатый и многоступенчатый графики S 2

Из графиков, приведённых на рис. 7.4 видно, что значения τ и Т нб в общем случае не совпадают. Например, Т нб представляет собой абсциссу прямоугольника, площадь которого равна площади трёхступенчатого графика на рис. 7.4,б или многоступенчатого графика на рис. 7.4,г.

Построим график S 2 = f(t) (рис. 7.4,в). Предположим, что потери мощности i -ой ступени графика приближённо определяются по номинальному напряжению, т.е. вместо (7.8) будем использовать следующее выражение

Учитывая, что r л / = соnst, следует заметить, что потери электроэнергии за время Δt i в определённом масштабе равны .

Потери электроэнергии за год в определённом масштабе равны площадям фигур на рис. 6.4, в и д.

Время наибольших потерь τ представляет собой абсциссу прямоугольника, площадь которого равна площади трёхступенчатого графика на рис. 7.4,в или многоступенчатого графика на рис. 7.4,д. Аналогично (7.13) получаем

.

Время наибольшей нагрузки из (7.13)

.

Потери электроэнергии в трансформаторах рассчитывают по формуле

, (7.14)

где

Т = 8760 ч – число часов в году.

Выражение можно применять лишь при постоянном числе включённых на параллельную работу трансформаторов, т.е. К = const .

Поскольку мощность потребления Р ~ I×cosφ , а потери мощности ΔР ~ I 2 , то становится очевидным несовподение значений времени наибольшей нагрузки Т нб и времени наибольших потерь τ (рис. 7.4). Существуют эмпирические формулы, связывающие между собой τ и Т нб . Для ряда характерных нагрузок можно расчётным путём построить зависимости τ = f (Т нб, cosφ ), приведённые на рис. 7.5.

Рис. 7.5. Зависимости τ от Т нб и cosφ

Порядок расчёта потерь по методу τ, т.е. по времени наибольших потерь, следующий:

1) находят время наибольшей нагрузки, используя годовой график;

2) из графических зависимостей τ = f (Т нб, cosφ) , приведённых в справочной литературе, находят время наибольших потерь;

3) определяют потери в режиме наибольшей нагрузки ΔР нб ;

4) по соотношению ΔW = ΔР нб × τ находят потери энергии за год.

Метод расчёта по времени наибольших потерь был одним из самых распространённых до широкого внедрения ЭВМ. В основу метода положены допущения, что максимальные потери энергии в элементе сети соответствуют максимуму нагрузки системы и графики активных и реактивных мощностей подобны, т.е. cosφ = const. При использовании эмпирических зависимостей τ от Т нб и cosφ лишь частично учитывается конфигурация графиков нагрузки. Сделанные допущения приводят к большим погрешностям этого метода. Кроме того, по методу τ нельзя рассчитывать потери в линиях со стальными проводами, сопротивление которых переменно.

Дальнейшее повышение точности расчёта потерь привело к разработке метода τ P и τ Q . При этом методе в величине ΔР нб разделяются потери мощности от протекания по сети активной и реактивной мощностей.

Расчётное соотношение имеет вид

ΔW = ΔP P × τ P + ΔP Q × τ Q ,

где ΔР р, ΔР Q – составляющие потерь мощности от протекания по сети активной и реактивной мощностей.

Особенности расчета нормативов потерь электроэнергии для территориальных сетевых организаций

Папков Б. В., доктор техн. наук, Вуколов В. Ю., инж. НГТУ им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород

Рассмотрены особенности расчета нормативов потерь для территориальных сетевых организаций в современных условиях. Приведены результаты исследования методов расчета потерь в сетях низкого напряжения.

Вопросы, связанные с транспортом и распределением электрической энергии и мощности по электрическим сетям, решаются в условиях естественного монополизма территориальных сетевых организаций (ТСО). Экономическая эффективность их функционирования во многом зависит от обоснованности материалов, предоставляемых в службы государственного регулирования тарифов. При этом серьезных усилий требует расчет нормативов потерь электрической энергии.

