ИНСТРУКЦИЯ
ПО РАСЧЕТУ И АНАЛИЗУ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
НА ПЕРЕДАЧУ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ
ЭНЕРГОСИСТЕМ И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ

 

 

 

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным научно-техническим институтом электроэнергетики (ВНИИЭ) и предприятием "Уралтехэнерго" CПО "Союзтехэнерго"

ИСПОЛНИТЕЛИ В.Э. ВОРОТНИЦКИЙ, Ю.С. ЖЕЛЕЗКО (ВНИИЭ), В.М. МАКСИМОВ (ГТУ), В.Н. КАЗАНЦЕВ, Ю.М. КОМЛЕВ, А.П. ШАМАНОВ, И.С. ЩЕРБАКОВ (Уралтехэнерго)

СОГЛАСОВАНО с Главгосэнергонадзором 14.02.87

Главный инженер Ю.В. КОПЫТОВ

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 17.04.87

Заместитель начальника К.М. АНТИПОВ

 

Срок действия установлен

с 01.01.88 г.

до 01.01.95 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Инструкция предназначена для персонала государственных производственных объединений и производственных энергетических объединений Минэнерго СССР и их подразделений.

1.2. В Инструкции даны методика и порядок проведения расчета и анализа технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям переменного тока всех классов напряжения.

1.3. Результаты расчетов по настоящей Инструкции должны использоваться для подготовки отчетных данных по потерям электроэнергии [1], используемых при планировании потерь, выявления элементов сети с повышенными потерями и разработки мероприятий по их снижению в соответствии с [2].

1.4. С вводом настоящей Инструкции аннулируется "Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем" (М.: СПО ОРГРЭС, 1976).

В дальнейшем для краткости - потери электроэнергии.

1.5. Расчеты потерь электроэнергии должны выполняться по:

• ретроспективным данным (ретроспективные расчеты);

• данным, получаемым оперативно с помощью телеизмерений (оперативные расчеты);

• данным, прогнозируемым на перспективу - год и более (перспективные расчеты).

1.6. Ретроспективные расчеты должны выполняться для:

• определения структуры потерь электроэнергии по группам элементов электрической сети;

• определения коммерческих "потерь" электроэнергии;

• выявления элементов (групп элементов) с повышенными потерями электроэнергии и разработки мероприятий по их снижению;

• определение фактической эффективности внедренных мероприятий по снижению потерь электроэнергии;

• составления балансов электроэнергии по энергосистеме в целом, ее структурным подразделениям и подстанциям и разработки мероприятий по снижению небалансов до допустимых значений;

• определения технико-экономических показателей энергосистемы.

1.7. Оперативные расчеты должны выполняться для:

• контроля за текущими значениями потерь электроэнергии и их изменением во времени;

• оперативной корректировки режимов и схем электрических сетей в целях минимизации потерь;

• составления балансов мощности по энергообъединению, энергосистеме и ее структурным подразделениям в целях контроля за соблюдением лимитов мощности;

• определения ожидаемых потерь электроэнергии на конец месяца, квартала, года;

• формирования базы данных, используемых при прогнозировании потерь электроэнергии.

1.8. Перспективные расчеты должны выполняться для:

• определения ожидаемых потерь электроэнергии на следующий и дальнейшие годы;

• расчета ожидаемой эффективности планируемых мероприятий по снижению потерь;

• сравнения вариантов реконструкции электрических сетей по уровню потерь электроэнергии.

1.9. В связи с особенностями схем и режимов электрических сетей различных классов напряжения и возможностями применения методов расчета потерь рекомендуется подразделять сети на пять групп:

• транзитные электрические сети напряжением 220 кВ и выше (межсистемные связи), через которые осуществляется обмен мощностью между энергосистемами;

• замкнутые электрические сети 110 кВ и выше, не участвующие в обмене мощностью между энергосистемами;

• разомкнутые электрические сети напряжением 35 - 150 кВ;

• электрические сети напряжением 6 - 20 кВ;

• электрические сети напряжением 0,38 кВ.

1.10. Структура потери электроэнергии должна включать следующие составляющие:

• нагрузочные потери в линиях, силовых трансформаторах и автотрансформаторах;

• потери холостого хода трансформаторов и автотрансформаторов;

• потери на корону в воздушных линиях;

• расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;

• расход электроэнергии в компенсирующих устройствах - батареях конденсаторов (БСК), синхронных компенсаторах (СК), генераторах, работающих в режиме СК, статических тиристорных компенсаторах (СТК) и др.;

• потери в реакторах подстанций;

• потери в измерительных трансформаторах тока и напряжения и их вторичных цепях, включая счетчики электроэнергии.

1.11. Для анализа потерь электроэнергии и оценки гарантированного эффекта от мероприятий по их снижению результаты расчетов потерь рекомендуется представлять в виде нижней ΔW_МИН и верхней ΔW_МАКС границы интервала потерь. Расчетный интервал потерь определяется полнотой и точностью исходных данных о схемах и нагрузках электрических сетей и погрешностью используемого метода расчета. Способы определения расчетных интервалов потерь даны в приложении 1.

1.12. Для расчетов потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем должны использоваться методы и программы для ЭВМ, удовлетворяющие требованиям настоящей Инструкции. Описание рекомендуемых методов и программ приведено в приложении 2. Использование в энергосистемах других программ допускается после согласования с Главтехуправлением Минэнерго СССР.

