Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

Министерство энергетики и электрификации СССР

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

И 34-70-028-86
РД 34.09.254

Срок действия установлен
с 01.01.88 г. до 01.01.98 г.

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)

ИСПОЛНИТЕЛИ В.Э. ВОРОТНИЦКИЙ, Ю.С. ЖЕЛЕЗКО (ВНИИЭ), В.М. МАКСИМОВ (ГТУ)

СОГЛАСОВАНО с Главгосэнергонадзором 31.03.86 г.

Главный инженер Ю.В. КОПЫТОВ

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 31.03.86 г.

Заместитель начальника К.М. АНТИПОВ

1. Общие положения

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

1.2. Инструкция устанавливает порядок разработки и формирования планов мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу1 по электрическим сетям, распределение обязанностей между подразделениями по планированию, внедрению и подготовке отчетных данных, о выполнении мероприятий, содержит типовой перечень мероприятий, а также единую методику расчета снижения потерь электроэнергии от выполнения мероприятий.

_____________

1 В дальнейшем для краткости - потери электроэнергии.

1.3. Основной целью планирования и внедрения мероприятий по снижению потерь (МСП) электроэнергии в электрических сетях является выполнение планового задания по потерям и по возможности 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 (см. п. 2.10).

1.4. Наименования МСП и единицы измерения физических объемов их выполнения должны соответствовать Типовому перечню мероприятий, приведенному в приложении 1.

1.5. Единые формы, порядок разработки планов МСП и составления отчетных данных о выполнении планов даны в приложениях 2 - 7.

1.6. Из организационных мероприятий наиболее эффективными считаются те, выполнение которых дает большее абсолютное снижение потерь электроэнергии, из технических - мероприятия с меньшим сроком окупаемости затрат на их внедрение.

В расчете срока окупаемости должны учитываться указанные в приложении 8 нормативные отчисления от затрат на внедрение мероприятий.

1.7. Для отдельных мероприятий плановую и фактическую эффективность допускается определять приближенно по усредненным нормам, указанным в приложениях 9 - 10.

1.8. Удельные затраты на потери электроэнергии должны рассчитываться по замыкающим затратам на электроэнергию с использованием таблиц, приведенных в приложениях 11 - 12.

1.9. В приложении 13 даны рекомендации по применению и краткая характеристика комплексов программ по расчету и анализу электроэнергии и выбору МСП.

1.10. Инструкция подготовлена с учетом замечаний и предложений Уралтехэнерго, Белорусского отделения института "Энергосетьпроект", Украинского отделения института "Сельэнергопроект", Экономтехэнерго, Молдглавэнерго, Одессэнерго, Киевэнерго, Латвглавэнерго, Белорусского и Одесского политехнических институтов и др.

1.11. С вводом в действие настоящей Инструкции аннулируется Инструкция [1].

2. Определения

2.1. Организационные мероприятия - мероприятия, обеспечивают снижение потерь электроэнергии за счет оптимизации схем и режимов работы электрических сетей и электростанций, совершенствования их технического обслуживания.

2.2. Технические мероприятия - мероприятия по строительству и реконструкции электрических сетей и электростанций, обеспечивающие снижение потерь электроэнергии. Технические мероприятия разделяются на мероприятия по снижению потерь и мероприятия с сопутствующим снижением потерь электроэнергии.

2.3. Технические мероприятия по снижению потерь электроэнергии - мероприятия, срок окупаемости затрат на внедрение которых за счет эффекта только от снижения потерь не превышает 8 лет.

2.4. 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.

2.5. Приведенное к году снижение потерь электроэнергии от внедрения технического мероприятия - расчетное снижение потерь электроэнергии, получаемое за год.

2.6. Снижение потерь электроэнергии с момента внедрения мероприятия - снижение потерь, получаемое за период с момента внедрения мероприятия до конца отчетного или планового периода (квартала, года).

2.7. 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.

2.8. Технические мероприятия с переходящим снижением потерь электроэнергии - мероприятия, внедряемые не в начале года.

2.9. 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. Оптимальный уровень технических потерь является тем пределом, к которому должен стремиться персонал энергосистемы, разрабатывая и выполняя план мероприятий по снижению потерь.

2.10. Допустимый уровень коммерческих потерь - значение коммерческих потерь электроэнергии, обусловленное погрешностями системы учета электроэнергии (электросчетчиков, трансформаторов тока и напряжения) при соответствии системы учета требованиям ПУЭ.

