Меню

Уровень мощности потерь электрической энергии

Уровень мощности потерь электрической энергии

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

от 7 августа 2014 года N 506

Об утверждении Методики определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям

(с изменениями на 31 августа 2016 года)

____________________________________________________________________
Документ с изменениями, внесенными:
приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875 (Официальный интернет-портал правовой информации www.pravo.gov.ru, 28.09.2016, N 0001201609280017).
____________________________________________________________________

Зарегистрировано
в Министерстве юстиции
Российской Федерации
17 сентября 2014 года,
регистрационный N 34075

Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям

(с изменениями на 31 августа 2016 года)

I. Общие положения

1. Настоящая Методика разработана в соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2013 года N 1019 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации в целях изменения порядка нормирования потерь электрической энергии на основе сравнительного анализа» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 47, ст.6105) и устанавливает порядок определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче:

по единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее — ЕНЭС) на основе технологических потерь электрической энергии в объектах электросетевого хозяйства, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии, с учетом технических характеристик линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, определяющих величину переменных потерь в соответствии с технологией передачи и преобразования электрической энергии, условно-постоянных потерь для линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства (далее — технологические потери электрической энергии);

по электрическим сетям территориальных сетевых организаций на основе сравнительного анализа потерь электрической энергии.

II. Определение нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по единой национальной (общероссийской) электрической сети

2. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС на основе технологических потерь электрической энергии определяются как в целом по ЕНЭС, так и с дифференциацией по уровням напряжения (приложение N 1 к настоящей Методике):

330 кВ и выше — по филиалам организации по управлению ЕНЭС — магистральным электрическим сетям (далее — МЭС);

220 кВ и ниже — по субъектам Российской Федерации, в которых организация по управлению ЕНЭС оказывает услуги по передаче электрической энергии.

3. Технологические потери электрической энергии рассчитываются на основании данных за отчетный период, равный календарному году, предшествующему году, в котором утверждены нормативы потерь (далее — базовый год), в объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих организации по управлению ЕНЭС на праве собственности или на ином законном основании, с использованием которых такая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС, в соответствии с Инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 года N 326 (зарегистрирован Минюстом России 12 февраля 2009 года, регистрационный N 13314), с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 1 февраля 2010 года N 36 (зарегистрирован Минюстом России 27 февраля 2010 года, регистрационный N 16520) (далее — Инструкция).

где:

— технологические потери электрической энергии на уровне напряжения 330 кВ и выше по j-му МЭС за базовый год, тыс.кВт·ч;

— суммарный отпуск электрической энергии из сети 330 кВ и выше по j-му МЭС за базовый год, тыс.кВт·ч.

где:

— суммарный отпуск электрической энергии из сети 220 кВ и ниже в i-м субъекте Российской Федерации за базовый год, тыс.кВт·ч;

— технологические потери электрической энергии на уровне напряжения 220 кВ и ниже в i-м субъекте Российской Федерации за базовый год, тыс.кВт·ч;

— технологические потери электрической энергии на уровне напряжения 330 кВ и выше за базовый год, отнесенные на уровень напряжения 220 кВ и ниже в i-м субъекте Российской Федерации (тыс.кВт·ч), определяемые по формуле:

где:

— суммарный отпуск электрической энергии из сети 330 кВ и выше потребителям услуг по передаче электрической энергии на уровне напряжения 330 кВ и выше, в том числе потребителям услуг по передаче электрической энергии, непосредственно подключенным к шинам подстанций 330 кВ и выше и 220 кВ и ниже, по j-му МЭС за базовый год, тыс.кВт·ч;

— суммарный отпуск электрической энергии из сети 220 кВ и ниже по j-му МЭС за базовый год, тыс.кВт·ч.

где:

— суммарный отпуск электрической энергии из сети ЕНЭС за базовый год (тыс.кВт·ч), определяемый по формуле:

— технологические потери электрической энергии в ЕНЭС за базовый год (тыс.кВт·ч), определяемые по формуле:

n — количество МЭС;

m — количество субъектов Российской Федерации.