2. МЕТОДЫ РАСЧЕТА СОСТАВЛЯЮЩИХ
ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

2.1. В зависимости от полноты информации о нагрузках сети и вида расчетов (п. 1.5) для определения нагрузочных потерь рекомендуется использовать следующие методы [3]:

• поэлементных расчетов;

• характерных режимов;

• характерных суток;

• средних нагрузок;

• числа часов максимальных потерь;

• статистические.

2.2. Определение нагрузочных потерь по методу поэлементных расчетов производят по формуле:

,                                                                                                       (2.1)

где К - число элементов сети;

Т - расчетный период, ч;

Δt - интервал времени между последовательными значениями токовых нагрузок элементов, получаемых с помощью устройств телеизмерения, ч;

I_ij - токовая нагрузка i -го элемента с сопротивлением R_i. в момент времени j.

2.3. Определение нагрузочных потерь по методу характерных режимов производят по формуле:

                                                                                                                (2.2)

где ΔP_i - нагрузочные потери мощности в сети в i - м режиме продолжительностью t_i часов;

п - число режимов.

Нагрузки узлов сети принимаются по данным контрольных измерений. Перед расчетом потерь должна быть проведена балансировка нагрузок узлов с суммарной нагрузкой сети. Для периодов, в которых контрольные измерения нагрузок узлов не проводились, нагрузки должны быть получены с помощью расчета, исходя из известной суммарной нагрузки сети. При оперативных расчетах нагрузки узлов получают с помощью телеизмерений.

2.4. Определение нагрузочных потерь по методу характерных суток производят по формуле:

                                                                                                             (2.3)

где т - число характерных периодов работы сети (летний, зимний, паводка и т.д.), расчетные потери за контрольные сутки каждого из которых, рассчитанные по известным графикам нагрузки в узлах сети, составляют ;

Д_экi - эквивалентное число дней для i -го характерного периода, сут.

Эквивалентное число дней для i -го характерного периода определяют по формуле:

                                                                                                                (2.4)

где W_i - электроэнергия, отпущенная в сеть в i -м периоде продолжительностью Д_i суток;

W_ci - электроэнергия, отпущенная в сеть за сутки, расчетные потери электроэнергии за которые составили , или по формуле:

                                                                                                                        (2.5)

где K_i - число месяцев входящих в i -й характерный период;

Wj - электроэнергия, отпущенная в сеть j-м месяце, число дней в котором составляет Д_j;

Wp - электроэнергия, отпущенная в сеть в месяце, включающем контрольные сутки, или по формуле:

                                                                                                                  (2.6)

где ℓ - число характерных суточных графиков в i -м характерном периоде;

Д_j - число суток в характерном периоде работы сети, на которое распространяется j - й характерный суточный график;

A_j - сумма квадратов ординат j -го характерного суточного графика суммарной нагрузки сети (рабочие, нерабочие сутки);

A_i - сумма квадратов ординат суточного графика суммарной нагрузки сети, соответствующего суткам, за которые рассчитывались потери .

При использовании формул (2.5), (2.6) расчеты значений  производят по графикам нагрузки в каждом из узлов, полученных из ведомостей контрольных измерений и скорректированных по потреблению электроэнергии в узле за месяц W_М. Ординаты скорректированного графика активной мощности Р_к определяют по формуле:

                                                                                                                                (2.7)

где а_К - коэффициент корректировки;

Р - ордината исходного графика.

Коэффициент а_К определяют по формулам:

в случае использования (2.5)

                                                                                                            (2.8)

где Д_М - число дней в месяце;

P_i - ордината суточного графика, полученного путем измерения;

t_i - продолжительность ступени графика, ч;

в случае использования (2.6)

                                                                                                         (2.9)

где d_p - доля электроэнергии, потребленной в рабочие дни, отн. ед.;

Д_р - число рабочих дней в месяце.

Корректировку графика реактивной мощности осуществляют аналогично.

2.5. Определение нагрузочных потерь методами средних нагрузок и числа часов максимальных потерь τ производят по формулам:

                                                                                                                 (2.10)

                                                                                                                   (2.11)

где ΔР_Н.СР и ΔР_Н.МАКС - нагрузочные потери мощности, определенные по средним и максимальным нагрузкам соответственно;

К_Ф - коэффициент формы графика;

Т - продолжительность периода, за который определяются потери, ч.

Средние нагрузки узлов определяют по показаниям приборов учета электроэнергии [4]. Значения и τ определяют непосредственно по графику суммарной нагрузки сети, фиксируемому в диспетчерской ведомости [5], или по формулам:

где K₃ - коэффициент заполнения графика.

2.6. Определение нагрузочных потерь статистическими методами производят на основании регрессионной зависимости потерь от обобщенных характеристик схем и режимов электрических сетей. Указанные зависимости строятся на основании предварительных расчетов потерь для ограниченного числа схем и режимов сетей (выборки). Определение потерь для других схем и режимов производят по полученной зависимости без электрического расчета сети.

2.7. Для сетей различных групп (п. 1.9) рекомендуются следующие методы расчета.

Метод поэлементных расчетов рекомендуется как предпочтительный для отдельных линий и трансформаторов, потери в которых существенно зависят от транзитных перетоков.

Метод характерных режимов рекомендуется для расчета потерь в транзитной сети при наличии телеинформации о нагрузках узлов, периодически передаваемой в ВЦ энергосистемы.

Метод характерных суток рекомендуется как предпочтительный для расчета потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше, не участвующих в обмене мощностью. Допускается применение метода числа часов максимальных потерь.

Метод средних нагрузок рекомендуется как предпочтительный для разомкнутых сетей 6 - 150 кВ при наличии данных об электроэнергии, пропущенной по головному участку сети за рассматриваемый период. Допускается применение метода числа часов максимальных потерь. Статистические методы рекомендуются как предпочтительные для определения потерь в сетях 0,38 кВ и выявления зависимостей потерь от основных влияющих факторов в сетях всех напряжений.