3. Распределение обязанностей между подразделениями РЭУ (ПЭО) по снижению потерь электроэнергии

3.1. Распределение обязанностей между подразделениями РЭУ (ПЭО) по планированию, внедрение и отчетности о выполнении мероприятий по снижению потерь электроэнергии устанавливается приказом руководства РЭУ (ПЭО) и ПЭС.

3.2. В работе по планированию, внедрению и отчетности о выполнении мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях, как правило, участвуют:

а) центральная диспетчерская служба (ЦДС) и служба (группа) энергетических режимов РЭУ [в том числе сектор (группа) оптимизации потерь и повышения качества электроэнергии], оперативно-диспетчерская служба (ОДС) ПЭС;

б) службы РЭУ: эксплуатации и ремонтов электротехнического оборудования (СЭРЭО), электрических сетей (СЭС), сельской электрификации и распределительных сетей (СЭРС); службы ПЭС: ВЛ и подстанций или высоковольтных электрических сетей (СВС), распределительных электрических сетей (СРС);

в) службы релейной защиты, автоматики и измерений (РЗАИ) ПЭС и РЭУ, а также метрологическая служба;

г) служба АСУ и вычислительной техники РЭУ (ПЭО);

д) службы перспективного развития (СПР) ПЭС и РЭУ (ПЭО);

е) отделы ПЭС и РЭУ (ПЭО): планово-экономический (ПлЭО) и капитального строительства (ОКС);

ж) предприятие "Энергонадзор" и его отделения;

з) электроцех, котлотурбинный цех, электролаборатория и другие подразделения электростанций РЭУ.

3.3. Рекомендуется следующее распределение обязанностей между подразделениями.

3.3.1. Центральная диспетчерская служба и служба (группа) энергетических режимов с сектором (группой) оптимизации потерь РЭУ и повышения качества электроэнергии и ОДС ПЭС осуществляют:

а) разработку мероприятий с индексами 1.2, 1.3, 1.5, 1.6 Типового перечня, контроль за их внедрением и подготовку данных о выполнении этих мероприятий;

б) разработку мероприятий с индексами 1.8, 1.9, 1.14, 1.15, 2.14 Типового перечня, контроль за их внедрением и подготовку данных о выполнении этих мероприятий совместно со службами СЭРЭО, СЭС, СПР, СЭРС и РЗАИ и ОКС РЭУ (ПЭО), службами ВЛ и подстанций, СВС, СРС, СПР и ОКС ПЭС (каждая служба в своей сфере деятельности);

в) расчеты по определению оптимальной мощности компенсирующих устройств у промышленных потребителей (мероприятие с индексом 2.13) совместно с предприятием "Энергонадзор" и его отделениями;

г) расчеты планируемого и фактического снижения потерь электроэнергии от внедрения перечисленных выше мероприятий и мероприятия с индексом 1.11;

д) составление сводных планов организационно-технических мероприятий по снижению потерь в сетях, контроль за их выполнением и представление сводных отчетных данных: ОДС ПЭС (инженер по режимам) - в сетях ПЭС, сектор (группа) оптимизации потерь и повышения качества электроэнергии РЭУ (ПЭО) - по всем сетям энергосистемы, включая сети ПЭС.

3.3.2. Службы РЭУ (ПЭО) (СЭРЭО, СЭС, СЭРС), службы ПЭС (ВЛ и подстанций или высоковольтных электрических сетей и СРС) каждая в своей сфере деятельности осуществляют:

разработку мероприятий, контроль, внедрение и составление отчетных данных о выполнении мероприятий, указанных в п. 3.3.1, совместно с ЦДС, группой или службой энергетических режимов РЭУ (ПЭО) и ОДС ПЭС (расчеты снижения потерь электроэнергии проводят группы или службы энергетических режимов и инженер по режимам ПЭС, а также служба АСУ и вычислительной техники);

разработку мероприятий, контроль, внедрение и составление отчетных данных о выполнении мероприятий с индексами 1.11 и 1.12 (для мероприятия с индексом 1.12 указанные службы производят также и расчет его технико-экономической эффективности);

контроль своевременности включения МСП в планы капитального строительства, ремонта и реконструкции электрических сетей.

3.3.3. Службы РЗАИ ПЭС и РЭУ (ПЭО) совместно с метрологической службой, предприятием "Энергонадзор" и его отделениями планируют, выполняют мероприятия по совершенствованию системы технического учета электроэнергии (мероприятия с индексами 3.5 - 3.17, 3.22), а также совместно со службами подстанций - мероприятия с индексами 1.14, 2.7, 2.8, 2.9 и отчитываются об их выполнении.