В остается нерешенным ряд проблем, возникающих на этапах подготовки обосновывающих материалов по нормативам потерь, их экспертизы, рассмотрения и утверждения. В настоящее время ТСО приходится преодолевать следующие трудности:

необходимость сбора и обработки достоверных исходных данных для расчетов нормативов потерь; недостаточное количество персонала для сбора и обработки данных измерений нагрузок электрических сетей, выявления бездоговорного и безучетного потребления электроэнергии; нехватка современных приборов учета электроэнергии для достоверного расчета балансов электроэнергии как по сети в целом, так и по отдельным ее частям: подстанциям, линиям, выделенным участкам сети и т. п.;

отсутствие приборов учета электроэнергии для разделения потерь электроэнергии от собственного потребления и на оказание услуг по передаче электроэнергии субабонентам; специализированного программного обеспечения у ряда ТСО; необходимых материальных, финансовых и людских ресурсов для практической реализации программ и мероприятий по снижению потерь; нормативно-правовой базы для борьбы с бездоговорным и безучетным потреблением электроэнергии;

сложность и трудоемкость расчетов нормативов потерь (особенно в распределительных электрических сетях 0,4 кВ), практическая невозможность достоверной оценки их точности;

недостаточность проработки методов достоверной оценки технико-экономической эффективности мероприятий и программ снижения потерь электроэнергии;

трудности разработки, согласования и утверждения сводных прогнозных балансов электроэнергии на регулируемый период из-за отсутствия соответствующих методик и достоверной статистики по динамике составляющих баланса.

Особое внимание следует уделить расчету потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ вследствие их исключительной социальной важности (по России в целом они составляют около 40 % суммарной протяженности всех электрических сетей). На этом напряжении осуществляется потребление электрической энергии конечными электроприемниками: в большой химии - 40 - 50 %, в машиностроении - 90-95 %, в коммунально-бытовой сфере - практически 100%. От надежности работы сетей 0,4 кВ и их загрузки в значительной степени зависят качество и экономичность электроснабжения потребителей.

Расчет нормативов потерь в сетях 0,4 кВ - один из наиболее трудоемких. Это связано со следующими особенностями:

разнородностью исходной схемотехнической информации и низкой ее достоверностью;

разветвленностью воздушных линий 0,4 кВ, при расчете потерь в которых требуется наличие поопорных схем с соответствующими параметрами;

динамикой изменения схемных и особенно режимных параметров;

исполнением участков сетей с различным числом фаз;

неравномерностью загрузки фаз; неодинаковостью фазных напряжений на шинах питающей ТП.

Необходимо подчеркнуть, что методы расчетов потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,4 кВ должны быть в максимальной степени адаптированы к имеющимся в условиях эксплуатации сетей схемным и режимным параметрам с учетом объемов исходной информации.

Обследование 10 ТСО Нижегородской области, выполнение расчетов нормативов потерь, их экспертиза и утверждение позволяют структурировать создаваемые ТСО на следующие группы :

1. правопреемники АО-энерго;
2. создаваемые на базе служб главного энергетика промышленного предприятия в соответствии с ограничениями антимонопольного законодательства;
3. создаваемые с целью обеспечения эксплуатации электрооборудования, оказавшегося "бесхозным" в ходе реализации рыночной реформы в сфере промышленного и сельскохозяйственного производства.

Появление организаций - правопреемников ранее существовавших АО-энерго - связано с реструктуризацией и ликвидацией РАО "ЕЭС России". Расчет и утверждение нормативов потерь для ТСО данной группы требуют минимального вмешательства сторонних исследователей, поскольку для них эта задача неновая: имеются довольно долгая предыстория, персонал с большим опытом расчетов, максимальная информационная обеспеченность. Методические материалы ориентированы главным образом на особенности эксплуатации именно этой группы ТСО.

Анализ проблем, связанных с определением нормативов потерь для предприятий второй группы, показывает, что сегодня остро не хватает персонала, готового применять не адаптированную к реальным условиям работы таких ТСО существующую методику расчета нормативов потерь. В данном случае целесообразно привлекать для расчетов и утверждения нормативов потерь внешние специализированные компании. При этом отпадает необходимость в дорогостоящем специальном сертифицированном программном обеспечении, имеющемся у сторонних исследователей. Если же рассматривать задачу утверждения тарифа на услуги транспорта электроэнергии по заводским сетям как более общую, в которой расчет норматива потерь является всего лишь ее составляющей (хотя и важной), то возникает юридическая проблема правомерности применения ретроспективной технико-экономической информации в условиях изменения формы обслуживания электрооборудования.