Для расчета и анализа потерь в разомкнутых сетях 6 - 20 кВ допускается применение статистических методов определения эквивалентных сопротивлений линий от обобщенных параметров схемы (суммарной длины и числа участков линии, сечения головного участка и т.п.).

2.8. До внедрения программ на ЭВМ расчеты потерь в разомкнутых сетях 6 - 150 кВ могут производиться вручную. В зависимости от вида имеющейся информации о нагрузке головного участка сети используют метод средних нагрузок, определяя расчетное значение потерь (тыс. кВт. ч) по формуле:

                                                                                                           (2.14)

метод числа часов наибольших потерь (тыс. кВт. ч) по формуле:

                                                                                                         (2.15)

где W_P и W_Q - активная, тыс. кВт × ч, и реактивная, тыс. квар × ч, энергия, пропущенная через головной участок сети за время Т;

U_ЭК - эквивалентное напряжение для расчета нагрузочных потерь, кВ;

I_MAKC - максимальная нагрузка головного участка, кА;

K_K - коэффициент корректировки, принимаемый равным 1,37 при использовании значения тока, полученного путем непосредственного измерения, и равным 1 в остальных случаях.

Эквивалентное напряжение определяют по формуле:

                                                                                                   (2.16)

где К - коэффициент, принимаемый равным 0,9 для сетей 6 - 20 кВ и 0,8 - для сетей 35 - 150 кВ;

U₁ и U₂ - напряжения на шинах центра питания линии 6 - 20 кВ в режимах максимальных и минимальных нагрузок соответственно.

Эквивалентное сопротивление линии рассчитывают по формуле:

                                                                                                                   (2.17)

где h_i и h_Г - величины, пропорциональные (фактически или по предположению) нагрузке i-го элемента сети сопротивлением R_i и головного участка соответственно. В качестве этих величин могут использоваться токи участков, установленные мощности трансформаторов, получающих питание по i-му участку и т.п. При этом сумма h_i для нагрузочных узлов должна быть равна h_Г.

При отсутствии данных о коэффициенте формы графика вместо (2.14) используют формулу:

                                                                                                      (2.18)

при отсутствии данных о пропуске реактивной энергии - формулу

                                                                                                    (2.19)

при отсутствии данных о K_Ф и о W_Q - формулу

                                                                                                         (2.20)

2.9. Потери электроэнергии в линии напряжением 0,38 кВ (% отпуска электроэнергии в сеть) определяют по формуле:

                                                                                                    (2.21)

Δ U₁ - потери напряжения в максимум нагрузки сети от шин ТП до наиболее удаленного электроприемника, %;

K_нер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам.

Коэффициент K_нер определяют по формуле:

                                                                      (2.22)

где I_A, I_B, I_C - измеренные токовые нагрузки фаз;

 - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов [6].

При отсутствии данных о токовых нагрузках следует принимать:

для линий с  К_нер = 1,13, для линий с  К_нер = 1,2.

Отношение  принимают в соответствии со следующими данными:

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

                                                                                                               (2.23)

где  - относительные потери электроэнергии в i-й линии, определенные по формуле (2.21);

I_i - максимальная нагрузка головного участка i-и линии.

2.10. Потери холостого хода в трансформаторе или потери в шунтирующем реакторе определяют по формуле:

                                                                                                        (2.24)

где Δ Р_Х - номинальные потери мощности в i-м оборудовании (по паспортным данным);

Т - число часов работы оборудования;

U_CP - среднее значение напряжения за рассматриваемый период времени;

U_HOM - номинальное напряжение i-го оборудования.

2.11. Потери на корону на линии напряжением 220 кВ и выше определяют по удельным потерям Δ Р_K (кВт/км) в зависимости от номинального напряжения и погодных условий [7]

                                                                                                             (2.25)

где i - индекс погодных условий: 1 - изморозь; 2 - снег; 3 - дождь; 4 - хорошая погода;

t_i - продолжительность в году i-го вида погоды.

В случае отсутствия более точных данных допускается использовать удельные потери мощности на корону для линий различных классов напряжения, приведенные ниже (см. таблицу).

Удельные потери мощности на корону

При отсутствии данных t_i потери на корону для различных регионов страны рекомендуется определять по табл. 7.7 из [8].

2.12. Потери электроэнергии в батареях конденсаторов определяют по одной из формул, тыс. кВт × ч:

                                                                                                               (2.26)

                                                                                                                    (2.27)

где Δ P_O - удельные потери, кВт × ч/кВар, принимаемые равными 0,002 для конденсаторов выше 1000 В и 0,004 - для конденсаторов до 1000 В;

Q_K - располагаемая мощность батареи;

Т_K - эквивалентное число часов работы батареи с располагаемой мощностью;

W_Q - реактивная энергия выдаваемая батареей за расчетный период.

2.13. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (СК) определяют по формуле:

                                               (2.28)

где Δ Р_НОМ - потери мощности в СК при номинальной нагрузке;

d_X - доля потерь холостого хода;

Т_CK - продолжительность работы СК;

K_MAKC - коэффициент максимальной загрузки СК;

К_З - коэффициент заполнения графика нагрузки СК;

При работе СК в режимах потребления и генерации W_Q определяют как сумму абсолютных значении потребленной и отданной в сеть реактивной энергии.