III. Определение нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций

7. Сравнительный анализ потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций (далее — сравнительный анализ) проводится в отношении технологических потерь электрической энергии.

8. Технологические потери электрической энергии рассчитываются за базовый год в объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих территориальным сетевым организациям на праве собственности или на ином законном основании, с использованием которых такие организации оказывают услуги по передаче электрической энергии, в соответствии с Инструкцией.

9. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций на основе сравнительного анализа определяются по следующим уровням напряжения:

Читайте также:  Какая должна быть мощность керхера

высокое напряжение (ВН) — 110 кВ и выше, за исключением объектов электросетевого хозяйства и (или) их части, переданных в аренду организацией по управлению ЕНЭС территориальным сетевым организациям;

среднее первое напряжение (СН1) — 35 кВ;

среднее второе напряжение (СН2) — 20-1 кВ;

низкое напряжение (НН) — ниже 1 кВ.

10. Для проведения сравнительного анализа формируется выборка из состава территориальных сетевых организаций, объем потерь электрической энергии в электрических сетях которых составляет не менее 90% от суммарного объема потерь электрической энергии в территориальных распределительных сетях за базовый год.

Сравнительный анализ проводится на основе информации о территориальных сетевых организациях за базовый год по соответствующему уровню напряжения, в том числе:
(Абзац дополнительно включен с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

о структуре баланса электрической энергии по уровням напряжения;
(Абзац дополнительно включен с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

о структуре технологических потерь электрической энергии;
(Абзац дополнительно включен с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

о протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, с использованием которых территориальная сетевая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии;
(Абзац дополнительно включен с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

о количестве и номинальной мощности силовых трансформаторов, с использованием которых территориальная сетевая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии.
(Абзац дополнительно включен с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875)

11. В выборку включаются территориальные сетевые организации, для которых по соответствующему уровню напряжения технологические потери электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в электрическую сеть, в том числе нагрузочные и условно-постоянные потери (далее — относительные потери) не превышают предельных уровней потерь электрической энергии, определяемых по формуле:

где:

— индекс, обозначающий технологические, нагрузочные, условно-постоянные потери электрической энергии;

— предельный уровень потерь электрической энергии , %;

— средняя арифметическая величина относительных потерь электрической энергии , %;

— стандартное отклонение, определяемое по формуле:

12. По уровням напряжения ВН и СН1 территориальные сетевые организации, вошедшие в выборку, распределяются на четыре группы в зависимости от соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, а также в зависимости от соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов (приложение N 2 к настоящей Методике).

По уровню напряжения СН2 территориальные сетевые организации, вошедшие в выборку, распределяются на четыре группы в зависимости от доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, а также в зависимости от соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов (приложение N 2 к настоящей Методике).

По уровню напряжения НН территориальные сетевые организации, вошедшие в выборку, распределяются на две группы в зависимости от доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении (приложение N 2 к настоящей Методике).
(Пункт в редакции, введенной в действие с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875.

где:

— средняя арифметическая величина относительных потерь электрической энергии для каждой группы территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения за базовый год, %;

— стандартное отклонение, определяемое по формуле (8), применяемой к относительным потерям электрической энергии для каждой группы территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения, %.

Значения относительных потерь электрической энергии, используемых для расчета нормативов потерь электрической энергии по уровням напряжения ВН, СН1 и СН2, не могут превышать предельные значения величин условно-постоянных потерь электрической энергии на холостой ход силовых трансформаторов, с использованием которых территориальная сетевая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии по соответствующему уровню напряжения ( ) определяемым по формуле:

где:

— расчетная величина потерь мощности холостого хода силовых трансформаторов соответствующая средней арифметической величине мощности силовых трансформаторов группы , с номинальной мощностью k , определяемая в соответствии с приложением N 3 к настоящей Методике, MB·А;

— число силовых трансформаторов в группе с номинальной мощностью k .

Величина значения относительных потерь электрической энергии, используемых для расчета нормативов потерь электрической энергии по уровню напряжения НН, не могут превышать 15% от отпуска электрической энергии в электрическую сеть.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875.

