технологического расхода электрической энергии на передачу

1
Утверждены приказом
Председателя Комитета по
государственному энергетическому
надзору Министерства индустрии и
новых технологий
Республики Казахстан
от «24» ноября 2010 года
№132-П
Инструкция
по снижению технологического расхода электрической энергии на
передачу по электрическим сетям энергосистем
Содержание
1
2
3
4
5
6
7
Введение
Термины и определения
Обозначения и сокращения
Общие положения
Последовательность внедрения мероприятий по снижению потерь
электроэнергии
Определение фактического снижения потерь электроэнергии от
внедрения мероприятий по снижению потерь
Определение удельных затрат на потери электроэнергии в
электрических сетях
Определение затрат на внедрение мероприятий по снижению потерь
электроэнергии
Библиография
Приложение
1.
Перечень
мероприятий
по
снижению
технологического расхода электрической энергии на передачу по
электрическим сетям
Приложение 2. Отчислений от затрат на внедрение мероприятий.
Приложение 3. Приближенная оценка эффективности мероприятий
1.14, 2.7 и 2.10.
Приложение 4. Приближенная оценка эффективности мероприятий с
индексами 1.8 - 1.10, 2.3-2.6 и 2.12.
Приложение 5 Значения коэффициентов А и В для сетей энергосистем
(кроме сельскохозяйственных)
Приложение 6 Значения коэффициентов А и В для сетей
сельскохозяйственного назначения в объединенных энергосистемах
2
2
3
4
4
6
32
32
35
35
44
45
47
59
50
53
2
Введение
Технические потери электроэнергии при её транспортировке в
электрических сетях - основа, определяющая экономически обоснованный
технологический расход электроэнергии при ее транспортировки. Точная
оценка потерь электроэнергии обеспечивает корректное определение
эффективности
работы
сетевого
предприятия
и
планирование
энергосберегающих мероприятий.
Настоящая Инструкция по снижению технологического расхода
электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем
(далее - Инструкция) рекомендованы предприятиям, в ведении которых
находятся транспортировка электрической энергии и другим предприятиям
энергетики и электрификации Республики Казахстан. В документе
рекомендована последовательность разработки и формирования планов
мероприятий по снижению технологического расхода на передачу
электрической энергии по электрическим сетям, внедрения и подготовки
отчетных данных по выполнению мероприятий, а также рекомендует типовой
перечень мероприятий и методику расчета снижения потерь электроэнергии от
выполнения рекомендуемых мероприятий.
1. Термины и определения
1.1. Организационные мероприятия - мероприятия, обеспечивающие
снижение потерь электроэнергии за счет оптимизации схем и режимов работы
электрических сетей и электростанций, совершенствования их технического
обслуживания.
1.2. Технические мероприятия - мероприятия по строительству и
реконструкции электрических сетей и электростанций, обеспечивающие
снижение потерь электроэнергии.
1.3. Технические мероприятия по снижению потерь электроэнергии мероприятия, срок окупаемости затрат на внедрение которых за счет эффекта
только от снижения потерь не превышает 8 лет.
1.4. Технические мероприятия с сопутствующим снижением потерь
электроэнергии - мероприятия, срок окупаемости затрат на внедрение которых
за счет эффекта только от снижения потерь составляет более 8 лет.
1.5. Приведенное к году снижение потерь электроэнергии от внедрения
технического мероприятия - расчетное снижение потерь электроэнергии,
получаемое за год.
1.6. Снижение потерь электроэнергии с момента внедрения мероприятия снижение потерь, получаемое за период с момента внедрения мероприятия до
конца отчетного или планового периода (квартала, года).
1.7. Переходящий эффект снижения потерь электроэнергии - снижение
потерь, получаемое в текущем году за. счет технических мероприятий,
внедренных в предыдущем году, и равное разности между приведенным к году
снижением потерь электроэнергии в предыдущем году и снижением потерь
электроэнергии с момента внедрения до конца предыдущего года.
3
1.8. Технические мероприятия с переходящим снижением потерь
электроэнергии - мероприятия, внедряемые не в начале года.
1.9. Оптимальный уровень технических потерь электроэнергии - разность
между техническими потерями электроэнергии в электрической сети за
расчетный период и суммарным снижением технических потерь
электроэнергии от внедрения всех технико-экономически обоснованных
мероприятий по снижению потерь, а также технических мероприятий с
сопутствующим снижением потерь, предусмотренных схемами развития сетей.
1.10. Допустимый уровень коммерческих потерь - значение коммерческих
потерь электроэнергии, обусловленное погрешностями системы учета
электроэнергии (электросчетчиков, трансформаторов тока и напряжения) при
соответствии системы учета требованиям ПУЭ.
2. Обозначения и сокращения
АСУ- автоматизированные системы управления.
МСП - мероприятия по снижению потерь.
РЭК - региональная электросетевая компания.
ЭСО - энергоснабжающая организация.
ПЭС - предприятие электрических сетей.
ВЛ - воздушные линии.
РЭС - районные электрические сети.
РЭУ - районные энергетические управления.
ПТО - производственно-технический отдел.
ЦДС - центральная диспетчерская служба.
ОДС - оперативная диспетчерская служба.
ОДУ - оперативное диспетчерское управление.
ОКС - отдел капитального строительства.
РЗАИ (служба) - служба релейной защиты и автоматики.
СК - синхронный компенсатор
м.с.н. - максимум суточной нагрузки
н.п.н. - ночной провал нагрузки
ЦП - центр питания
АРН - автоматическое регулирование напряжения
БК - батарея конденсаторов
УПК - установка продольной компенсации
ПБВ - переключение без возбуждения.
РПН - регулирование под нагрузкой.
3. Общие положения
3.1. Основной целью мероприятий по снижению потерь электроэнергии в
электрических сетях является доведение фактического значения технических
потерь электроэнергии до их оптимального для данных сетей уровня и
фактического значения коммерческих потерь до значения, не превышающего
их допустимого уровня (пункт 1.10).
4
3.2. При разработке мероприятий по снижению потерь (МСП)
рекомендуется перечень мероприятий, приведенный в приложении 1 к
настоящей Инструкции.
3.3. Из организационных мероприятий наиболее эффективны
мероприятия с большим абсолютным снижением потерь электроэнергии, из
технических - мероприятия с меньшим сроком окупаемости затрат.
3.4. При расчете срока окупаемости рекомендуются данные по затратам
на внедрение, указанные в приложении 2 к настоящей Инструкции.
3.5. Для отдельных мероприятий плановую и фактическую
эффективность рекомендуется определять по усредненным значениям,
указанным в приложениях 3 и 4 к настоящей Инструкции.
3.6. Удельные затраты на потери электроэнергии рекомендуется
рассчитывать по замыкающим затратам на электроэнергию с использованием
таблиц, приведенных в приложениях 5 и 7 к настоящей Инструкции.
.
4. Последовательность внедрения мероприятий
по снижению потерь электроэнергии
4.1. В первую очередь рекомендуется выполнение организационных
мероприятий
по
оптимизации
режимов
электрических
сетей
и
совершенствованию их эксплуатации (мероприятия с индексами 1.1 - 1.5
Приложения 1 к настоящей Инструкции), а также мероприятий по
совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии
(мероприятия с индексами 3.1 - 3.22 Приложения 1 к настоящей Инструкции).
4.2. Преимущество первоочередного внедрения имеют технические
мероприятия с меньшим сроком окупаемости затрат на внедрение.
4.3. Определение срока окупаемости в годах рекомендуется по формуле:
TOK 
K
,
Pа
зЭ  W 
K  И О
100
(1)
где: К - затраты на внедрение мероприятия ( раздел 6);
зЭ - удельные затраты на потери электроэнергии, тенге/кВт·ч,
определяемые (раздел 7);
W - приведенное к году снижение потерь электроэнергии от внедрения
мероприятия, тыс.кВт·ч, (раздел 6);
Pa - норма ежегодных амортизационных отчислений капитальных
вложений, %;
Ио - изменение издержек на техническое обслуживание сети после
выполнения мероприятия, тыс.тенге.
При отсутствии данных о фактических значениях Ио определение срока
окупаемости рекомендуется по формуле:
5
Т ОК 
К
зЭ  W 
,
P
K
100
(2)
где: Р - норма суммарных ежегодных отчислений от капитальных вложений,
определяемая по таблице 6 раздела 8.
Примечание. Для определения срока окупаемости для суммы
мероприятий одного наименования подчиненных подразделений рекомендуется
формула:
n
Т ОК 
K
i 1
i
,
P n
зЭСР   Wi 
 Ki
100 i 1
i 1
n
(3)
где: зЭСР - средние удельные затраты на потери электроэнергии для n
технических мероприятии, тенге/кВт·ч.
n
n
- соответственно суммарные затраты на внедрение и суммарное
K
,

i   Wi
приведенное к году снижение потерь электроэнергии от
i 1
i 1
внедрения технических мероприятий одного наименования
подчиненных подразделений, тыс.тенге, тыс.кВт·ч;
Суммирование K i и  Wi целесообразно вести отдельно для технических
мероприятий по снижению потерь и для технических мероприятий с
сопутствующим снижением потерь.
4.4. При необходимости расчета абсолютного годового экономического
эффекта от внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в
электрических сетях рекомендуется формула:
Э
К
1  0,12Т ОК 
Т ОК
(4)
Определение абсолютного годового экономического эффекта от
внедрения беззатратных организационных мероприятий рекомендуется по
формуле:
Э  зЭ W .
(5)
4.5. После проведения технических мероприятий, существенно
изменяющих схему сети и режим ее работы, необходима оптимизация
последнего при новой схеме. Рекомендуемая последовательность проведения
оптимизационных расчетов приведена в Приложении 1 к настоящей
Инструкции (мероприятия с индексами 1.1 - 1.7).
4.6. Эффективность каждого последующего мероприятия определяется с
учетом уже достигнутого эффекта, полученного от внедрения всего
предшествовавшего комплекса организационных и технических мероприятий.
6
5. Определение фактического снижения потерь электроэнергии
от внедрения мероприятий по снижению потерь
5.1. Расчет фактического снижения потерь электроэнергии при
проведении организационных мероприятий рекомендуется в следующей
последовательности:
Мероприятие 1.1. Оптимизация мест размыкания линий 6-35 кВ с
двусторонним питанием.
Это одно из наиболее эффективных организационных мероприятий по
снижению потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях,
особенно в городских сетях 6-10 кВ.
Оптимизацию мест размыкания линий 6-35 кВ рекомендуется проводить
с учетом изменения потерь электроэнергии в оптимизируемой сети и в
питающей ее замкнутой основной сети 110 кВ и выше энергосистемы. Однако в
связи с увеличением объема сети из-за одновременного учета сетей всех
классов напряжений возможно выполнение расчетов по оптимизации мест
размыкания линий 6-35 кВ отдельно от основных сетей системы.
Для
расчета
эффекта
от
оптимизации
мест
размыкания
распределительных сетей рекомендуется следующая последовательность:
1. Определение снижения потерь электроэнергии в размыкаемой сети
(  WPC ) как разницы потерь мощности до и после размыкания и пересчет в
потери электроэнергии в соответствии с [1], тыс.кВт·ч.
WPC  K П  WPC1  WPC 2  ,
(6)
где: K П - коэффициент, учитывающий точность метода расчета потерь
электроэнергии, определяемый по формуле:
Kn  I 