2.14. Потери электроэнергии в генераторе, переведенном в режим СК, зависят от типа генератора и условий его работы. Для турбо- и гидрогенераторов без турбины потери могут быть определены по формуле:

                                                                                                (2.29)

где А, В, С - параметры генератора, определяемые экспериментально или по паспортным данным [9];

Q_MAKC и Q_CP - максимальная и средняя реактивные нагрузки генератора;

Т_Г - число часов его работы.

Допускается определять потери электроэнергии в СК и генераторах, переведенных в режим СК, по формуле:

                                                                                                             (2.30)

где W_Q - реактивная энергия, выработанная СК;

Δ P_% - удельное потребление активной мощности, % вырабатываемой реактивной, принимаемое в соответствии со следующими данными [10]:

Источники реактивной мощности Δ P_%

2.15. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяют по показаниям электросчетчиков.

2.16. Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах напряжения (ТН) и тока (ТН) и их вторичных цепях, включая электросчетчики, определяют исходя из средних потерь электроэнергии в измерительных трансформаторах различных классов напряжения, приведенных ниже (в расчете на три фазы):

2.17. Допустимые погрешности учета электроэнергии по объекту (подстанции, РЭС, ПЭС и т.п.) в сторону завышения количества учтенной электроэнергии Δ W₊ и занижения Δ W_– определяют по формулам [11], %;

                                                                                                                 (2.31)

                                                                              (2.32)

где δ_pi - результирующая погрешность i-го измерительного тракта, включающего в общем случае измерительные трансформаторы тока и напряжения и электросчетчик;

δ_ТН - класс точности трансформатора напряжения;

d_i - отношение количества электроэнергии, зафиксированного i-м счетчиком, к суммарному количеству электроэнергии, поступившей на объект;

n - общее число точек учета электроэнергии;

n_n - число точек, фиксирующих поступление электроэнергии;

n₀ - число точек, фиксирующих отпуск электроэнергии (n = n_n + n₀).

Результирующую погрешность измерительного тракта определяют по формуле:

                                                                                                        (2.33)

где δ_ТT и δ_ЭС - классы точности ТТ и электросчетчика.

При определении допустимых погрешностей учета электроэнергии по энергосистеме, ПЭС, РЭС (коммерческих потерь) ввиду большого количества счетчиков, фиксирующих отпуск электроэнергии, допускается в целях облегчения расчетов определять Δ W₊ по формуле:

                                                                                      (2.34)

где m - сумма числа точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии, и числа точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии особо крупным потребителям;

δ_p3 и δ_p1 - погрешности измерительных трактов для остальных трехфазных и однофазных электросчетчиков;

n₃ - число точек учета с трехфазными электросчетчиками (кроме учтенных в числе т), суммарный относительный пропуск электроэнергии по которым составляет d₃;

n₁ - то же с однофазными электросчетчиками, суммарный относительный пропуск по которым составляет d₁.

3. АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

3.1. Анализ потерь электроэнергии проводится для решения следующих задач:

• выявления и оценки резервов энергосистемы и ее предприятий по снижению потерь электроэнергии;

• выявления и ранжирования основных факторов, определяющих уровень потерь электроэнергии;

• разработки мероприятий по снижению потерь электроэнергии, определения их эффективности и очередности внедрения;

• определения очагов коммерческих потерь электроэнергии;

• оценки результатов работы по показателю потери электроэнергии энергосистемы в целом и ее подразделений;

• подготовки и обоснования решений по развитию электрических сетей и внедрению мероприятий по снижению потерь, требующих капитальных вложений.

3.2. Основными формами анализа потерь электроэнергии являются:

• составление балансов электроэнергии по каждой подстанции, электростанции, предприятию электрических сетей и энергосистеме в целом;

• сравнение расчетных, плановых и отчетных потерь электроэнергии и анализ изменения потерь по энергосистеме и отдельным ее предприятиям;

• анализ изменения отдельных составляющих потерь электроэнергии с учетом изменения схем, режимов электрических сетей и структуры отпуска электроэнергии;

• сравнение отчетных и плановых нормируемых и лимитируемых составляющих баланса электроэнергии (собственные нужды, хозяйственные и производственные нужды);

• оценка фактической эффективности отдельных мероприятий по снижению потерь электроэнергии, а также плана мероприятий в целом;

• выявление зависимостей потерь электроэнергии от основных факторов, характеризующих схему сети и режимы ее работы.

3.3. Для анализа потерь электроэнергии должны использоваться:

• результаты расчетов режимов электрических сетей и их схемы;

• результаты расчетов потерь электроэнергии и их структуры;

• отчетные данные по потерям электроэнергии в энергосистеме и ее предприятиях за ряд лет;

• данные по перетокам электроэнергии за ряд лет;

• итоги выполнения планов мероприятий по снижению потерь электроэнергии;

• проектные решения по развитию электрических сетей;

• материалы, характеризующие состояние и использование средств компенсации реактивной мощности и регулирования режима электрических сетей;

• данные по оснащенности сетей потребителей электроэнергии компенсирующими устройствами (квар/кВт) за ряд лет;

• данные по состоянию расчетного и технического учета электроэнергии;

• данные по среднемесячной оплате электроэнергии одного бытового абонента и результаты борьбы с хищениями электроэнергии;

• данные по материальному стимулированию персонала энергосистемы за снижение потерь электроэнергии.

Приложение 1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПОТЕРЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

1. Нижнюю и верхнюю границы интервала, в котором фактическое значение потерь оказывается с доверительной вероятностью 95 %, определяют по формулам:

                                                                                                            (П1.1)

где ΔW_P - расчетное значение потерь, определяемое в соответствии с разд. 2 настоящей Инструкции;

Δ - среднеквадратичное значение погрешности расчета, %, определяемое в соответствии с изложенным ниже.