При расчете потерь в сетях 0,4 кВ таких ТСО наиболее остро стоит проблема разделения единой системы электроснабжения на транспортную и технологическую части. Под последней подразумеваются участки транспортной сети, обеспечивающие непосредственно конечное преобразование электроэнергии в иные ее виды. Учитывая реальное распределение точек подключения сторонних потребителей, объемы полезного отпуска по уровням напряжения и сложности расчета потерь в сетях 0,4 кВ, практически во всех случаях целесообразно полностью отнести эти сети к технологической части.

ТСО, относимые к третьей группе, образуются в результате вынужденных мер, предпринимаемых государством и частным бизнесом для ликвидации недопустимого положения, когда из-за отказа от непрофильных видов деятельности или банкротства различных предприятий большое количество электроустановок (в основном напряжением 10-6-0,4 кВ) было брошено прежними владельцами. В настоящее время техническое состояние многих таких электроустановок можно охарактеризовать как неудовлетворительное. Однако вывод их из работы невозможен вследствие социальной значимости. С учетом этого в регионах реализуется программа восстановления ветхих и "бесхозных" сетей, финансирование которой осуществляется, в том числе и централизованно, из федерального бюджета. В большинстве случаев электрооборудование принимается на баланс органами местного самоуправления, которые и решают задачу обеспечения его нормального функционирования. На основании опыта Нижегородской области можно сделать вывод, что главное направление использования указанного оборудования - передача его в аренду государственным и частным специализированным компаниям.

Из-за рассредоточения сетей таких ТСО по разным административным районам для решения задач передачи и распределения электроэнергии, обеспечения работоспособности электрических сетей (монтаж, наладка, ремонт и техническое обслуживание электротехнического оборудования и средств защиты электрических сетей) возможны два пути: создание собственной эксплуатационно-ремонтной службы (что вследствие охвата большой территории приведет к увеличению длительности обслуживания оборудования) или заключение договоров на техническое обслуживание со службами АО-энерго. При этом оперативность будет обеспечена, но целесообразность существования организаций такого типа теряет смысл. В настоящее время ТСО третьей группы проводят работы по установке узлов учета электроэнергии, финансируемые в рамках областной программы восстановления ветхих сетей и из иных источников. Решаются вопросы организации системы сбора и обработки информации о показаниях счетчиков электрической энергии с привлечением специализированных организаций. Однако большие стоимость и объем необходимых работ, а также имеющиеся противоречия между участниками процесса формирования системы учета электроэнергии потребуют длительного времени на их полное завершение.

В условиях действующей системы тарифо- образования на транспорт электрической энергии основу расчета составляют информация о технико-экономических характеристиках используемого электрооборудования и ретроспективная информация о фактических издержках на осуществление функционирования ТСО в предыдущем (базовом) периоде. Для вновь создаваемых ТСО третьей группы это - труднопреодолимое препятствие.

С точки зрения расчета норматива электрических потерь ТСО данного класса создают наибольшие проблемы. Основные из них:

практически нет паспортных данных на электрооборудование;

отсутствуют однолинейные схемы электрических сетей, поопорные схемы воздушных линий электропередачи (BJI) и схемы трасс проложенных кабельных линий (КЛ);

часть участков ВЛ и КЛ таких сетей не имеют непосредственных связей с другим оборудованием рассматриваемых ТСО и являются элементами присоединений иных ТСО.

В данной ситуации можно использовать методы принятия решений в условиях недостатка и неопределенности исходной информации. Это позволяет достичь позитивных результатов уже потому, что дается обоснованное предпочтение тем вариантам, которые оказываются наиболее гибкими и обеспечивающими наибольшую эффективность. Один из них - метод экспертных оценок. Его применение для каждой конкретной ТСО третьей группы является единственно возможным способом количественной оценки показателей, необходимых для расчета потерь электроэнергии на начальном этапе функционирования сетевых организаций.