,
50
где:  - среднеквадратичная погрешность, %, используемого метода расчета;
WPC1 , WPC 2 - потери электроэнергии в размыкаемой распределительной
сети соответственно до и после размыкания, тыс.кВт ч.
2. Уточнение нагрузки подстанций основной сети энергосистемы в
соответствии с изменившейся схемой распределительной сети.
3. Расчет потери электроэнергии в основной сети (  WOC ) энергосистемы
при уточненных нагрузках подстанций и определяется изменение потерь
электроэнергии в ней по формуле, тыс.кВт·ч:
WOC  K П  WOC1  WOC 2  ,
(7)
4. Определение суммарного изменения потерь электроэнергии в
основных и распределительных сетях при оптимальном размыкании последних
7
рекомендуется по формуле, тыс.кВт·ч:
 W1.1   WPC   WOC ,
(8)
Знак "-" в формуле (8) ставится при повышении потерь электроэнергии в
основной
сети
системы
после
оптимизации
мест
размыкания
распределительных сетей.
При расчете снижения потерь от размыкания распределительной сети без
учета эффекта в основной сети фактическое снижение потерь рекомендуется в
70 % от полученного по формуле (6), т.е.
 W1.1  0,7 WPC ,
(9)
Мероприятие 1.2. Оптимизация установившихся режимов электрических
сетей по реактивной мощности.
Цель - выбор близких к оптимальным законов регулирования имеющихся
в энергосистеме источников реактивной мощности и законов регулирования
коэффициентов трансформации трансформаторов связи (трансформаторов,
работающих в замкнутых контурах).
Эффективность оптимизации режимов зависит от информационной
обеспеченности
и
степени
практической
реализации
результатов.
Рекомендуется проведение не менее 16 расчетов в год, для каждого из четырех
характерных периодов (зима, весна, лето и осень) расчеты оптимальных
режимов для часов максимальных суточных нагрузок (часы м.с.н.) и ночных
провалов нагрузок (часы н.п.н.) для двух типов суток - рабочих и нерабочих.
При отсутствии информации о нагрузках подстанций (ПС) для некоторых
из указанных 16 режимов (например, весеннего или осеннего периодов)
расчеты рекомендуются по приближенно вычисленным нагрузкам.
Определение неизвестных нагрузок PПС ( PiПС , QiПС ) в промежуточных
режимах (характерных весенних и осенних дней) при отсутствии более точных
методик рекомендуются корректировкой известных максимальных PПС ( PjПС ,
Q jПС ) нагрузок в часы м.с.н. и минимальных - в часы н.п.н. (за те же
характерные дни) пропорционально изменению общесистемной нагрузки РСИСТ
и QСИСТ по формулам:
PiПС  PjПС
PiСИСТ
Q
; QiПС  Q jПС iСИСТ МВт,
Р jСИСТ
Q jСИСТ
(10)
где: индекс j - режим, для которого известны нагрузки на подстанциях;
индекс i - режим, для которого нагрузки подстанций определяются.
Более точное определение неизвестных нагрузок промежуточных i-ых
режимов рекомендуется по графикам, формируемым по результатам
общесистемных измерений с использованием, следующих универсальных
8
аппроксимирующих зависимостей:
1

i
i
i  2t 
 N1   N1  N 2    при 0  t 0,5TK

 TK 
N ij  
,
2


 i
2
t
i
i
 N 3   N 3  N 2   2   при 0,5TK  t  TK
TK 


(11)
где: N ij - искомое значение активной или реактивной нагрузок для i-го режима
(часы м.с.н, или н.п.н.) в j-ый период времени;
N1i , N 2i , N 3i - известное значение активной или реактивной нагрузок для i-го
режима соответственно в зимний период года, предшествующего расчетному, в
летний и зимний периоды расчетного года;
T - текущий параметр времени, принимаемый равным 0,25 и 0,75 для
весеннего и осеннего периодов соответственно;
TK - календарная продолжительность расчетного года;
1 , 2 - коэффициенты, характеризующие форму аппроксимирующих
зависимостей, определяемые по следующим соотношениям:
6
1 
2Wа ( p )i  N 2СРTK
i 1
6
N Т К  2 Wа ( p )i
СР
2
,
(12)
,
(13)
i 1
12
2 
2 Wа ( p )i  N 2СРTK
i 6
12
N Т К  2 Wа ( p )i
СР
3
i 6
где: Wа ( p ) i - соответственно активная (реактивная) энергия, потребленная узлом
за i-й месяц;
N 2СР , N 3СР - среднемесячные значения активных или реактивных нагрузок за
те месяцы, в которых производились летние и зимние общесистемные замеры.
Зависимости, рассчитываемые по формуле (11) - это годовые графики
активных и реактивных нагрузок, ординаты которых - характерные значения
указанных нагрузок за каждый месяц года для i-го режима.
Степень практической реализации результатов расчета - это степень
соответствия действительных изменений реактивной мощности ее источников
и коэффициентов трансформации трансформаторов связи изменениям,
определенным при расчете. В первом приближении это соответствие может
быть оценено числом переключений трансформаторов связи.
Фактическое снижение потерь электроэнергии при оптимизации режима
сети по реактивной мощности определяется по формуле:
9
j
j
j
j
 WФ1.2    PMAKC
tMAKC
  PMИН
 24  tMAKC
d j K1j K2j ,
m
(14)
j 1
j
j
где:  PMAKC
,  PМИН
- снижение потерь мощности, МВт, (со своими знаками) при
оптимизации режимов для часов м.с.н. и н.п.н. характерных суток j-го периода.
При недопустимо завышенных напряжениях в исходном режиме снижение
потерь мощности (особенно в минимум нагрузки) отрицательное. Это
дополнительное доказательство недопустимости оптимизации лишь одного
режима;
d j - продолжительность в году j-го периода, сутки;
m - число характерных периодов;
j
t МАКС
- эквивалентное время режима наибольших нагрузок за сутки (15) ,
j
tМАКС
 24
K 3  K МИН
,
1  K МИН
(15)
где: К МИН - отношение минимальной суточной нагрузки энергосистемы к
максимальной;
К3 - коэффициент заполнения графика ( К3  Т МАКС.СУТ / 24 );
K1j - коэффициент информационной обеспеченности, принимаемый равным
единице для периодов с нагрузками, определенными путем измерений; равным
0,7 - для периодов с нагрузками, рассчитанными по формуле (10); равным 0,9
при расчетах нагрузок по формулам (11);
K 2j - коэффициент, учитывающий точность совпадения закона
регулирования, обеспечиваемого устройствами РПН трансформаторов связи, и
оптимального закона регулирования и определяемый для каждого периода по
формуле:
K 2j 
j
nПС
,
15 1  К МИН 
(16)
j
где: nПС
- среднее число переключений ответвлений трансформаторов связи с
РПН за характерные сутки j-го периода, определяемое по формуле:
nT 
j
nПС

n
j 1
j
ni
NT 
,
где: nnij - число переключений ответвлений i-го трансформатора с РПН за
характерные сутки j-го периода;
NT  - суммарное количество трансформаторов с РПН и ПБВ.
Примечание. Если определенное по формуле (16) значение K 2j больше
10
единицы, то оно равно единице.
При наличии трансформаторов связи с ПБВ расчеты рекомендуются в
следующем порядке.
1. Все трансформаторы связи условно с РПН и рекомендуются расчеты
оптимальных значений коэффициентов трансформации для часов м.с.н. и н.п.н.
j
j
( KТМАКС
и KТМИН
соответственно) характерных суток j-го периода.
2. Определение коэффициентов трансформации трансформаторов с ПБВ
для каждого трансформатора по формуле:
K 
j
T
j
j
j
j
2
KTМАКС
tМАКС
 KТМИН
 24  tМАКС
 K МИН
j
j
tМАКС
  24  tМАКС

,
(17)
3. Производство оптимизационных расчетов для часов м.с.н. и н.п.н. и
определяются значения  PМАКС и  РМИН и затем по формуле (14) вычисляют W
при
зафиксированных
значениях
коэффициентов
трансформации
трансформаторов с ПБВ.
Определение
планируемого
снижения
потерь
электроэнергии
рекомендуется по результатам оптимизации двух планируемых режимов
работы основной сети энергосистемы (зимнего максимального и летнего
минимального) по формуле, тыс.кВт·ч:
 WП1.2   PМАКСТ ЗИМ   РМИН  8760  Т ЗИМ   К Р ,
(18)
где: Т ЗИМ - условная длительность зимнего максимума в течение года,
определяемая по суммарному годовому графику помесячного отпуска
электроэнергии в сеть системы в целом по методике (2);
 РМАКС ,  РМИН - изменение потерь мощности в оптимизируемой основной
сети энергосистемы при максимальной и минимальной нагрузках;
К Р - коэффициент, учитывающий недостаточность двух оптимизаций
режима в год. В первой оптимизации и при отсутствии фактических данных
можно принять К Р  0, 6 .
Мероприятие 1.3. Перевод генераторов электростанций в режим
синхронного компенсатора (СК).
Рекомендуется оценка целесообразности такого перевода с помощью
программы оптимизации режима основной электросети энергосистемы по
реактивной мощности и только для генераторов, не используемых в
определенный период времени. Как правило, это либо малоэкономичные
генераторы, выводимые из работы на период сезонного снижения нагрузки,
либо генераторы электростанций, работающих на дефицитном топливе (9).
Формула определения фактической эффективности мероприятия:
 WФ1.3   WСФ  WПОТР.Ф ,
(19)
11
где:  WСФ   W1Ф   W2Ф - фактическое снижение потерь электроэнергии в сети
энергосистемы, соответственно, без перевода и с переводом генератора в режим
СК, определяемое по формуле (14).
WПОТР.Ф - потребление электроэнергии генератором в режиме СК (20),
2
WПОТР.Ф   К Г АQСР
 ВQСР  С  Т ,
(20)
где: K Г - коэффициент, учитывающий форму графика нагрузки генератора,
определяемый по формуле;
KГ 
QМ Т
,
WQ
(21)
где: QCP - средняя нагрузка генератора (Мвар) за время работы в режиме СК;
QM - максимальная реактивная мощность генератора, тыс. квар;
WQ - сумма абсолютных значений выработанной и потребленной
реактивной энергии за время Т.
Т - фактическое время непосредственной работы генератора на сеть, часы.
Коэффициенты А, В и С зависимы от характеристик генератора и
определяются в соответствии с [3].
Определение планового снижения потерь электроэнергии  WП1.3 от
внедрения мероприятия рекомендуется по формулам, аналогичным (19 - 21), с
учетом, что определение  WСФ рекомендовано по формуле (18), а в выражения
(20) и (21) рекомендуется использовать плановое время непосредственной
работы генератора на сеть.
Мероприятие 1.4. Уменьшение ограничения мощности генераторов
электростанций.
Мероприятие наиболее эффективно в дефицитных по активной мощности
энергосистемах, в которых при уменьшении выработки электроэнергии
собственными станциями увеличивается покупная электроэнергия. При этом
соответственно
возрастают
межсистемные
перетоки,
дополнительно
загружается системообразующая электрическая сеть и т.п.
Увеличение рабочей активной мощности электростанций при том же
составе генерирующего оборудования рекомендуется за счет выполнения
организационно-технических мероприятий на электростанциях.
Для расчетов эффективности мероприятия рекомендуются построить
зависимости (по отчетным данным прошлых лет) суммарных нагрузочных
потерь электроэнергии в системообразующей электрической сети от выработки
электроэнергии нестабильно работающих электрической станции.
Определение снижения потери электроэнергии (тыс.кВт·ч ) в сети
рекомендуется по формуле:
12
W1.4  W1W   W2W  ,
1
(22)
2
где: W1W  , W2W 2 - потери электроэнергии в системообразующей сети,
1
определяемые по зависимостям W  f W  при соответственно уменьшенной
( W1 ) и увеличенной ( W2 ) выработке электроэнергии данной электростанцией.
Мероприятие 1.5. Оптимизация распределения нагрузки между
подстанциями электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схеме.
Проведение мероприятий рекомендуется при сезонных изменениях
нагрузки не менее двух раз в год. Определение фактического снижения потерь
рекомендуется разницей значений, рассчитанных по формуле (14), полученных
соответственно до и после выполнения мероприятия.
Мероприятие 1.6. Оптимизация мест размыкания контуров
электрических сетей с различными номинальными напряжениями.
Проведение мероприятия рекомендуется для снижения влияния
неоднородности электрической сети напряжением 110 кВ и выше на режим ее
работы. Проведение размыкания контуров в оптимальных местах
рекомендуется к разгрузке сетей более низкого напряжения и снижению общих
потерь электроэнергии в целом при сохранении требуемого уровня надежности
электроснабжения потребителей.
В качестве количественной характеристики неоднородности каждого
независимого контура рекомендуется значение отклонения потерь мощности в
контуре от оптимального уровня (дополнительных потерь):
2
2
2
 n