2. Погрешности определения потерь электроэнергии методом поэлементных расчетов обуславливаются изменением сопротивления проводов в зависимости от температуры и периодичностью расчетов N (раз в час). При использовании в расчетах сопротивлений, приведенных к среднегодовой температуре, значение Δ определяют по формуле:

                                                                                                                     (П1.2)

где Т - расчетный период, ч;

т - число элементов.

3. Погрешности определения потерь электроэнергии методом характерных режимов при сбалансированных нагрузках в каждом режиме обуславливаются погрешностями информации о нагрузках узлов в каждом режиме и погрешностями, обусловленными ограниченным числом характерных режимов. В расчетах используют значения сопротивлений, приведенные к среднегодовой температуре. Среднеквадратичное значение погрешности определяют по формуле, %:

                                                                                                                (П1.3)

где п - число рассчитываемых режимов в течение года.

4. Погрешности определения потерь электроэнергии методом характерных суток обусловлены неточностями информации о нагрузках узлов, способом определения продолжительности характерных суток, количеством суток, потери за которые определяют на основании расчета режимов и количеством режимов, рассчитываемых за характерные сутки. Известные модификации метода характерных суток [см. формулы (2.4) - (2.6)] обеспечивают примерно одинаковую точность расчета. Среднеквадратичную погрешность определяют по формуле, %:

                                                                                                                (П1.4)

где п_р - количество режимов, рассчитываемых для суточного графика;

п_с - количество суток, за которые рассчитывают режимы (только зимние - п_с = 1; зимние и летние - п_с = 2).

5. При определении потерь электроэнергии по формуле (2.11) в случае, если ΔР_Н.МАКС получено из расчета режима сети, среднеквадратичная погрешность принимается равной 7,6 %.

6. При определении потерь по формулам (2.14), (2.15), (2.18) - (2.20) среднеквадратичные погрешности определяют по формуле:

                                                                                                                                    (П1.5)

где Δ_Г - среднеквадратичная погрешность, обусловленная методическими и информационными погрешностями режима головного участка;

Δ_ЭК - среднеквадратичная погрешность эквивалентирования сети, численно равная погрешности, обусловленной неопределенностью распределения нагрузки головного участка между распределительными трансформаторами [5].

Значение Δ_Г принимают в соответствии со следующими данными:

Значение Δ_ЭК определяется программами РАП-35-150, РАП-6-20 и РПОТ-РС в зависимости от конфигурации и параметров эквивалентируемой сети, а также среднеквадратичной погрешности нагрузок распределительных трансформаторов Δ_h. При определении расчетных интервалов потерь с помощью ручного счета используют формулы [5]:

                                                                                          (П1.6)

                                                                                                     (П1.7)

где п_М и п_Т - число участков магистрали и трансформаторов соответственно.

7. При использовании статистических методов среднеквадратичные погрешности определяются программным путем как остаточные среднеквадратичные отклонения регрессионных зависимостей.

8. Среднеквадратичную погрешность в потерях холостого хода, определяемых суммированием значений (2.24), рассчитанных для каждого трансформатора (реактора), определяют по формуле:

                                                                                                                            (П1.8)

где К - число трансформаторов и реакторов.

9. Среднеквадратичные погрешности в потерях на корону определяют по формуле:

                                                                                                                     (П1.9)

где Δ_i - погрешность расчета потерь в i-й линии, принимаемая равной 10 % при расчете потерь по [7], 20 %- при расчете потерь по данным табл. п. 2.11 и 30 % - при расчете потерь по данным табл. 7.7 [8];

d_i - доля потерь на корону в i-й линии в суммарных потерях на корону по К линиям.

10. Среднеквадратичные погрешности в других составляющих потерь принимают равными, %:

• в статических конденсаторах - 8;

• в синхронных компенсаторах -10;

• в генераторах, переведенных в режим СК, при использовании формул:

(2.29) - 5;

(2.30) -10.

11. Среднеквадратичные погрешности потерь в измерительных трансформаторах и электросчетчиках определяют по формуле:

                                                                                                              (П1.10)

где К - число элементов каждого типа.

12. Среднеквадратичную погрешность в суммарных потерях электроэнергии в К линиях 0,38 кВ определяют по формуле:

                                                                                                             (П1.11)

где Δ_Л = 25 при определении К_НЕР по (2.22) и Δ_Л = 30 при определении К_НЕР по данным, приведенным в п. 2.9.

13. Расчетный интервал суммарных потерь по известным интервалам их составляющих определяют по формулам:

                                                                                       (П1.12)

где ΔW_Р∑ - сумма расчетных значений составляющих потерь;

Δ_∑ - среднеквадратичное отклонение суммарных потерь, определяемое по формуле:

                                                                              (П1.13)

где К - число суммируемых составляющих потерь.

Формулы (П1.12) и (П1.13) используются при любом суммировании потерь, как по составляющим, так и по подразделениям и сетям различного назначения.

14. При выполнении перспективных расчетов значение среднеквадратичного отклонения потерь электроэнергии следует увеличивать в два раза по сравнению со значениями, приведенными в данном приложении для ретроспективных расчетов.

Приложение 2

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА И АНАЛИЗА
ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

1. Транзитные сети

1.1. Программа ДОН, разработчик - Донтехэнерго

С помощью программы осуществляются оперативные ежечасные расчеты потерь мощности в сети по данным о нагрузках узлов, получаемым с помощью телеизмерений. Данные о нагрузках узлов, не оснащенных аппаратурой телеизмерения, программа формирует сама на основании предварительно определенной регрессионной зависимости между суммарной нагрузкой района и нагрузками отдельных узлов.