14. Для территориальных сетевых организаций, которые не используют линии электропередачи для оказания услуг по передаче электрической энергии по уровням напряжения ВН и СН1, применяются нормативы потерь, предусмотренные по уровням напряжения для групп территориальных сетевых организаций с большим значением соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении.

Для территориальных сетевых организаций, которые не используют линии электропередачи для оказания услуг по передаче электрической энергии по уровню напряжения СН2, применяются нормативы потерь, предусмотренные по уровням напряжения для групп территориальных сетевых организаций с меньшим значением доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении.

Читайте также:  Как увеличь выходную мощность блока питания

Для территориальных сетевых организаций, которые не используют трансформаторы для оказания услуг по передаче электрической энергии по уровням напряжения ВН, СН1 и СН2, с целью определения величины потерь электрической энергии применяются нормативы потерь, предусмотренные по уровням напряжения для групп территориальных сетевых организаций с большим значением соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 9 октября 2016 года приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 года N 875.

Приложение 1. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС для организации по управлению ЕНЭС на регулируемый период

Приложение 1
к Методике

Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС для организации по управлению ЕНЭС на регулируемый период ___________________

Наименование филиала организации по управлению ЕНЭС — магистральных

Наименование субъекта Российской Федерации, в котором

Суммарный отпуск электрической энергии из сети, тыс.кВт·ч

Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС по уровню

Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС по уровню

организация по управлению ЕНЭС оказывает услуги по передаче электрической энергии

напряжения «330 кВ и выше», % от суммарного отпуска электрической энергии из сети «330 кВ и выше»

напряжения «220 кВ и ниже», % от суммарного отпуска электрической энергии из сети «220 кВ и ниже»

Источник



Структура потерь электроэнергии

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений.

На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Теоретически технические потери могут быть измерены при установке соответствующих приборов, фиксирующих поступление и отпуск электроэнергии на рассматриваемом объекте. Практически же оценить действительное их значение с приемлемой точностью с помощью средств измерения нельзя. Для отдельного элемента это объясняется сравнительно малым значением потерь, сопоставимым с погрешностью приборов учета. Например, измерение потерь в линии, фактические потери энергии в которой составляют 2 %, с помощью приборов, имеющих погрешность ±0,5 %, может привести к результату от 1,5 до 2,5 %. Для объектов, имеющих большое количество точек поступления и отпуска электроэнергии (электрическая сеть), установка специальных приборов во всех точках и обеспечение синхронного снятия их показаний практически нереальна (особенно для определения потерь мощности). Во всех этих точках счетчики электроэнергии и так установлены, однако мы не можем сказать, что разность их показаний и есть действительное значение технических потерь. Это связано с территориальной разбросанностью многочисленных приборов и невозможностью обеспечения полного контроля правильности их показаний и отсутствия случаев воздействия на них других лиц. Разность показаний этих приборов представляет собой фактические потери, из которых следует выделить искомую составляющую. Поэтому можно утверждать, что измерить технические потери на реальном сетевом объекте нельзя. Их значение можно получить только расчетным путем на основе известных законов электротехники;

2) расход электроэнергии на СН подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения (недоучет электроэнергии, метрологические потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков). В расчет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода электроэнергии на СН подстанций;

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых трех составляющих.

Три первые составляющие укрупненной структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином -технологические потери. Четвертая составляющая — коммерческие потери — представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, потребление энергии помимо счетчиков, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей и мест установки приборов учета) и т. п.

Читайте также:  Максимальная всасываемая мощность пылесоса

Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на рис. 1.1.

Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру.

Нагрузочные потери включают в себя потери:

  • в проводах линий передачи;
  • силовых трансформаторах и автотрансформаторах;
  • токоограничивающих реакторах;
  • заградителях высокочастотной связи;
  • трансформаторах тока;
  • соединительных проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.

Последние две составляющие в силу отсутствия практики их поэлементных расчетов и незначительной величины обычно определяют на основе удельных потерь, рассчитанных для средних условий, и включают в состав условно-постоянных потерь.