 n
  n

   I i ri 
   I аi ri      I pi ri 
   i 1
  i 1

P   i 1 n
,
n
 ri
 ri
i 1
(23)
i 1
где:  Ii ,  I аi ,  I pi , ri - отклонение от оптимального комплексного значения тока
(его активная и реактивная составляющие), активное сопротивление i-ой ветви
контура, содержащего n ветвей.
Определение значения отклонений от оптимальных значений активных и
реактивных составляющих токов в ветвях рекомендуется расчетом
предварительно оптимизированного или не оптимизированного режима
максимальных нагрузок с использованием соответствующих программ.
Классификация замкнутых контуров рекомендуется по значению
дополнительных потерь мощности (23).
Рекомендуется дальнейшее рассмотрение контуры со значением
дополнительных потерь более 100 кВт. В случае, если предварительная
оптимизация режима не выполнялась, и при превышении составляющей
дополнительных потерь от реактивных токов составляющую потерь от
активных токов, первоочередной задачей рекомендуется оптимизация
коэффициентов трансформации трансформаторов (автотрансформаторов)
13
данного контура. Определение точки размыкания контура в сети низшего
напряжения рекомендуется наложением на токи в ветвях, начиная от точек
естественного потокораздела, уравнительного тока контура, равного:
n
IУР  
I r
i 1
n
i i
r
i 1
,
(24)
i
Совпадение точек потокораздела по активной и реактивной
составляющим тока после наложения уравнительного тока дает однозначное
решение о выборе точки размыкания контура. При невыполнении этого условия
размыкание контура рекомендуется в одной из точек потокораздела в
зависимости от дополнительных потерь, обусловленных размыканием.
Определение фактического снижения потерь мощности рекомендуется по
результатам расчета оптимального (установившегося) режима сети после
размыкания, выполняемого с использованием тех же, что и ранее, программ.
Расчет снижения потерь электроэнергии рекомендуется по формуле (8)
или (14) в зависимости от исходных данных.
Приведенная методика рекомендуется и для определения снижения
потерь электроэнергии при внедрении мероприятия 1.1 Приложения 1 к
настоящей Инструкции.
Мероприятие 1.7. Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания
радиальных электрических сетей.
В радиальном режиме эксплуатируются, как правило, сети 6-20 и 35 кВ и
часть сетей 110 кВ. Центрами питания (ЦП) этих сетей являются
соответственно подстанции 500-35/6-20 кВ, 500-110/35 кВ и 500-220/110 кВ.
Законами регулирования напряжения в ЦП (если в ЦП установлены
трансформаторы с РПН) или установленными рабочими ответвлениями
трансформаторов (если последние с ПБВ) обеспечивается минимально
возможные потери электроэнергии в сети при допустимых отклонениях
напряжения у потребителей. В соответствии с требованиями [23] для
обеспечения допустимых отклонений напряжения в сетях 380 В и 6-20 кВ
необходимо на шинах 6 - 20 кВ ЦП рекомендуются отклонения напряжения не
менее +5% в режиме наибольших нагрузок VT'  5%  и не более номинального
напряжения в режиме наименьших нагрузок VT"  0%  .
Возможность превышения напряжения сверх + 5% определяется
параметрами и режимами работы сетей 6 - 20 кВ и 380 В. Точные значения VT' и
VT" могут быть получены при расчете режимов работы этих сетей [9]. Однако
для подавляющего большинства сетей допустимые по [23] отклонения
напряжения у потребителей могут быть обеспечены, если на шинах 6-20 кВ ЦП
поддерживаются отклонения VT'  5% и VT"  0% , а в промежуточных режимах пропорционально изменению суммарной нагрузки.
14
При отсутствии в ЦП устройств РПН, не обеспечивается допустимые
отклонения напряжения у потребителей во всех узлах и режимах. Выбор
ответвлений трансформаторов с ПБВ рекомендуется из условия минимизации
электроэнергии, потребляемой при недопустимых отклонениях напряжения.
Проведение данного мероприятия рекомендуется не менее двух раз в год
для характерных (сезонных) изменений нагрузок, его эффективность
рассчитывается для каждого характерного периода (сезона) отдельно.
Выбор законов регулирования напряжения и рабочих ответвлений
трансформаторов в ЦП 500-110/35 кВ и 500-220/110 кВ при известных
нагрузках подстанций и схеме сети рекомендуется по программам оптимизации
режимов сети по реактивной мощности (мероприятие 1.2) или в соответствии с
[10]. Аналогичный расчет рекомендуется на основании результатов измерения
отклонений напряжений на шинах низшего напряжения всех ЦП в режимах
наибольших ( Vi  ) и наименьших ( Vi ) нагрузок и регистрации соответствующих
им ответвлений трансформаторов ЦП. Указанные данные рекомендуется
сводить в таблицу 1 (дан пример заполнения для сети 110 кВ, питающейся от
ЦП (подстанция "A") 220/110/10 кВ и содержащей 5 подстанций 110/10 кВ ("Б"
- "Е"), подстанцию 110/35/10 кВ ("Ж"), являющуюся в свою очередь ЦП сети 35
кВ, содержащей 5 подстанций 35/10 кВ ("З" - "М")).
Таблица 1- Результаты расчетов
Наименование
Наименование
Количество
Тип
подстанции,
подстанции,
ответвлений
регулирунапряжения
от которой
и ступени
ющего
обмоток
подается
регулироваустройства
трансформаторов
питание
ния, %
Подстанция "А"
220/110/10 кВ
РПН
17х1,5
ЦП сети 110 кВ
Подстанция "Б"
А
РПН
19х1,78
110/10 кВ
Подстанция "Е"
А
РПН
19х1,78
110/10 кВ
Подстанция "Ж"
110/35/10 кВ
А
РПН
19х1,78
ЦП сети 35 кВ
Подстанция "З"
Б
ПБВ
5х2,5
35/10 кВ
Подстанция "М"
Б
ПБВ
5х2,5
35/10 кВ
Режим
наибольших
нагрузок
Режим
наименьших
нагрузок
V1 %
N1
V1 %
N1
+2
6
+4
3
+4
5
0
5
+1
0
+1
0
+4
0
+5
2
+3
2
+1
2
+2
4
-3
4
Расчеты начинаются с оптимизации напряжений в ЦП сетей 6-20 кВ,
затем в ЦП сетей 35 кВ и, наконец, в ЦП сетей 110 кВ.
Если в ЦП находится трансформатор с РПН, то рабочие ответвления его в
режимах наибольших и наименьших нагрузок изменяют таким образом, чтобы
возможно точнее обеспечить уровни VT и VT . При этом изменения напряжения
в режимах наибольших и наименьших нагрузок составят соответственно:
15
 V   ECT  N1  N 2  
,
 V   ECT  N1 N 2  
(25)
где: ECT - ступень регулирования напряжения, %;
N1, N1 - первоначальные номера ответвления в соответствующих режимах
(таблица 1);
N 2 , N 2 - то же, но после их изменения.
Снижение потерь электроэнергии (тыс.кВт·ч) в сети, получающей
питание от данного ЦП за рассматриваемый период, определяют по формуле:
 W1.7 
1,5
W  H  V   H  V   ,
100
(26)
где: W - потери электроэнергии в сети за рассматриваемый период;
H  и H  - весовые коэффициенты режимов наибольших и наименьших
нагрузок.
Определение значения H  и H  рекомендуются по формулам:
H 
tМАКС
,
2
tМАКС   24  tМАКС  К МИН
H   1  H  ,
(27)
(28)
где tМАКС определяется по формуле (15).
Если в ЦП находится трансформатор с ПБВ, то необходимое изменение
напряжения определяют по формуле:
V РАСЧ  VT  V  H   VT  V  H  ,
(29)
Рабочее ответвление трансформатора с ПБВ изменяют таким образом,
чтобы обеспечить изменение напряжения на значение V , близкое к  V РАСЧ .
Снижение потерь электроэнергии определяют по формуле:
 W1.7 
1,5
W  V .
100
(30)
Формулы (25 - 30) применяют последовательно к ЦП и сетям 6-20, 35,
110-220 кВ, работающим в разомкнутом режиме. При этом снижение потерь в
сетях 6-20 кВ рассчитывается только для тех линий, которые находятся на
балансе энергосистемы.
Повышение напряжения в ЦП сети 35 кВ на V  и  V  (если в ЦП сети 35
кВ установлен трансформатор с РПН) или на V (если в ЦП - трансформатор с
ПБВ) может быть осуществлено в том случае, если во всех ЦП сетей 6-10 кВ
16
можно одновременно снизить напряжения на то же значение так, чтобы
оптимальные значения напряжений на шинах 6-10 кВ не изменились. Поэтому
по скорректированным номерам ответвлений трансформаторов в ЦП сетей 6-10
кВ определяют предельные возможности снижения напряжения в каждом ЦП и
в качестве расчетного выбирает наименьшее значение. На это значение
изменяют ответвления во всех ЦП сетей 6-10 кВ и повышают напряжение на
шинах 35 кВ подстанции, являющейся ЦП сети 35 кВ.
Для радиальных сетей 110 кВ проводят аналогичные расчеты, принимая в
качестве исходных оптимальные значения напряжений в ЦП сетей 35 и 6-10 кВ.
Снижение потерь электроэнергии в сети любого напряжения
определяется по формуле (26) или (30) в зависимости от наличия или
отсутствия РПН в ЦП.
Мероприятия 1.8 и 1.9. Отключение трансформаторов в режимах малых
нагрузок на подстанциях с двумя и более трансформаторами. Отключение
трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой.
При работе подстанции по заданному графику минимум приведенных
затрат на трансформацию электроэнергии соответствует минимуму потерь
мощности в трансформаторах. Поэтому граничное значение нагрузки, при
котором целесообразно отключение одного из параллельно работающих
трансформаторов, определяется из равенства потерь мощности в n и n-I
трансформаторах. Отключение одного из n однотипных трансформаторов
целесообразно в режимах, при которых нагрузка трансформаторов:
S S HT
n  n  1 PX
.
PK
(31)
При n разнотипных трансформаторов граничное значение нагрузки, при
котором целесообразно отключение одного из них, определяется из условия