Схема сети для каждого расчета формируется по данным аппаратуры телесигнализации. Каждый расчет производится по полной схеме сети.

Максимальный объем исходной схемы сети: 230 узлов, 300 ветвей. Продолжительность расчета 24 режимов сети предельного объема на ЕС-1040 -1ч.

1.2. Программа ПЛАН-2, разработчик - ВЦ Главтехуправления

На основании предварительного расчета серии режимов с помощью программы определяется зависимость потерь мощности в сети от нагрузок узлов. Зависимость аналитическая с использованием производных от потерь мощности по нагрузкам узлов. Потери мощности в любом другом режиме работы сети определяются по полученной зависимости, минуя расчет рабочего режима [12].

Для расчетов необходимы данные о схеме сети и о нагрузках узлов во всех рассматриваемых режимах.

Максимальный объем сети: 600 узлов, 900 ветвей. Продолжительность расчета на ЕС-1033 одного режима сети предельного объема - 1мин.

1.3. Программа РПБ, разработчик - Уралтехэнерго

На основании предварительного расчета серии рабочих режимов с помощью программы определяется зависимость потерь мощности в сети от нагрузок узлов, оснащенных аппаратурой телеизмерения и имеющих наиболее нестабильный характер (число таких узлов т ≤ 25). Указанная зависимость использует 3т² + т коэффициентов, получивших название В-коэффициентов [5].

Потери мощности в любом режиме работы сети определяются с использованием указанной зависимости.

Максимальный объем исходной схемы сети: 700 узлов, 800 ветвей. Продолжительность расчета В-коэффициентов на ЕС-1022 по предварительно рассчитанной серии рабочих режимов - около 15 мин. Расчет потерь мощности по полученной зависимости занимает не более 5 с.

1.4. Программа ИДК-2, разработчик - Ставропольский политехнический институт

На основании предварительного расчета серии рабочих режимов сети (не менее 30 режимов) с помощью программы определяются регрессионные зависимости потерь мощности и электроэнергии от основных влияющих факторов. В качестве факторов используются: на уровне РЭУ - нагрузки ПЭС и межсистемные перетоки; на уровне ПЭС - суммарная нагрузка ПЭС и перетоки мощности между ПЭС.

Определение потерь мощности и электроэнергии с использованием полученной зависимости может выполняться на мини-ЭВМ, куда поступают данные телеизмерений используемых факторов.

Максимальный объем исходной сети определяется с помощью программы расчета рабочего режима сети.

Продолжительность расчета коэффициентов регрессионной зависимости не превышает 1 мин. Расчет потерь мощности по полученной зависимости занимает не более 1 с.

1.5. Программы поэлементных расчетов, разработчики - Латвглавэнерго, Иркутскэнерго

Программы позволяют выполнять расчет нагрузочных потерь по формуле (2.1) во всех элементах сети, данные о нагрузке которых поступают от аппаратуры телеизмерения. Продолжительность расчета измеряется секундами, описание программ Латвглавэнерго приведено в [15].

2. Замкнутые сети 110 кВ и выше, не участвующие в обмене мощностью

2.1. Программа РПОТ-ПС, разработчик - Уралтехэнерго

С помощью программы определяются годовые потери электроэнергии и их структура в сети на основе расчета серии рабочих режимов. Рабочие режимы рассчитываются по графикам нагрузки узлов, полученным в дни контрольных измерений и приведенным к среднемесячным суточным графикам по известному потреблению электроэнергии за месяц в каждом узле.

Для определения продолжительности периодов, на которые распространяются суточные потери электроэнергии, определенные за дни контрольных измерений, используются значения ежемесячного потребления электроэнергии в энергосистеме. На начальный период года, среднемесячное потребление энергии в котором превышает среднегодовое, распространяют суточные потери, определенные за контрольный день декабря прошлого года. На период середины года, потребление энергии в котором ниже среднегодового, распространяют суточные потери, определенные за контрольный день июня расчетного года. На период конца года распространяют суточные потери, определенные за контрольный день декабря расчетного года.

Максимальный объем исходной схемы сети: 564 узла, 775 ветвей, число нагрузочных и генерирующих узлов - не более 423.

Продолжительность расчета на ЕС-1033 сети предельного объема - около 1ч.

2.2. Программа РАП-ОС, разработчик - ВНИИЭ

Годовые потери электроэнергии определяются на основании расчета серии рабочих режимов за дни контрольных измерений. Суточные потери электроэнергии приводятся к годовым с помощью эквивалентного числа дней, определяемого различными способами. Возможен расчет и с помощью τ.

Программа РАП-ОС является частью программы согласованного выбора компенсирующих устройств в сетях энергосистем и потребителей (типа КРМ). Расчеты рабочих режимов производятся с помощью программ Б-6, Б-2 разработки ВЦ Главтехуправления, которые используются в качестве внутренних блоков программы РАП-ОС.

Максимальный объем исходной схемы сети: 600 узлов, 900 ветвей. Продолжительность расчета годовых потерь электроэнергии для сети предельного объема на ЕС-1033 не более 40 мин.

2.3. Программа РАП-ЗЭС, разработчик - ВНИИЭ

Годовые потери электроэнергии в зависимости от исходных данных определяются на основании расчета серии рабочих режимов, продолжительность которых в течение года задается по числу часов максимальных потерь, по эквивалентному числу дней потерь. Особенностью программы является возможность сокращения объема сети до желаемого. При этом могут быть указаны узлы и ветви, которые должны остаться в первоначальном виде.