Потери холостого хода включают в себя постоянные (не зависящие от нагрузки) потери:

  • в силовых трансформаторах (автотрансформаторах); компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных компенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующих реакторах);
  • оборудовании системы учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);
  • вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения;
  • устройствах присоединения высокочастотной связи (ВЧ-связи); изоляции кабелей.

Потери, обусловленные погодными условиями (климатические потери) включают в себя три составляющие:

  • потери на корону в воздушных линиях электропередачи (BЛ) 110 кВ и выше;
  • потери от токов утечки по изоляторам BЛ;
  • расход электроэнергии на плавку гололеда.

Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режимами работы различных (до 23) типов ЭП. Этот расход можно разбить на шесть составляющих:

  • на обогрев помещений;
  • вентиляцию и освещение помещений;
  • системы управления подстанцией и вспомогательные устройства синхронных компенсаторов;
  • охлаждение и обогрев оборудования;
  • работу компрессоров воздушных выключателей и пневматических приводов масляных выключателей;
  • текущий ремонт оборудования, устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), дистилляторы, вентиляцию закрытого распределительного устройства (ЗРУ), обогрев и освещение проходной (прочий расход).

Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных ТТ, ТН и электрических счетчиков. Коммерческие потери также могут быть разделены на многочисленные составляющие, отличающиеся причинами их возникновения.

Все перечисленные составляющие подробно рассмотрены в последующих главах.

Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера. Некоторые специалисты считают, что расход электроэнергии на СН подстанций надо относить к отпуску электроэнергии, а остальные составляющие — к потерям. Расход на СН подстанций по характеру использования электроэнергии действительно ничем не отличается от ее использования потребителями. Однако это не является основанием считать его полезным отпуском, под которым понимают электроэнергию, отпущенную потребителям. Расход же электроэнергии на СН подстанций является внутренним потреблением сетевого объекта. Кроме того, при таком подходе необоснованно предполагается, что расход части энергии в элементах сетей на доставку другой ее части потребителям (технические потери), в отличие от расхода на СН подстанций, не является полезным.

Приборы учета не изменяют потоков мощности по сети, они лишь не совсем точно их регистрируют. Поэтому некоторые специалисты считают теоретически неверным относить недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями приборов, к потерям (ведь объем электроэнергии не изменяется от того, каким образом приборы ее регистрируют!).

Можно согласиться с теоретической правильностью таких рассуждений, как и — одновременно — с их практической бесполезностью. Определять структуру потерь нас заставляет не наука (для научных исследований все подходы имеют смысл), а экономика. Поэтому для анализа отчетных потерь следует применять экономические критерии. С экономических позиций потери — это та часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, полученной сетью от производителей электроэнергии. Под полезным отпуском электроэнергии понимается не только та электроэнергия, денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет энерго-снабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, то есть потребление энергии зафиксировано. Выставление счетов является практикой, применяемой к юридическим лицам, потребление энергии которыми фиксируется ежемесячно. В отличие от этого ежемесячные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, обычно неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют по поступившей за месяц оплате, поэтому вся неоплаченная энергия автоматически попадает в потери.

Расход электроэнергии на СН подстанций не является продукцией, оплачиваемой конечным потребителем, и с экономической точки зрения ничем не отличается от расхода электроэнергии в элементах сетей на передачу остальной ее части потребителям.

Занижение объемов полезно отпущенной электроэнергии приборами учета (недоучет) имеет такой же экономический характер, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Поэтому все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

Фактические потери являются строго детерминированной величиной, жестко связанной с денежными средствами, полученными за проданную энергию. Задача «исправления» отчетных потерь на основе учета погрешностей счетчиков бессмысленна, так как не может привести к изменению объема полученных (и недополученных) денежных средств.

Потерянный рубль остается потерянным независимо от того, по какой причине и где он потерян. Но для того, чтобы принять наиболее эффективные меры по снижению потерь, необходимо знать, где и по каким причинам они происходят. В связи с этим основной задачей расчета и анализа потерь является определение их детальной структуры, выявление конкретных очагов потерь и оценка возможностей их снижения до экономически оправданных значений. Одним из методов такой диагностики потерь является анализ небалансов электроэнергии на объектах (подстанциях, предприятиях сетей) и в сетевых организациях.

Источник