 S
n
 n

P


xl
 S
l 1
  HTl
 l 1






2

 S
n
n 1
 n 1

P


P



Kl
Xl
 S
l 1
l 1
  HTl
 l 1






2
n 1
 P
l 1
Kl
.
(32)
В левой части выражения производится суммирование данных по всем
трансформаторам, а в правой - без одного из них. Подсчитав значения правой
части при отключении каждого из трансформаторов (а при большом числе их и по парном отключении), получим значения S, при которых целесообразно
отключение того или иного трансформатора. Например, отключение одного из
трех трансформаторов целесообразно, если:
2
2
PX 3 S HT
2 S HT 3
S
,
2
2
 PK 1  PK 2  S HT
3   PK 1  PK 2  PK 3  S HT 2
(33)
17
где: PX 3 - потери холостого хода в отключаемом трансформаторе;
S HT 2 , S HT 3 - сумма номинальных мощностей двух и трех трансформаторов;
PK 1 , PK 2 , PK 3 - потери КЗ в первом, втором и третьем трансформаторах.
Отключение одного из двух или более трансформаторов, установленных
на одной подстанции, целесообразно, если их максимальная нагрузка не
превышает 40 - 45 % суммарной номинальной мощности трансформаторов.
Фактическое снижение потерь электроэнергии при отключении
трансформатора определяется по формуле:
W  WX  WH 103 тыс.кВт·ч,
(34)
где:  WX - снижение потерь холостого хода, кВт·ч;
 WH - увеличение нагрузочных потерь, кВт·ч;
Определение  WX и  WH рекомендуется по формулам:

K
 WX    Pxj t j 

,
 WH    PHj t j 

j 1
j 1
(35)
K
где:  Pxj - снижение потерь мощности холостого хода в j-м периоде
продолжительностью t j при отключении того или иного трансформатора;
 PH - увеличение нагрузочных потерь мощности в j-м периоде: PHjn1  PHjn ;
K - количество характерных периодов.
Определение нагрузочных потерь мощности в n трансформаторах в j-м
периоде рекомендуется по формуле:

 S
PHjn   n Hj
 S
  HTl
 l 1






2
n
 P
l 1
Kl
,
(36)
где S Hj - средняя нагрузка подстанции за время t j .
Отключение трансформаторов менее чем на 2 ч не рекомендуется.
В целях систематического внедрения мероприятий 1.8 и 1.9 Приложения
1 к настоящей Инструкции рекомендуется разработка графиков отключения
силовых трансформаторов подстанций в режимах малых нагрузок и
трансформаторов с сезонной нагрузкой.
Для упрощения расчета эффекта от отключения трансформаторов
рекомендуется использование усредненных норм эффективности, приведенных
18
в приложении 9 к настоящей Инструкции.
Мероприятие 1.10. Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях
0,38 кВ.
Определение фактического снижения потерь электроэнергии за счет
устранения систематической несимметрии (неравномерного распределения
токовых нагрузок по фазам) рекомендуется по формуле:
W1.10  W  KH 1  KH 2  ,
(37)
где: W - потери электроэнергии в сети 0,38 кВ при равномерной загрузке фаз,
определяемые в соответствии с [1];
K H 1 , K H 2 - коэффициенты систематической не симметрии до и после
симметрирования, определяемые по формуле:
KH  3
I A2  I B2  I C2 
R
1  1,5 O
2 
RФ
 I A  I B  IC  

RO
,
  1,5
RФ

(38)
где: I A , I B , IC - среднее значения токов фаз за период с 17 до 23 ч (не менее трех
измерений);
RO / RФ - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов.
Для двухпроводной линии K H  I .
Перераспределение нагрузки в сети рекомендуется, если среднее за
указанный период значение тока на головном участке нулевого провода более
15 A для сетей сельскохозяйственного назначения.
Для упрощения расчетов снижения потерь электроэнергии от внедрения
мероприятия
рекомендуется
использование
усредненного
значения,
приведенного в приложении 10 к настоящей Инструкции.
Мероприятие 1.11. Сокращение продолжительности технического
обслуживания и ремонта основного оборудования электростанций и сетей.
Внедрение этого мероприятия наиболее эффективно для транзитных
линий
электропередачи
большой
пропускной
способности
автотрансформаторов связи и т.п., отключение которых вызывает значительное
повышение потерь в сети. Уменьшение продолжительности таких отключений
рекомендуется улучшением организации работ, совмещением ремонтов
последовательно включенных элементов сети, проведением их по
оптимальному графику, выполнением пофазных ремонтов и т.д.
Определение фактической эффективности от проведения мероприятия
рекомендуется лишь для тех работ, на которые определены нормативы
продолжительности проведения. В этом случае энергосистемам рекомендуется
для типовых ремонтных схем иметь данные о повышении потерь
электроэнергии в электрических сетях при отключении на 1 час отдельных
линий и оборудования подстанций. По этим данным рекомендуется
определение среднегодового снижения потерь электроэнергии от выполнения
мероприятия по формуле:
19
 WП1.11 
 Wср.г WП .сети
100
,
(39)
где:  Wср.г - среднегодовое снижение потерь электроэнергии, % суммарных
потерь в сетях;
WП .СЕТИ - планируемые потери электроэнергии в сетях, на которые данное
мероприятие оказывает влияние.
Рекомендуется ежегодная корректировка среднегодового снижения
потерь на основании опыта эксплуатации, капитальных и текущих ремонтов.
Определение фактического снижения потерь рекомендуется следующим
образом.
При сокращении на время Т продолжительности, например, ремонта
генератора, синхронного компенсатора, линии или трансформатора связи в
основной замкнутой сети системы напряжением 110 кВ и выше определение
снижения потерь электроэнергии рекомендуется по формуле:
2