Расчеты рабочих режимов производятся с помощью программ Б-6, Б-2, которые используются в качестве внутренних блоков программы РАП-ЗЭС.

Параметры эквивалентной схемы рассчитываются по результатам расчета режима максимальных нагрузок. При необходимости для режима минимальных нагрузок может быть рассчитана своя эквивалентная схема. Для расчета параметров эквивалентной схемы нужны данные о нагрузках всех узлов и суммарной нагрузке сети. При отсутствии данные о нагрузках части узлов восстанавливаются программой на основании суммарной нагрузки сети [13].

Максимальный объем исходной схемы сети: 2000 узлов, 3000 ветвей; эквивалентной: 600 узлов, 800 ветвей.

Продолжительность расчета эквивалентной схемы на ЕС-1033 по предварительно рассчитанному рабочему режиму - около 5 мин для исходной схемы, имеющей 600 узлов. Продолжительность расчета потерь мощности в одном режиме - не более 20 мин.

2.4. Программа РАУ, разработчик - Белорусское отделение Энергосетъпроекта

Потери электроэнергии в сети определяются на основании расчетов трех режимов сети: при средних нагрузках узлов, определяемых по известному потреблению энергии в каждом из узлов, при максимальных и минимальных нагрузках. В результате расчетов для каждой ветви сети определяются три значения потока мощности. Потери электроэнергии в каждой ветви определяются по формуле (2.10). Коэффициент формы графика определяется из отношения полученных значений потоков мощности [5].

Максимальный объем исходной схемы сети: 600 узлов, 900 ветвей. Продолжительность расчета сети предельного объема на ЕС-1033 - около 10 мин.

2.5. Программа РП, разработчик - Средазтехэнерго

Программа позволяет производить расчет годовых потерь электроэнергии в сети методом, аналогичным методу, реализованному в программе РАП-ОС. Отличием от последней является способ определения эквивалентного числа дней наибольших потерь, которое определяется по формуле (2.4).

2.6. Программа ИДК-1, разработчик - Ставропольский политехнический институт

Алгоритм расчета потерь электроэнергии близок к использованному в программе РПОТ-ПС. В программе использован метод расчета, обладающий повышенной надежностью получения результатов. Предусмотрено автоматическое формирование графиков нагрузки на основе сбалансированных режимов, объединение элементов сети в группы для корректировки графиков, структурного анализа потерь и т.п.

Максимальный объем исходной схемы сети: 1000 узлов, 1500 ветвей. Продолжительность расчета для сети предельного объема на ЕС-1033 - не более 1ч.

3. Разомкнутые электрические сети напряжением 6 - 150 кВ

3.1. Программа РПОТ-РС, разработчик - Уралтехэнерго

Для расчета потерь электроэнергии в линии 6 - 150 кВ в программе используются данные о схеме сети и ее параметрах, суточные графики тока и напряжения на головном участке, снятые в дни контрольных измерений, значения электроэнергии, переданной по головному участку за расчетный период, нагрузки распределительных трансформаторов (РТ). Расчет режимов работы сети и потерь электроэнергии может выполняться при разных видах исходной информации о нагрузках РТ. При отсутствии данных о нагрузках РТ их определяют путем распределения нагрузки головного участка пропорционально номинальным мощностям РТ.

Программа позволяет выполнять расчет установившегося режима сети, потерь электроэнергии в каждой распределительной линии с указанием их минимально и максимально возможных значений, производит оптимизацию точек размыкания распределительной сети по минимуму потерь электроэнергии в сети, расчет эквивалентных сопротивлений линий по группам.

Программа позволяет получать структуру потерь электроэнергии по распределительной линии, по подстанции, району (РЭС) и предприятию электрических сетей (ПЭС) в целом.

Предельный объем решаемой задачи для одного ПЭС - 540 фидеров, 2000 ветвей в одном районе, 200 ветвей в схеме замещения одного фидера, 100 оптимизируемых точек размыкания.

3.2. Программа РАП 35-150, разработчик - ВНИИЭ

Для расчета потерь электроэнергии в линии 35 - 150 кВ в программе используются данные о схеме сети и ее параметрах и о нагрузках сети в виде токовых нагрузок подстанций 35 - 150 кВ, 6 - 20 кВ в максимальном режиме, значения электроэнергии, переданной через каждую подстанцию, максимального тока головного участка, электроэнергии, переданной в сеть и т.п. Для любого сочетания исходных дачных программа определяет три значения: расчетное, максимально и минимально возможные значения потерь при данной информации. Эти значения определяются для всех структурных составляющих потерь.

3.3. Программа РАП 6-20, разработчик - ВНИИЭ

Программа состоит из двух рабочих подпрограмм (ГИП и РВС), двух вспомогательных подпрограмм, позволяющих производить контроль правильности заполнения исходной информации для указанных рабочих подпрограмм, и подпрограммы СПС, предназначенной для оформления сводных результатов по ПЭС и энергосистеме в целом.

Подпрограмма ГИП позволяет определять расчетные максимальные и минимальные возможные значения всех структурных составляющих потерь электроэнергии для следующих случаев:

• каждая линия 6 - 20 кВ, отходящая от центра питания, представляется эквивалентным сопротивлением, предварительно определенным по схеме сети с помощью подпрограммы РВС;

• эквивалентное сопротивление линии определяется по регрессионной зависимости, заложенной в подпрограмме ГИП. В последнем случае о каждой линии требуются лишь обобщенные данные: сопротивление головного участка; сечение провода участка, следующего за головным; суммарные длины участков линий, входящих в магистраль, и ответвлений (отдельно со стальными и алюминиевыми проводами).