В качестве примера рассмотрим особенности расчета нормативов потерь электроэнергии для организации (условно названной ТСО-энер- го), электрооборудование которой рассредоточено на территории 17 районов Нижегородской области. Источниками исходной информации об электрооборудовании и режимах работы ТСО-энерго к моменту начала обследования были договоры аренды электрооборудования и сооружений, договоры на техническое и оперативное обслуживание, заключенные его администрацией с филиалами ОАО "Нижновэнерго" на местах и с гарантирующим поставщиком электроэнергии по региону. Ввиду невозможности на начальном этапе функционирования ТСО-энерго в качестве электросетевой организации осуществлять учет транспортируемой электрической энергии с помощью электрических счетчиков объемы передаваемой электроэнергии определяли расчетным путем.

В ходе обследования электроустановок была получена дополнительная информация о сетях 0,4 кВ, питающихся от ТП, арендуемых ТСО-энерго у администраций только двух районов области. В результате анализа полученных данных эксперты качественно определили конфигурацию сетей 0,4 кВ исследуемой организации, провели разделение общей длины (общего числа пролетов) фидеров 0,4 кВ на магистральные участки и ответвления (с учетом числа фаз), получили средние значения таких параметров, как число фидеров 0,4 кВ на одно ТП (2,3); сечение головного участка магистрали фидера ЛЭП 0,4 кВ (38,5 мм 2), сечения кабельных (50 мм 2) и воздушных (35 мм") ЛЭП 6 кВ.

Информация об электрических сетях 0,4 кВ всех 17 районов структурирована на основе экстраполяции результатов анализа поопорных схем электрических сетей по выборке из двух. Согласно экспертному заключению, данные районы являются типовыми для ТСО- энерго, и экстраполяция результатов выборки не искажает общую картину конфигурации сетей организации в целом. Ниже приведены полученные значения норматива потерь электроэнергии AW Hn3 , тыс. кВт ч (%), на период регулирования, равный 1 году, для сетей 6- 10 и 0,4 кВ:

6- 10 кВ 3378,33 (3,78)

0,4 кВ 12452,89 (8,00)

Всего 15831,22 (9,96)

В сложившейся ситуации с учетом состояния электроустановок большинства ТСО наи

более эффективным, а иногда и единственно возможным для расчета потерь в сетях 0,4 кВ был метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Однако согласно последней редакции его использование возможно лишь при питании сети низкого напряжения не менее чем от 100 ТП, что существенно ограничивает применение метода для расчета потерь в сетях ТСО. Здесь возможна ситуация, когда полученный расчетным путем и обоснованный наличием подтверждающих документов норматив потерь электроэнергии в сетях низкого напряжения будет значительно ниже отчетных потерь в них ввиду сложности, а иногда и невозможности сбора исходной информации для расчетов. Это в дальнейшем может привести к банкротству ТСО и появлению "бесхозных" электрических сетей. Поэтому были исследованы разные методы расчета нормативов потерь электроэнергии в сетях низкого напряжения с целью проведения сравнительного анализа точности расчета каждого из предлагаемых в подходов.

Для расчета нормативов потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ при известных их схемах применяются те же алгоритмы, что и для сетей 6-10кВ, которые реализуются по методу средних нагрузок или методу числа часов наибольших потерь мощности. Вместе с тем существующими методиками предусмотрены специальные оценочные методы, определяющие порядок расчета нормативов потерь в сетях низкого напряжения (метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети, а также метод оценки потерь с использованием измеренных значений потерь напряжения) .

Для проведения численного анализа точности расчетов указанными методами определены потери электрической энергии на основе схемы электроснабжения бытовых потребителей 0,4 кВ. Расчетная модель сети 0,4 кВ представлена на рисунке (где Н - нагрузка). Наличие полного объема информации о ее конфигурации и режиме позволяет рассчитать потери электроэнергии AW пятью методами. Результаты расчетов представлены в табл. 1.