 PCP 
 WФ1.11  T  P1H  P2 H  


P


P



2X
1X  ,
P


 MAKC 
(40)
где: P1H и P2H - нагрузочные потери мощности в основной сети системы в
максимум ее нагрузки соответственно при отключенном и включенном
элементе (определяются для рабочих режимов по программам оптимизации);
PCP - средняя за время T активная нагрузка системы в целом;
PMAKC - максимальная активная нагрузка суммарного графика нагрузки
собственных потребителей системы в целом в зимний контрольный день;
P1X и P2 X - потери холостого хода в сети системы соответственно при
отключенном и включенном элементе (для линий равны нулю).
При сокращении продолжительности ремонта одного из трансформаторов
центра питания радиальной сети или одной из цепей параллельно работающих
радиальных линий потери учитываются только в параллельных элементах, один
из которых отключается. Значения PCP и PMAKC относятся при этом к нагрузке
этих элементов.
Мероприятие 1.12. Снижение расхода электроэнергии на собственные
нужды подстанций.
Определение снижения расхода на собственные нужды подстанций
рекомендуется по отношению к нормативам расхода, установленным в [11] и
рассчитываемым для всех подстанций с потребителями и установленными
счетчики электроэнергии собственных нужд. Рекомендуется систематическое
уточнение нормативов, исходя из фактического расхода.
Рекомендуется обеспечение экономии расхода электроэнергии на
собственные нужды рационализацией режимов работы электрообогрева
помещения подстанций и обогрева приводов выключателей в ОРУ,
оптимизацией режимов работы вентиляторов обдува трансформаторов и т.п.
20
Обеспечение значительной экономией, в частности, рекомендуется
установкой и вводом в работу автоматики отключения - включения устройства
электрообогрева и обдува. Весьма перспективно оснащение трансформаторов и
автотрансформаторов
подстанций
установками
отбора
тепла
для
теплоснабжения зданий управления подстанций и других помещений.
Определение планируемого снижения расхода электроэнергии на
собственные нужды подстанций рекомендуется, исходя из плановых
мероприятий по экономии расхода электроэнергии на собственные нужды.
Определение фактического снижения расхода электроэнергии на
собственные нужды рекомендуется разностью между установленной нормой
расхода и фактическим расходом электроэнергии WCФАКТ
, определяемым по
.H
показаниям счетчиков собственных нужд
 WФ1.12  WCHOPM
 WCФАКТ
.H .
.H . .
(41)
Мероприятие 1.13. Стимулирование потребителей электроэнергии к
выравниванию графиков нагрузки.
Мероприятие предназначено для потребителей электроэнергии с целью
уменьшения максимума и выравнивания графика нагрузки.
Определение в общем виде снижения потерь электроэнергии от
выполнения мероприятия рекомендуется разностью коэффициентов формы
графика по формуле:
 W1.13 
WP2  WQ2
2
U T
RЭ  KФ2 1  KФ2 2  ,
(42)
где: WP , WQ - соответственно, отпущенная в электрическую сеть активная и
реактивная электроэнергия, тыс.кВт·ч;
U - номинальное напряжение сети, кВ;
T - расчетный период, ч;
RЭ - эквивалентное сопротивление сети, Ом;
KФ1 , КФ 2 - коэффициенты формы графика суммарной нагрузки сети до и
после выравнивания, соответственно определяемые как отношение
среднеквадратичного значения нагрузки по графику к ее среднему значению.
Учитывая сложность расчетов по формуле (42), до разработки и
внедрения специальной методики и программы рекомендуется применение
упрощенной формулы расчета эффекта:
 W1.13 
W
 PMAKC ,
PMAKC
(43)
где:  W - суммарные потери электроэнергии в электрической сети РЭУ (ПЭО)
21
или ПЭС;
PMAKC - суммарная максимальная нагрузка РЭК (ЭСО) или ПЭС;
 PMAKC - суммарное снижение максимума нагрузки за счет выравнивания
графиков.
Мероприятие 1.14. Ввод в работу неиспользуемых средств
автоматического регулирования напряжения (AРH).
Мероприятие предназначены на подстанций, где установленные на
трансформаторах РПН устройства автоматического регулирования напряжения
по каким-либо причинам переведены в режим дистанционного управления.
Основной эффект от внедрения мероприятия - повышение возможностей
регулирования напряжения.
Определение
фактического
снижения
потерь
электроэнергии
рекомендуется разностью значений, рассчитанных по формуле (14),
полученных соответственно до и после выполнения мероприятия.
Для приближенной оценки эффекта от выполнения мероприятия
рекомендуются усредненные данные (приложение 9 к настоящей Инструкции).
Мероприятие 1.15. Выполнение работ под напряжением.
Значительный эффект от мероприятия по снижению потерь
электроэнергии достижим при выполнении работ под напряжением в
замкнутых электрических сетях энергосистем напряжением 220 кВ и выше.
Снижение потерь электроэнергии - за счет сокращения продолжительности
неоптимальных ремонтных режимов электрических сетей. Работы под
напряжением, выполняемые на ВЛ 220-750 кВ, влияют на потери
электроэнергии нескольких связанных этими ВЛ энергосистем.
Формула определения снижения потерь от внедрения мероприятий:
m
 W1.15    PT
i i ,
(44)
i 1
где:  Pi - снижение потерь мощности в основной электрической сети
энергообъединения при средних загрузках за период, в течение которого
выполняются работы под напряжением на i-й линии;
 Pi - определяется по программам расчета установившихся режимов как
разница потерь мощности в сети при отключенной и включенной i-й линии.
Если на части ВЛ работы под напряжением выполняются одновременно, расчет
Pi для этой группы линий нужно проводить при предположении их
одновременного отключения;
m - число линий, на которых проводятся работы под напряжением в
течение года;
Ti - время, в течение которого нужно было бы проводить ремонтные
работы с отключением i-й линии в объеме, выполняемом под напряжением.
5.2 Определение снижения годовых потерь электроэнергии в сети при
внедрении технических мероприятий с индексами 2.1, 2.3, 2.11, 2.12, 2.14
Приложения 1 к настоящей Инструкции, рекомендуется по формуле:
22
WФ  KO K П  W1P  W2 P  ,
(45)
где: K O - коэффициент, принимаемый равным 1, если значения расчетных
потерь определялись при оптимальных режимах работы сети, рассчитанных в
соответствии с мероприятиями 1.2 и 1.4, и равным 0,9, если значения потерь
рассчитывались без предварительной оптимизации режимов;
K П - коэффициент, учитывающий точность методов расчета потерь
электроэнергии;
W1P , W2 P - значения расчетных потерь электроэнергии в сети,
определяемые до и после проведения мероприятия.
При использовании формулы (45) рекомендуется следующее:
- расчет потерь электроэнергии рекомендуется для всей сети при
измененных параметрах участка при выполнении мероприятия, связанного с
изменением параметров участка основной (замкнутой) электрической сети
энергосистемы, так как при этом возможно перераспределение потоков
мощности практически между всеми ее элементами;
- расчет потерь электроэнергии при выполнении мероприятия на участке
замкнутой сети, питающейся от одного ЦП, рекомендуются только для сети,
присоединенной к ЦП;
- при выполнении мероприятия на участке радиальной сети или в ЦП
радиальной сети рекомендуется учет изменения потерь только на этом участке.
Коэффициент KO равен единице.
5.3 При выборе и оценке эффективности отдельных технических
мероприятий рекомендуется учитывать следующие их особенности:
Мероприятие 2.1. Установка и ввод в работу устройств компенсации
реактивной мощности в электрических сетях энергосистем.
Фактическое снижение потерь электроэнергии, определяемое по формуле
(45), уменьшается на потери в компенсирующих устройствах, определяемых по
формуле (20), а для батарей конденсаторов по формуле:
WКУ  tg QКУ T ,
(46)
где: tg - относительные потери в конденсаторах принимаются равными 0,002
кВт/квар для батарей конденсаторов, присоединяемых к сетям 10 кВ и выше, и
0,004 кВт/квар для батарей конденсаторов, присоединяемых к сетям 380 В;
QКУ - мощность компенсирующего устройства.
Для ориентировочной оценки снижения потерь электроэнергии от
установки и ввода в работу устройства компенсации в разомкнутой
электрической сети рекомендуется формула:
W
2
2QКУ QП  QКУ
RЭК K П  WКУ ,
2
U НОМ
(47)
23
где: QП - реактивная мощность суммарной нагрузки электрической сети;
U НОМ - номинальное напряжение сети;
RЭК - эквивалентное ,по потерям мощности сопротивление сети;
 - время наибольших потерь, ч.
При отсутствии проектных расчетов определение планируемого
снижения потерь электроэнергии при установке батарей статических
конденсаторов рекомендуется ориентировочно данными таблицы 2. Данные в
первых двух строках таблицы - для городские и сельские электрические сети,
находящиеся на балансе энергосистем.
Если планируется установка батареи конденсаторов мощностью 5,3 Мвар
на шинах 10 кВ городской подстанции 110/10 кВ, то ориентировочно плановое
снижение потерь электроэнергии при этом рекомендуется оценить значением
 WП 2.1  160  5,3  848 тыс.кВт·ч.
Таблица 2 - Эффективность установок БК
Назначение сети
Городская
Сельская
Любого назначения, в том
числе сеть потребителя
Номинальное
Средняя удельная эффективность
напряжение
установки БК (тыс.кВт·ч/Мвар) при
подстанции, на
номинальном напряжении подстанции, кВ
которой установлена
35/6-10
110/6-10
220/6-10
БК, кВ
0,38
330
310
230
0,38
480
450
375
6-20
190
160
60
Средняя энергоэффективность при установке батарей конденсаторов в
электрических сетях энергосистем - 130 тыс.кВт·ч/Мвар.год, в электрических
сетях потребителей - 200 тыс.кВт·ч/мвар.год, при установке синхронных
компенсаторов - 100 тыс.кВт·ч/МВ·А·год.
Примечание. Данные определены с учетом потерь электроэнергии в СК и
БК, распределения БК по подстанциям с номинальным напряжением,
указанным в таблице 2. Эти данные рекомендуются к уточнению по мере
совершенствования технических параметров компенсирующих устройств и
средств управления ими.
Мероприятие 2.2. Увеличение рабочей мощности установленных в
электрических сетях синхронных компенсаторов.
Увеличение рабочей мощности СК достигается в основном за счет
перевода их на водородное охлаждение, а также за счет повышения качества
ремонтов. Определение фактического снижения потерь электроэнергии при
этом рекомендуется по формуле:
 W2.2   W1   W2 ,
(48)
где:  W1 - снижение потерь при оптимизации режимов с первоначальной
24
мощностью СК (определяется по формуле (14) для фактического снижения);
 W2 - то же с увеличенной мощностью СК.
При одновременном увеличении мощности нескольких СК по
программам оптимизации режимов рекомендуется определение лишь их общей
эффективности. При последовательном увеличении в течение года рабочей
мощности нескольких СК определение снижения потерь рекомендуется суммой
снижений потерь в интервалах между увеличениями мощностей СК. Снижение
потерь в каждом интервале определяется разностью между потерями при
первоначальной и увеличенной мощности всех СК с рабочей мощностью,
измененной ко времени рассчитываемого интервала.
Мероприятие 2.3. Замена проводов на перегруженных линиях.
Оценка целесообразности замены проводов перегруженных линий
рекомендуется по минимуму приведенных затрат на замену. При этом
учитывается фактическая нагрузка линий, предполагаемое ее увеличение на
ближайшую перспективу и стоимость замены проводов.
Замена проводов существующих сечений проводами больших сечений в
сетях 6-10 кВ, как правило, эффективна, если максимальные токовые нагрузки
этих проводов больше значений, указанных в таблице 3.
Таблица 3 – Токовые нагрузки проводов
Существующие сечения проводов, мм2
19,6
25
16
(стальные)
Токовые нагрузки проводов, А
13
30
50
25
35
50
70
(алюминиевые и
сталеалюминиевые)
70
100
135
210
При приближенной оценке целесообразности замены проводов на ВЛ 380
В рекомендуется руководство экономическими интервалами нагрузок,
приведенными в таблице 4.
Таблица 4 – Экономические интервалы нагрузок
Марка и сечение провода,
А-16+А-16
мм2
Экономические интервалы
нагрузок для ВЛ 380 В
0-4,6
сельскохозяйственного
назначения, А
2хА-16
+А-16
3хА-16
+А-16
3хА-25
+А-25
3хА-50
+А-50
4,6-8,8
8,8-20,5
20,5-38,6
Свыше 38,6
Сечение провода на перегруженной линии рекомендуется изменять на
превышающее существующее на две ступени (A-16 - на А-35, А-35 - на А-70).
Определение
фактического
снижения
потерь
электроэнергии
рекомендуется по формуле (45) для сетей всех классов напряжений.
При отсутствии проектных расчетов определение снижения потерь в
сетях 380 В и 6-10 кВ рекомендуется по усредненным удельным значениям,
приведенным в приложении 4 к настоящей Инструкции, а в сетях более
высокого напряжения - так же, как и фактическое, по формуле (45).
Мероприятие 2.4. Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиям.
Определение фактического снижения потерь электроэнергии при
25
проведении мероприятия рекомендуется суммой снижений
заменяемых ответвлениях, рассчитываемых по формуле:
 1 2 
  mlI 2 106 K П ,
 F1 F2 
 WФ 2.4  
потерь
в
(49)
где: 1 и  2 - удельное сопротивление материала, соответственно старого и
нового проводов, Ом·мм2/км;
- для алюминиевых и сталеалюминевых проводов   31,5 Ом·мм2/км,
- для медных 18,6 Ом·мм2/км,
- для стальных при токе нагрузки 3-5 А   125  140 Ом·мм2/км;
F1 и F2 - сечения соответственно старого и нового проводов, мм2;
m - количество фаз в ответвлении; при однофазном ответвлении m  1 , при
трехфазном m  3 ;
l - длина ответвления, км;
I - ток в ответвлении, А.
Рекомендуется приближенная оценка снижения потерь при проведении
мероприятия по усредненной норме, приведенной в приложении 4, и по
формуле:
 WП 2.4  0.006nОТВ ,
где nОТВ - планируемое количество заменяемых ответвлений.
Мероприятие 2.5. Замена перегруженных, установка и ввод в
эксплуатацию дополнительных силовых трансформаторов на действующих
подстанциях.
При рассмотрении целесообразности
замены или установки
дополнительных трансформаторов рекомендуется руководствоваться [11, 12], а
также следующими рекомендациями.
Замена перегруженных или ввод в работу дополнительных разгрузочных
трансформаторов на подстанции рекомендуется, если коэффициент загрузки
трансформаторов больше верхнего предела экономически целесообразной
загрузки
K зl  K зlB .
(50)
Верхний предел загрузки K зlB определяется по формуле
K зB 
 Px 1  Px  TЗэ x   P  PH  K зам
P
k
1
 K Pk
2
ВТ
1
 з
,
(51)
э1k
где: Px и Pk - паспортные значения потерь соответственно холостого хода и
короткого замыкания, кВт;
зЭ К и зЭ Х - удельные затраты (тенге/(кВт·ч) на потери электроэнергии
1
1
26
соответственно холостого хода и короткого замыкания, определяемые в
соответствии с разделом 8 и приложениями 5, 6 к настоящей Инструкции.
индекс
относится к заменяемому трансформатору, с
+ 1 - к
заменяющему большей мощности;
К ВТ - отношение номинальных мощностей S H / S H 1 ;
PH  0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных
вложений;
K ЗАМ - стоимость замены трансформаторов, которая определяется по [18].
При добавлении дополнительного трансформатора значения Px и Pk
являются суммарными для всех трансформаторов, установленных до ввода
дополнительного, PX 1 и PK 1 - то же после его ввода.
В результате замены перегруженного трансформатора или установки
дополнительного происходит снижение нагрузочных потерь
2
 WK   PK  K BT
PK
1
K
2
З
 KП ,
(52)
и увеличение потерь холостого хода
WX   PX
1
 PX  T ,
(53)
где T - продолжительность работы трансформатора, ч.
Суммарное снижение потерь электроэнергии составляет
 W   WK   WX .
(54)
При отсутствии проектных расчетов планируемое снижение потерь от
внедрения на подстанциях 6-10-110 кВ мероприятий пунктов 6.3.5 и 6.3.6
рекомендуется ориентировочный расчет по усредненным нормам, приведенным
в приложении 4 настоящей Инструкции.
Мероприятие 2.6. Замена недогруженных силовых трансформаторов.
Замена недогруженного трансформатора трансформатором меньшей
мощности рекомендуется, если прогнозируемый на 4 - 5 лет коэффициент его
загрузки в режиме наибольших нагрузок меньше нижнего предела
экономически целесообразных загрузок, а установка трансформатора меньшей
мощности не приводит к его перегрузке в нормальном (а для
двухтрансформаторных подстанций и более - и в аварийном) режиме.
Первое условие записывается в виде
K З K ЗH ,
(55)
а второе
K HT K З KCП 1 ,
(56)
27
где: K З , K ЗH - соответственно фактический и экономически целесообразный
коэффициенты загрузки заменяемого трансформатора;
K HT - отношение номинальных мощностей трансформаторов;
K СП - коэффициент допустимых систематических перегрузок
трансформатора.
1 - к
Индекс
относится к заменяемому трансформатору, a
заменяющему меньшей мощности.
Определение
нижнего
предела
экономически
целесообразного
коэффициента загрузки трансформатора при наличии достаточного количества
трансформаторов данной мощности рекомендуется из условия минимума
затрат на потери электроэнергии по формуле
K ЗHП 
 PX
 PX
K
1
2
HT
 TЗ
PK
ЭХ
  PH  P  K ЗАМ
1  PK  зЭК
.
(57)
H
НП
В этом случае K З  K З
При недостатке трансформаторов данной мощности для замены
недогруженных или перегруженных трансформаторов нижний предел
экономически целесообразного коэффициента загрузки рекомендуется к
увеличению
K ЗH  1,1K ЗНП .
При замене недогруженных трансформаторов очевидно снижение потерь
электроэнергии холостого хода
WX   PX  PX
T
(58)
 PK  K з2  K П .
(59)
1
и увеличение нагрузочных потерь
2
 WK   K HT
PK
Определение
суммарного
рекомендуется по формуле
1
снижения
 W   WX   WK .
потерь
электроэнергии
(60)
Для трансформаторов сельскохозяйственного назначения при решении
вопроса об их замене рекомендуется руководствоваться [12, 13].
Мероприятие 2.13. Установка и ввод в работу компенсирующих
устройств у промышленных потребителей.
Мероприятие рекомендуется потребителям, как одно из самых
эффективных по снижению потерь электроэнергии.
28
Необходимая степень компенсации реактивной мощности потребителя и
режимы работы установленных в его сетях компенсирующих устройств
рекомендуются в соответствии с [16]. При правильном применении указанных
документов
оснащенность
сетей
потребителей
компенсирующими
устройствами коэффициент мощности  ежегодно увеличивается. Определение
значения  рекомендуется соотношением