3.4. Программа PCА, разработчик - Белорусское отделение Энергосетъпроекта

Программа позволяет производить расчет потерь электроэнергии и их составляющих в разомкнутых сетях на основании регрессионных зависимостей без расчета режимов конкретных схем. Требуемая информация: суммарная длина линий, суммарная установленная мощность трансформаторов и число линий по каждому классу напряжения, структура перетоков энергии между подразделениями.

3.5. Программа ПОТЕРИ-ЕС, разработчик - Украинское отделение Сельэнергопроекта

Расчет потерь электроэнергии производится на основании известной схемы сети и ее параметров, а также типовых графиков нагрузки в ее узлах. Используется для расчета потерь электроэнергии и их структуры в сетях сельскохозяйственного назначения. Более подробные сведения приведены в [14].

3.6. Программа ИДК-3, разработчик - Ставропольский политехнический институт

Расчет потерь электроэнергии производится по алгоритму, близкому к алгоритму программы РПОТ-РС. Отличием является возможность построения эквивалентов для группы линий 6 - 35 кВ РЭС или ПЭС. Сервисные программы обеспечивают вывод результатов в табличной форме, содержащей информацию о потерях за каждый квартал и за год в целом.

3.7. Программа ДЕЛЬТА-PC, разработчик - Белорусский политехнический институт

Программа предназначена для расчета потерь электроэнергии и их составляющих в совокупности линии 6 - 20 кВ с оценкой погрешности полученных результатов. Расчет потерь во всех линиях совокупности производится на базе статистических зависимостей, полученных на основе анализа схем выборки линий (20 - 30 % общего количества). Статистические зависимости включают в себя следующие обобщенные параметры: суммарную протяженность и число линий, установленную мощность и количество трансформаторов, отпуск электроэнергия в сеть, среднее напряжение в центрах питания и коэффициент реактивной мощности.

В зависимости от полноты и достоверности имеющейся информации программа использует один из 16 заложенных в ней вариантов расчета.

4. Электрические сети 0,38 кВ

4.1. Программа РАП 0,38, разработчик - ВНИИЭ

С помощью программы определяются расчетные, минимально и максимально возможные значения потерь электроэнергии. Ширина интервала возможных потерь определяется полнотой и достоверностью информации о нагрузке головного участка сети и способом учета ее схемы. Предусмотрены два метода расчета:

• по схеме конкретной линии. В этом случае программа, кроме потерь электроэнергии, выводит на печать информацию о перегруженных линиях, рекомендуемых заменах проводов и их эффективности;

• по обобщенным параметрам линий (суммарной их длине, количеству ответвлений и т.п.). В этом случае возможен расчет потерь, как в каждой отдельной линии, так и в их совокупности (по суммарным обобщенным показателям).

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Инструкция о порядке подготовки, передачи и автоматизированной обработки отчетных данных по потерям электроэнергии в электрических сетях Минэнерго СССР: И 34-70-003-83. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.

2. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений: И 34-70-029-86. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

3. ЖЕЛЕЗКО Ю.С. Классификация методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях по ширине интервала неопределенности получаемого результата. - В сб.: Повышение экономичности работы электрических сетей и качества электроэнергии. М.: ВНИИЭ, 1986.

4. Инструкция по учету электроэнергии в энергосистемах: И 34-34-006-83. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.

5. ВОРОТНИЦКИЙ В.Э., ЖЕЛЕЗКО Ю.С., КАЗАНЦЕВ В.Н. и др. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1983.

6. ПОСПЕЛОВ Г.Е., СЫЧ Ш.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. - М.: Энергоиздат, 1981.

7. Руководящие указания по учету потерь на корону и помех от короны при выборе проводов воздушных линий электропередачи переменного тока 330 - 750 кВ и постоянного тока 800 - 1500 кВ. - М.: СЦНТИ ОРГРЭС , 1975.

8. Справочник по проектированию электрических сетей/ Под ред. С.С.Рокотяна. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

9. СОКОЛОВ В.М. Использование генераторов в режиме синхронного компенсатора. - М.: Энергия, 1968.

10. СОКОЛОВ В.И. К задаче оптимизации распределения и баланса реактивной мощности в энергетической системе. - Электричество, 1974, № 8.

11. ЖЕЛЕЗКО Ю.С. Погрешности учета электроэнергии. - Электрические станции, 1984, № 1.

12. ЛАЗЕБНИК И.В., ТИМОФЕЕВ В.А., ЭЛИАССОН Л.А., ШТЕИНГАУЗ В.Е. Планирование потерь электроэнергии в основных сетях энергосистем. - В сб.: Повышение экономичности работы электрических сетей и качества электроэнергии. М.: ВНИИЭ, 1986.

13. ВОРОТНИЦКИЙ В.Э., РЫБАКОВА В.И. Комплекс программ расчета и анализа потерь мощности и электроэнергии в замкнутых электрических сетях на основе их эквивалентирования. - В сб.: Повышение экономичности работы электрических сетей и качества электроэнергия. - М.: ВНИИЭ, 1986.

14. БЕБКО В.Г., МЕЖЕННЫЙ С.Я., СТАФИЙЧУК В.Г.  Методика расчета расхода электроэнергии на ее транспорт в сельских электрических сетях напряжением 6 - 110 кВ. - Электрические станции, 1983, № 5.

15. МАРКУШЕВИЧ Н.С. Автоматизированная система диспетчерского управления. Из опыта Литовской энергосистемы. М.: Энергоатомиздат, 1986.

ОГЛАВЛЕНИЕ