Промышленная энергетика №i, 2010

Таблица 1

Метод расчета	A W, кВт ч (%)	8 W, %
Метод характерных сезонных суток	11997,51 (3,837)
Метод средних нагрузок	12613,638 (4,034)
Метод числа часов наибольших потерь мощности	12981,83 (4,152)
Метод оценки потерь с использованием измеренных значений потерь напряжения	8702,49 (2,783)
Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети	11867,21 (3,796)

Наиболее достоверны результаты, полученные поэлементным расчетом сети 0,4 кВ методом характерных сезонных суток. Однако при этом необходимо иметь полную информацию о конфигурации сети, марках и сечениях проводов, токах в фазных и нулевых проводах, получение которой весьма затруднительно. Более простым с этой точки зрения является расчет потерь электроэнергии методом средних нагрузок или методом числа часов наибольших потерь мощности. Но использование данных методов также требует весьма трудоемкого поэлементного расчета сети при наличии исходной информации о токах и потоках активной мощности по линиям, сбор которой для многих сетевых организаций также практически невозможен. Анализ результатов потерь в расчетной модели путем применения метода средних нагрузок и метода числа часов наибольших потерь мощности показывает завышение потерь электроэнергии по сравнению с результатом, полученным методом характерных сезонных суток.

Использование метода оценки потерь электроэнергии по измеренным значениям потерь напряжения в условиях рассматриваемой модели сети приводит к существенному занижению норматива рассматриваемых потерь. Потери напряжения в линиях 0,4 кВ не могут быть измерены в полном объеме, а их достоверность не может быть оценена при проверке результатов расчета. В связи с этим метод является скорее теоретическим, он неприменим для практических расчетов, результаты которых должны быть приняты регулирующим органом.

Поэтому согласно проведенным исследованиям наиболее эффективным представляется метод оценки потерь электроэнергии по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Он наименее трудоемок с точки зрения сбора достаточного для расчета количества исходной схемотехнической информации. Результаты при его использовании в расчетной модели имеют малое расхождение с данными поэлементного расчета даже на уровне определения потерь в двух фидерах, питающихся от одной ТП. С учетом реальных схем низкого напряжения существующих ТСО, в которых количество фидеров 0,4 кВ достигает нескольких десятков и сотен, погрешность применения данного метода оценки потерь будет еще меньше, чем на уровне рассмотренной расчетной модели. Другим достоинством этого метода является возможность определения потерь в произвольном количестве линий электропередачи одновременно. К основным его недостаткам следует отнести невозможность детального анализа потерь в сети 0,4 кВ и разработки на основании полученных данных мероприятий по их снижению. Однако при утверждении нормативов потерь электроэнергии в целом по сетевой организации в Министерстве энергетики РФ данная задача - не главная.

Положительный опыт обследования ряда сетевых организаций позволяет проанализировать динамику изменения нормативов потерь электрической энергии в сетях рассматриваемых ТСО. В качестве объектов исследования выбрали две организации второй группы (условно обозначенные ТСО-1 и ТСО-2) и шесть третьей группы (ТСО-3 - ТСО-8). Итоги расчета их нормативов потерь в 2008 - 2009 гг. представлены в табл. 2.

В результате было установлено, что невозможно выделить единые тенденции изменения нормативов потерь в целом для рассмотрен-

Таблица 2

Организация	Нормативы потерь в целом по ТСО, %
	в 2008 г.	в 2009 г.
ТСО-1
ТСО-2
ТСО-3
ТСО-4
ТСО-5
ТСО-6
ТСО-7
ТСО-8
В целом

ных организаций, поэтому необходима разработка мероприятий по снижению потерь для каждой ТСО в отдельности.

Выводы

1. Основными направлениями повышения обоснованности нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях являются разработка, создание и внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета для рынков электроэнергии, сетевых организаций и предприятий.
2. Наиболее простой и эффективный, а иногда и единственно возможный для использования на данном этапе развития сетевых организаций - метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
3. Детальный анализ результатов расчета технических потерь в сетях 0,4 кВ обусловливает эффективность разработки мероприятий по их снижению, поэтому необходимо продолжение исследований методов расчета потерь в этих сетях.

Список литературы

1. Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (утвержден приказом Мин- промэнерго России от 4 октября 2005 г. № 267). - М.: ЦПТИ и ТО ОРГРЭС, 2005.
2. Вуколов В. Ю., Папков Б. В. Особенности расчета нормативов потерь для электросетевых организаций. Энергосистема: управление, конкуренция, образование. - В кн.: Сб. докладов III международной научно-практической конференции. Т. 2. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008.