QK
100% ,
PM
(61)
где: QK - мощность компенсирующих устройств в сетях потребителей системы,
тыс.квар;
PM - максимальная активная нагрузка энергосистемы (собственных
потребителей), МВт.
При правильном планировании вероятно увеличение значения  на 1,5 2,0 %, причем в большей степени мощность компенсирующих устройств
увеличиваться у потребителей, удаленных от генерирующих узлов сети.
Определение планируемого снижения потерь рекомендуется по формуле
n
 WП 2.13    i Qki ,
(62)
i 1
где  i - средняя удельная эффективность конденсаторных батарей (таблица 2),
устанавливаемых в электрических сетях потребителей, получающих питание от
подстанций энергосистем с i-м высшим напряжением.
Если, например, конденсаторные батареи мощностью QK 220 , QK 110 и QK 35
устанавливаются в электрических сетях потребителей, питающихся от
подстанций с высшим номинальным напряжением соответственно 220 кВ и
выше, 110 и 35 кВ, то определение снижения потерь рекомендуется по формуле
 WП 2.13  60QK 220  160QK 110  190QK 35 .
(63)
В формуле (63) использованы средние значения эффективности
конденсаторных батарей, 60 кВт·ч/квар - для БК у потребителей, питающихся
от сети 220 кВ; 160 кВ·ч/квар - от сети 110 кВ и 190 кВ·ч/квар - от сети 35 кВ.
Определение фактического снижения потерь электроэнергии в
электрических сетях энергосистемы рекомендуется с учетом фактически
установленных компенсирующих устройств у промышленных потребителей и
реальных значений эффективности компенсации реактивной мощности в узлах
сети данной энергосистемы.
5.4 Определение фактического снижения потерь электроэнергии при
выполнении мероприятий с индексами 2.7 - 2.10 приложения 1 к настоящим
Методическим указаниям рекомендуется по формуле:
29
 WФ   W1   W2 ,
(64)
где  W1 и  W2 - значения снижения потерь электроэнергии, определяемые по
формуле (14), если трансформатор с РПН, линейный регулятор или
вольтодобавочный трансформатор (ВДТ) устанавливаются в замкнутой сети, и
по формулам (24 - 26) для мероприятия 1.7 (оптимизация рабочих напряжений а
центрах питания радиальных сетей), если трансформатор с РПН или линейный
регулятор устанавливается в ЦП радиальной сети соответственно до и после
установки трансформаторов.
Установка РПН в ЦП 10 кВ снижает потери не только в сети 10 кВ, но и в
сети более высокого класса напряжения за счет расширения возможностей
регулирования.
При отсутствии проектных расчетов и данных о фактической
эффективности мероприятий для оценки планируемого снижения потерь при
внедрении мероприятий 2.7 - 2.10 (приложение 1 к настоящей Инструкции)
рекомендуются усредненные значения, приведенные в приложении 3 к
настоящим Инструкции.
5.5. Мероприятия с индексами 2.11, 2.12 и 2.14 (приложение 1 к
настоящей Инструкции) - это мероприятия с сопутствующим снижением
потерь электроэнергии. Оценка целесообразности их внедрения рекомендуется
на стадии проектирования электрических сетей и разработки схем их развития.
Определение снижения потерь электроэнергии при подготовке отчетных
данных о выполнении мероприятий рекомендуется по формуле (45) с учетом
изложенных в пункте 6.2 настоящего раздела.
Наиболее подробно определение эффективности перевода электрических
сетей с 6 на 10 кВ изложено в [22].
При отсутствии проектных расчетов определение снижения потерь
электроэнергии в электрических сетях при их переводе с 6 на 10 кВ и с 35 на
110 кВ рекомендуется по усредненным значениям, приведенным в приложении
4 к настоящим Инструкции.
Средний эффект снижения потерь электроэнергии от оптимизации
загрузки электрических сетей за счет строительства разгрузочных линий
напряжением 110-220 кВ - 17,5 тыс.кВт·ч/км.год.
Мероприятие 2.15. Установка и ввод в работу батарей конденсаторов для
продольной компенсации.
Установка продольной компенсации (УПК) снижает индуктивное
сопротивление линии электропередачи X L за счет включения емкостного
сопротивления X C в "рассечку" линии. При этом реактивное сопротивление
линии, Ом, определяется по формуле
X P  X L  XC .
(65)
Снижение потерь электроэнергии в сети обусловливается двумя
составлявшими:
30
- снижением потерь электроэнергии во внешней сети (до УПК)  WBH за
счет снижения реактивной нагрузки, передаваемой по линии, и,
- снижением потерь в сети после УПК  WП за счет повышения уровня
напряжения в ней.
Определение суммарного снижения потерь электроэнергии в сети
рекомендуется по формуле (14), расчетом оптимальных режимов электрической
сети и соответствующих им потерь в исходной схеме (без УПК) и в схеме с
дополнительным емкостным сопротивлением ZC  RC  jX C
 W   WBH   WП .
(66)
6. Определение удельных затрат на потери электроэнергии в
электрических сетях
6.1. Определение удельных затрат на потери электроэнергии, тенге/кВт.ч,
в сетях рекомендуется по замыкающим затратам на электроэнергию [6, 7]:
*
K M2 
1 
ЗЭ 
A

B

,
100 
 
(67)
где: A и B - коэффициенты, приведенные в приложениях 11 и 12, рассчитанные
по данным соответственно [6,7];
K M - отношение нагрузки элемента (района) сети в период максимальной
нагрузки системы к наибольшей нагрузке элемента (района) сети.
При отсутствии информации о графике нагрузки элемента сети K M2
рекомендуются значения, приведенные в таблице 5.
Таблица 5 - Значение коэффициента, K M2
Номинальное напряжение элемента сети, кВ
Значение коэффициента, K
2
M
330-500
0,95
110-220
0,9
6-35
0,85
0,38
0,8
7. Определение затрат на внедрение мероприятий по снижению
потерь электроэнергии
7.1. Состав затрат на внедрение мероприятий по снижению потерь
включает стоимость сооружения, реконструкции или капитального ремонта
электрических станций и сетей.
7.2. Расчет затрат на внедрение мероприятий рекомендуется по
укрупненным единичным расценкам, удельным показателям стоимости и
справочным данным, приведенным в [18 - 22].
7.3. В затратах на внедрение мероприятий, связанных с капитальным
строительством нового оборудования – K H , тыс. тенге, рекомендуется учет
всех денежных затрат производственного назначения, в том числе стоимость
31
строительных и монтажных работ – KCM , оборудования, механизмов и
инвентаря – K O , а также прочие затраты – K П , в которые входят и
транспортные расходы [20]
K H  KCM  KO  K П .
(68)
7.4. Укрупненные составляющие затрат на строительство ВЛ, подстанций
и отдельного оборудования рекомендованы в [19 – 20].
7.5. В общем случае определение затрат на капитальный ремонт и
реконструкцию электрических сетей или их элементов, тыс. тенге,
рекомендуется по формуле
K  K H  K ДМ  K Л ,
(69)
где: К Н - капитальные вложения на строительство и монтаж нового
оборудования;
К ДМ - стоимость демонтажа оборудования;
К Л - ликвидная стоимость демонтируемого оборудования, которое может
быть использовано на других объектах.
7.6. Определение ликвидной стоимости рекомендуется на основании
специальных актов, учитывающих как физический, так и моральный износ.
При отсутствии актов К Л можно ориентировочно определить по формуле
Р 

К Л  К О 1  Р t  ,
 100 
(70)
где: K O - первоначальная стоимость оборудования, тыс. тенге;
PP - норма отчислений на реновацию, определяемая по [16], %;
t - количество лет эксплуатации оборудования до его демонтажа.
7.7. Для приближенной оценки затрат на перевод городской
электрической сети с 6 на 10 кВ (без учета расходов по центрам питания)
рекомендуются формулы [22]
K  2, 77  6, 7 L  0, 64 N ,
(71)
если в подготовительный период замена существующих кабельных линий 6 кВ
не требуется, L - суммарная протяженность кабельной сети 6 кВ, переводимой
на 10 кВ; N - количество трансформаторных подстанций в сети 6 кВ.
При необходимости замены в течение подготовительного периода
действующих кабельных линий напряжением 6 кВ на кабели 10 кB в объеме:
- 20 % всей протяженности
K  13, 63  7, 07 L  0, 64 N ,
(72)
32
- 50 % всей протяженности
K  3,51  9, 7 L  0, 64 N
(73)
- 100 % всей протяженности
K  2, 64  13, 24 L  0, 64 N .
(74)
7.8. Оценка стоимости строительных и монтажных работ при замене
проводов в распределительных электрических сетях 0,38 и 6-10 кВ, тенге/км
линии рекомендована в зависимости от сечения F и материала фазного провода:
KCM  2.3  a  bF .
(75)
Численные значения коэффициентов a и b формулы (75), полученные в
результате статистической обработки расценок [18], представлены в таблице 6.
Таблица 6 – Значения коэффициентов a и b
Номинальное напряжение линии, кВ
0,38
6-10
Материал провода
АС
А
АС
А
a ,тенге/км
27,63
22,7
22,8
17,9
b,тенге /км
3,3
2,95
3,26
2,9
33
Приложение 1 к «Инструкции по
снижению технологического расхода
электрической энергии на
передачу по электрическим сетям
энергосистем»
Перечень мероприятий по снижению технологического расхода
электрической энергии на передачу по электрическим сетям
Таблица П1.1 - Перечень мероприятий
Ед. измерения
физических
Пояснения к единицам измерения
объемов
Организационные мероприятия
Оптимизация мест
Количество оптимизационных
Расчеты
размыкания линий 6-35 кВ с
расчетов и размыкаемых линий в
(шт.)
двусторонним питанием
соответствии с результатами расчета
Оптимизация установившихся режимов электрических сетей:
Количество оптимизационных
расчетов и трансформаторов, на
Расчеты
которых устанавливаются
по реактивной мощности
(шт.)
оптимальные коэффициенты
трансформации в соответствии с
результатами расчета
Количество оптимизационных
Расчеты
по активной мощности
расчетов и электрических станций,
(шт.)
участвующих в оптимизации
Перевод генераторов
Количество генераторов, переводимых
электростанций в режим
шт.
в режим СК
синхронного компенсатора
Увеличение выдачи мощности в
Уменьшение ограничения
максимум нагрузки тем же составом
мощности генераторов
МВт·ч
генерирующего оборудования станций
электростанций
по сравнению с аналогичным периодом
прошлого года
Оптимизация распределения
нагрузки между
Количество оптимизационных
подстанциями основной
Расчеты
расчетов и переключаемых линий в
электрической сети 110 кВ и
(шт.)
схеме электрической сети в
выше переключениями в ее
соответствии с результатами расчета
схеме
Оптимизация мест
Количество оптимизационных
размыкания контуров
Расчеты
расчетов и размыкаемых линий в
электрических сетей с
(шт.)
соответствии с результатами расчетов
различными номинальными
(отдельно по напряжениям)
напряжениями
Оптимизация рабочих
Количество центров питания, в
напряжений в центрах
шт.
которых оптимизируются напряжения
питания радиальных
(отдельно по напряжениям)
электрических сетей
Индекс Наименование мероприятия
1.
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
34
Продолжение Таблицы П1.1
Индекс Наименование мероприятия
1.8.
1.9.
Отключение в режимах
малых нагрузок:
линий электропередачи в
замкнутых электрических
сетях и на двухцепных
линиях
трансформаторов на
подстанциях с двумя и более
трансформаторами
Отключение
трансформаторов на
подстанциях с сезонной
нагрузкой
1.12.
1.13.
1.14.
1.15.
2.
2.1.
Пояснения к единицам измерения
шт.
шт. (км)
Количество и длина отключаемых
линий (отдельно по напряжениям)
ч (МВ·А)
Число часов отключения и мощность
отключаемых трансформаторов
(отдельно по напряжениям)
ч (МВ·А)
Число часов отключения и мощность
отключаемых трансформаторов
(отдельно по напряжениям)
Количество распределительных линий
шт.
0,38 кВ, в которых производятся
работы по выравниванию нагрузок
Сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного
оборудования электростанций и сетей:
линий
км (ч)
трансформаторов
МВт·ч
Общая длина линий в одноцепном
генераторов
шт. (ч)
измерении, мощность
синхронных компенсаторов
шт. (ч)
трансформаторов, количество
комплексных ремонтов:
элементов, влияющих на режим работы
сети, на которых сокращается
присоединений
шт. (ч)
продолжительность и суммарная
ячеек
шт. (ч)
продолжительность работ (отдельно по
подстанций
шт. (ч)
напряжениям)
распределительных
шт. (ч)
устройств и др.
Снижение расхода
Количество подстанций, на которых
электроэнергии на
шт.
снижается расход электроэнергии по
собственные нужды
сравнению с нормативным
подстанций
Стимулирование
потребителей электроэнергии
Выполнение задания по предельному
(МВт)
к выравниванию графиков
потреблению электрической мощности
нагрузки
Ввод в работу
Количество введенных средств АРН
неиспользуемых средств
(отдельно по высшим напряжениям
шт.
автоматического
трансформаторов и
регулирования (АРН)
автотрансформаторов подстанций)
Суммарная протяженность линий
электропередачи, на которых
Выполнение работ под
км (ч)
проводятся работы под напряжением, и
напряжением
продолжительность этих работ
(отдельно по напряжениям)
Технические мероприятия
Отдельно по напряжениям
Установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности в
электрических сетях энергосистемы:
Выравнивание нагрузок фаз в
1.10.
электрических сетях 0,38 кВ
1.11.
Ед. измерения
физических
объемов
35
Продолжение Таблицы П1.1
Индекс Наименование мероприятия
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
2.6.
2.7.
2.8.
2.9.
батарей конденсаторов, всего
в том числе:
новое строительство
замена выбывших из строя
синхронных компенсаторов,
всего
в том числе:
новое строительство
замена выбывших из строя
перевод генераторов,
турбины которых отработали
ресурс, в режим СК
статических компенсаторов
Увеличение рабочей
мощности установленных в
электрических сетях
синхронных компенсаторов
Замена проводов на
перегруженных линиях
Замена ответвлений от ВЛ
0,38 кВ к зданиям
Замена перегруженных,
установка и ввод в
эксплуатацию
дополнительных силовых
трансформаторов на
действующих подстанциях
Замена недогруженных
силовых трансформаторов
Ед. измерения
физических
объемов
Пояснения к единицам измерения
шт. (Мвар)
шт. (Мвар)
шт. (Мвар)
шт. (Мвар)
шт. (Мвар)
шт. (Мвар)
Количество и установленная мощность
компенсирующих устройств
шт. (Мвар)
шт. (Мвар)
шт. (Мвар)
Количество синхронных
компенсаторов и увеличение их
рабочей мощности
шт. (км)
Количество линий, на которых
заменяются провода, и общая длина
заменяемого провода в однопроводном
измерении
шт.
Количество заменяемых ответвлений
шт. (МВ·А)
Количество заменяемых и
дополнительно вводимых
трансформаторов и суммарная
вводимая установленная их мощность
шт. (МВ·А)
Количество заменяемых
трансформаторов и суммарное
уменьшение их мощности
Установка и ввод в работу:
устройств РПН на
шт.
Количество устройств РПН
трансформаторах с ПБВ
регулировочных
Количество и мощность
шт. (МВ·А)
трансформаторов
регулировочных трансформаторов
Установка и ввод в работу на
трансформаторах с РПН
Количество вновь вводимых устройств
устройств автоматического
шт.
автоматического регулирования
регулирования
коэффициента трансформации
коэффициента
трансформации
Установка и ввод в работу
Количество устройств автоматического
устройств автоматического
регулирования мощности и мощность
регулирования мощности
шт. (Мвар) батарей статических конденсаторов, на
батарей статических
которых эти устройства
конденсаторов
устанавливаются
36
Продолжение Таблицы П1.1
Индекс Наименование мероприятия
2.10.
2.11.
2.12.
2.13.
2.14.
2.15.
3.
3.1.
3.2.
3.3.
Ед. измерения
физических
объемов
Пояснения к единицам измерения
Установка и ввод в работу
вольтодобавочных
шт.
трансформаторов с
поперечным регулированием
Оптимизация загрузки электрических сетей за счет:
Количество и протяженность
строительства линий
шт. (км)
строящихся линий
Количество и мощность строящихся
строительства подстанций
шт. (МВ·А)
подстанций
ввода дополнительных
Количество и мощность вводимых
генераторов на
шт. (МВт)
генераторов
электростанциях
Перевод электрических сетей на более высокое номинальное напряжение:
линий
шт. (км)
Количество и протяженность линий
Количество и мощность
трансформаторов подстанций, на
подстанций
шт. (МВ·А)
которых увеличивается номинальное
напряжение
Установка и ввод в работу
компенсирующих устройств
Увеличение мощности батарей
Мвар.
у промышленных
конденсаторов у потребителей
потребителей
Разукрупнение
Количество разукрупняемых
распределительных линий
шт.
распределительных линий
0,38-35 кВ
Установка и ввод в работу
Количество и мощность
батарей конденсаторов для
шт. (Мвар)
устанавливаемых конденсаторов
продольной компенсации
Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета
электроэнергии
Проведение рейдов по
выявлению неучтенной
электроэнергии:
в производственном секторе
рейды
в коммунально-бытовом
рейды
секторе
Организация равномерного
снятия показаний
Количество проверок соблюдения
электросчетчиков строго в
проверки
сроков съема показаний
установленные сроки по
электросчетчиков
группам потребителей
Установка
Количество автоматизированных
автоматизированных систем
систем
учета электроэнергии:
на подстанциях
шт.
на электрических станциях
шт.
37
Продолжение Таблицы П1.1
Индекс Наименование мероприятия
Ед. измерения
физических
объемов
Пояснения к единицам измерения
Установка отдельных
электросчетчиков для
потребителей, получающих
3.4.
шт.
электроэнергию от
трансформаторов
собственных нужд
Проведение проверки электросчетчиков с просроченными сроками:
3.5.
трехфазных
шт.
Отдельно для расчетного и
технического учета электроэнергии
однофазных
шт.
Пломбирование:
электросчетчиков
шт.
То же
крышек
шт.
3.6.
приводов выключателей
трансформаторов
шт.
напряжения
Выделение цепей учета
электроэнергии на отдельные
3.7.
шт.
То же
обмотки трансформаторов
тока
Устранение:
Количество трансформаторов тока и
недогрузки и перегрузки
напряжения, в цепях которых
шт.
3.8.
цепей тока
устранена недогрузка или перегрузка
(отдельно для расчетного и
перегрузки цепей
шт.
технического учета электроэнергии)
напряжения
Устранение работы
Отдельно для расчетного и
электросчетчиков в
технического учета электроэнергии
недопустимых условиях:
устранение вибрации
оснований, на которых
Количество оснований, на которых
шт.
3.9.
установлены
установлены электросчетчики
электросчетчики
установка и ввод в работу
электрообогрева
Количество введенных в работу
шт.
электросчетчиков в зимнее
устройств электрообогрева
время
Установка электросчетчиков повышенных классов точности:
3.10.
трехфазных
шт.
Отдельно для расчетного и
технического учета электроэнергии
однофазных
шт.
Ремонт электросчетчиков:
3.11.
трехфазных
шт.
То же
однофазных
шт.
Установка дополнительных:
электросчетчиков
шт.
3.12.
трансформаторов тока
шт.
То же
трансформаторов
шт.
напряжения
38
Продолжение Таблицы П1.1
Индекс Наименование мероприятия
3.13.
3.14.
3.15.
3.16.
3.17.
3.18.
3.19.
3.20.
3.21.
3.22.
Ед. измерения
физических
объемов
Пояснения к единицам измерения
Проведение проверок и
обеспечение
своевременности и
Количество проверок и устраненных
Проверки
правильности снятия
нарушений (планируются только
(исправления)
показаний электросчетчиков
проверки)
на электростанциях и
подстанциях энергосистем
Проведение проверок и
обеспечение правильности
работы электросчетчиков на
Проверки
То же
межсистемных линиях
(исправления)
электропередачи и на
генераторах электростанций
Установка электросчетчиков
шт.
Количество электросчетчиков
потерь на линиях
Установка отдельных
электросчетчиков учета
электроэнергии, расходуемой
шт.
То же
на собственные нужды
подстанций
Установка электросчетчиков
технического учета на
шт.
То же
границах ПЭС
Составление и анализ
Количество выявленных недопустимых
небалансов электроэнергии
небалансов электроэнергии
ед.
по подстанциям и
(планируется количество проверок
электрическим станциям
небалансов)
Контроль и анализ средней
Количество выявленных и
оплаты за электроэнергию
ед.
подтвердившихся проверкой недоплат
потребителям
(планируется количество проверок)
Инвентаризация электросчетчиков расчетного учета:
однофазных
шт.
трехфазных
шт.
электронных
шт.
Количество трансформаторов
Компенсация индуктивной
напряжения, в цепях которых
нагрузки трансформаторов
шт.
установлены компенсирующие
напряжения
конденсаторы
Установка на подстанциях с
дежурным персоналом
сигнализации о выходе из
Количество установленных
строя высоковольтных
шт.
сигнальных устройств
предохранителей
трансформаторов
напряжения
39
Приложение 2 к «Инструкции по
снижению технологического расхода
электрической энергии на
передачу по электрическим сетям
энергосистем»
Отчисления от затрат на внедрение мероприятий
Нормы отчислений, %
PP
P
Силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства:
до 150 кВ
3,5
9,4
220 кВ и выше
3,5
8,4
Воздушные линии электропередачи:
на металлических и железобетонных опорах
0,4-20 кВ
3,0
5,6
35 кВ и выше
2,0
2,8
на опорах из пропитанной древесины и непропитанной лиственницы
0,4-20 кВ
4,0
7,7
35 кВ и выше
3,3
5,4
на опорах из непропитанной древесины (кроме лиственницы)
0,4-20 кВ
6,0
10,0
Кабельные линии электропередачи:
со свинцовой оболочкой
до 10 кВ
2,0
4,3
20-35 кВ
3,0
5,4
110-220 кВ
2,0
4,5
с алюминиевой оболочкой
до 10 кВ, проложенные в земле
4,0
6,3
до 10 кВ, проложенные а помещениях
2,0
4,3
(до 10 кВ) с пластмассовой изоляцией
5,0
7,3
Группы и виды основных фондов
Примечание. Таблица составлена на основании [4].
40
Приложение 3 к «Инструкции по
снижению технологического расхода
электрической энергии на
передачу по электрическим сетям
энергосистем»
Приближенная оценка эффективности мероприятий
с индексами 1.14, 2.7 и 2.10
Таблица П3.1 - Усредненные нормы
Номинальное
Место установки средств регулирования
напряжение, кВ
ВДТ в замкнутых контурах
электрических сетей
РПН на трансформаторах и
автотрансформаторах связи
РПН и линейные регуляторы в центрах
питания радиальных электрических
сетей
110-550
220-500
330-500
110-330
110-220
220-330
500
330
220
110-150
110-150
35
6-10
Снижение потерь электроэнергии
в год от установки и
использовании одного
устройства, тыс.кВт·ч
1200
1000
800
700
600
500
300
200
100
70
70
30
10
Примечание. В таблице снижение потерь при установке РПН и линейных
регуляторов напряжения дано в предположении, что переключения
ответвлений осуществляются вручную. Если взять снижение потерь,
приведенное в таблице, за единицу, то эффект для различных вариантов
установки РПН и АРН определяется из таблицы П3.2.
Таблица П3.2 - Коэффициенты изменения эффекта
Вид обслуживания подстанции
Без дежурства персонала
С постоянным дежурством
персонала
Коэффициент изменения эффекта регулирования
напряжения
с РПН
с АРН
1
1
1,2
0,8
При установке и вводе в работу АРН на подстанциях на трансформаторах
с РПН снижение потерь электроэнергии в год, указанное в таблице П3.1,
должно быть удвоено. При установке РПН на подстанциях с постоянно
дежурным персоналом снижение потерь, приведенное в таблице П3.1, должно
быть увеличено в 1,2 раза.
41
Приложение 4 к «Инструкции по
снижению технологического расхода
электрической энергии на
передачу по электрическим сетям
энергосистем»
Приближенная оценка эффективности мероприятий с индексами 1.81.10, 2.3-2.6 и 2.12
Таблица П4.1- Усредненные нормы
Снижение потерь
электроэнергии в год от
внедрения мероприятия
Единица
(тыс.кВт·ч) на единицу Примечание к гр.3
Индекс Наименование мероприятия
измерения
измерения по
напряжениям сети, кВ
0,38
6-10
35
1.
2
3
4
5
6
7
Отключение в режимах
малых нагрузок
1.8.
трансформаторов на
ч·МВ·А
0,003 0,001
Нормы указаны:
подстанциях с двумя и
на 1 час
более трансформаторами
отключения 1
МВ·А
Отключение
трансформаторов
трансформаторов на
1.9.
ч·МВ·А
0,004 0,0015
подстанциях с сезонной
нагрузкой
Выравнивание нагрузок фаз
На одну линию
1.10. в электрических сетях 0,38
шт.
0,7
0,38 кВ
кВ
На 1 км линии в
Замена проводов на
2.3.
км
2,2
4,6
однопроводном
перегруженных линиях
измерении
Замена ответвлений от ВЛ
2.4.
шт.
0,006
На 1 ответвление
0,38 кВ к зданиям
Замена перегруженных,
установка и ввод в работу
На 1 МВ·А
2.5.
дополнительных силовых
МВ·А
8
8
заменяемого
трансформаторов на
трансформатора
действующих подстанциях
Замена недогруженных
2.6.
МВ·А
12
1,5
—”—
силовых трансформаторов
Перевод электрических
С 6 на С 35 на
На 1 км
2.12.
сетей на более высокое
км
10 кВ 110 кВ
переводимых
номинальное напряжение
20
60
линий
42
Приложение 5 к «Инструкции по
снижению технологического расхода
электрической энергии на
передачу по электрическим сетям
энергосистем»
Значения коэффициентов А и В для сетей РЭК
(кроме сельскохозяйственных)
РЭК
Западно-Казахстанская,
Атырауская,
Мангистауская области
Алматинская, ЮжноКазахстанская,
Жамбылская,
Кызылординская области
Костанайская, СевероКазахстанская,
Акмолинская,
Карагандинская,
Актюбинская области
Павлодарская область,
Восточно-Казахстанская
область
Значения коэффициентов А и В при номинальном
напряжении сети
330 кВ и
110-220 кВ
6-35 кВ
0,38 кВ
выше
А
В
А
В
А
В
А
В
0,79
2585 0,81
3370 0,88
3770
0,96 4070
0,916 1284 0,94
2030 1,03
2300
1,11 2480
0,917
933
0,95
1820 1,04
2140
1,12 2310
0,69
560
0,72
1430 0,78
1720
0,84 1850
43
Приложение 6 к «Инструкции по
снижению технологического расхода
электрической энергии на
передачу по электрическим сетям
энергосистем»
Значения коэффициентов А и В для сетей сельскохозяйственного
назначения РЭК
Значения коэффициентов А и В для
Алматинской, ЮжноКазахстанской, Жамбылской, КызылорЗападнодинской, Костанай- Павлодарской,
Звено сети
Казахстанской,
ской, Северо-КазахВосточносельскохозяйственного Атырауской,
станской, Акмолин- Казахстанской
назначения
Мангистауской
ской,
областей
областей
Карагандинской,
Актюбинской
областей
А
В
А
В
А
В
Линии 110кВ
0,79
3270
0,89
1770
0,69
1290
Подстанции 110 кВ и
0,82
4200
0,93
2650
0,73
2350
линии 35 кВ
Подстанции 35 кВ
0,83
4500
0,95
2900
0,74
2600
Линии 10 кВ
0,84
5000
0,96
3400
0,75
3100
Подстанции 10 кВ
0,87
6100
0,98
4450
0,77
4100
Линии 0,38 кВ
0,9
6800
1,02
5100
0,8
4750
44
Библиография
1. Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в
электрических сетях энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1976.
2. Инструкция о порядке подготовки, передачи и автоматизированной
обработки отчетных данных по потерям электроэнергии в электрических сетях,
Минэнерго СССР. М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.
3. Инструкция по определению экономической эффективности
капитальных вложений в развитие энергетического хозяйства (генерирование,
передача и распределение электрической и тепловой энергии). М.: "Энергия",
1973.
4. Нормы амортизационных отчислений по основным фондам народного
хозяйства и положение о порядке планирования, начисления и использования
амортизационных отчислений в народном хозяйстве. М.: "Экономика", 1974.
5. Руководящие указания к использованию замыкающих затрат на
топливо и электрическую энергию. М.: "Наука", 1973."
6. Бабкин С.Н., Благой B.C., Ланда М.Л., Холмский Д.В. Удельные
затраты на потери электроэнергии в сельских электросетях (обзор). М.:
Информэнерго, 1975.
7. Типовая инструкция по оптимальному управлению потоками
реактивной мощности и уровнями напряжений в электрических сетях
энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.
8. Соколов В.И. Использование генераторов в режиме синхронного
компенсатора. М.: "Энергия", 1968.
9. Инструкция по регулированию напряжения трансформаторов РПН 35110 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.
10. Инструкция по нормированию расхода электроэнергии на
собственные нужды подстанций 35-500 кВ. М.: СПО Союзтехрнерго, 1981.
11. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. М.: СПО ОРГРЭС,
1976.
12. Рекомендации по рациональному использованию трансформаторов
подстанций 35/10 кВ и 10/0,4 кВ сельскохозяйственного назначения с учетом их
фактической загрузки. М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.
13. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.
М.: Энергия, 1977.
14. Правила пользования электрической и тепловой энергией. 3-е издание
переработанное и дополненное. М.: Энергоиздат, 1982.
15. Инструкция по системному расчету компенсации реактивной
мощности в электрических сетях. / В кн. Инструктивные материалы
Главгосэнергонадзора. 2-е издание переработанное и дополненное. М.:
Энергоатомиздат, 1983.
16. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. В.Э.
Воротницкий, Ю.С. Железко, В.Н. Казанцев и др. Под редакцией Казанцева
В.Н., М.: Энергоатомиздат, 1983,
17. Укрупненные единичные расценки на капитальный ремонт
электрических сетей 0,4-500 кВ. Выпуск I. Воздушные линии электропередачи
45
35-500 кВ. Выпуск 2. Воздушные распределительные сети 0,4-20 кВ. Выпуск 3.
Основное оборудование подстанций 35-500 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.
18. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под
редакцией С.С. Рокотяна и И.И. Шапиро. М.: Энерго атомиздат , 1985.
19. Гофман Г.Д. Справочник сметчика по электрическим сетям. М.:
Энергоатомиздат, 1985.
20. Прейскурант на строительство трансформаторных подстанций
напряжением 10-35/0,4 их35/10 кВ (ПЭСС-2-84) М.: Стройиздат, 1983.
21. Короткевич М.А. Оптимизация эксплуатационного обслуживания
электрических сетей, под редакцией А.В. Берешова Минск, Наука и техника,
1984.
22. Железко Ю.C. Компенсация реактивной мощности и повышение
качества электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 1985.
23. ГОСТ 13109-97 (2002). Электрическая энергия. Совместимость
технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии
в системах электроснабжения общего назначения