3.3.4. Служба АСУ и вычислительной техники совместно с группой или службой, энергетических режимов РЭУ (ПЭО) и ОДС ПЭС рассчитывает снижение потерь электроэнергии от внедрения мероприятий.

3.3.5. Службы перспективного развития ПЭС и РЭУ (ПЭО) каждая в своей сфере деятельности совместно с ОКС, группой или службой энергетических режимов РЭУ (ПЭО) и ОДС ПЭС участвуют в планировании, контроле за внедрением и составлении отчетных данных о выполнении технических мероприятий с индексами 2.1 - 2.3, 2.5, 2.10 - 2.12, 2.14, согласовывают планы мероприятий по снижение потерь с проектами и схемами развития сетей, разрабатывают перспективные пятилетние планы мероприятий.

3.3.6. Планово-экономические отделы РЭУ (ПЭО) и ПЭС на стадии составления проектов планов по потерям электроэнергии контролируют достаточность планируемых мероприятий по обеспечению заданного снижения потерь. Совместно с техническими службами проверяют правильность расчетов технико-экономической эффективности от внедрения мероприятий. Анализируют причины невыполнения планов по потерям электроэнергии и мероприятий по их снижению. Помогают службам и отделам в определении затрат на внедрение мероприятий .

3.3.7. Отделы капитального строительства ПЭС и РЭУ (ПЭО) каждый в своей сфере деятельности совместно с СПР, группой или службой энергетических режимов РЭУ (ПЭО) и ОДС ПЭС участвуют в разработке мероприятий, контроле за внедрением и составлении отчетных данных о выполнении технических мероприятий с индексами 2.11 и 2.12, связанных с капитальным строительством, включают мероприятия по снижению потерь в планы капитального строительства и подрядных строительно-монтажных организаций.

3.3.8. Предприятие "Энергонадзор" и его отделения:

а) участвуют совместно с ПЭС в разработке и выполнении мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (мероприятия с индексами 3.1 - 3.14, 3.18, 3.19 - 3.22, а также мероприятия с индексом 1.13);

б) планируют, выполняют мероприятие с индексом 2.13 и отчитываются о его выполнении совместно с группой или службой энергетических режимов РЭУ и ОДС ПЭС.

3.3.9. Электростанции РЭУ участвуют в разработке к выполнении мероприятий с индексами 1.2, 1.3, 1.4, 1.11, 2.11 (электроцех, котлотурбинный цех) 3.13, 3.14, 3.18, 3.21 (электролаборатория), а также в снижении потерь электроэнергии в трансформаторах связи электростанций (электроцех).

3.4. Приведенное выше распределение обязанностей может корректироваться в отдельных ПЭС и РЭУ (ПЭО) в соответствии с их организационной структурой и традиционно сложившимся распределением обязанностей по снижению потерь электроэнергии.

3.5. Деятельность вышеперечисленных подразделений энергосистем по разработке и внедрению МСП должен координировать сектор (группа) оптимизации потерь и повышения качества электроэнергии, организуемый при ЦДС РЭУ (ПЭО).

3.6. ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР по электрическим сетям, находящимся в их управлении, разрабатывают мероприятия в основном режимного характера (1,2 - 1.6, 1.8, 1,14, 1.15), обеспечивают их внедрение, оценивают экономическую эффективность, отчитываются за выполнение мероприятий перед вышестоящими подразделениями.

По электрическим сетям, имеющим межсистемное значение, напряжением 330 кВ и выше, ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР, планируют, оценивают эффективность и отчитываются за выполнение некоторых технических мероприятий (2.8, 2.10, 2.11, 2.12).

4. Порядок разработки, планирования и очередность внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии

4.1. Разрабатываются пятилетние планы МСП и годовые планы с разбивкой по кварталам в виде таблиц, представленных в приложениях 2, 3, 4.

4.2. Основой для разработки проектов планов МСП являются проекты планов по потерям электроэнергии, результаты расчетов потерь (2), нормальных режимов электрических сетей за отчетный и планируемый период, предложения к проектам планов МСП нижестоящих подразделений, схемы развития электрических сетей, проекты планов по капитальному строительству, ремонту и реконструкции электрических сетей.

4.3. Рекомендуется следующая последовательность включения мероприятий в проекты планов.

4.3.1. В первую очередь планируется выполнение организационных мероприятий по оптимизации режимов электрических сетей и совершенствованию их эксплуатации (мероприятия с индексами 1.1 - 1.5 Типового перечня), а также мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (мероприятия с индексами 3.1 - 3.22 Типового перечня).

4.3.2. В пределах выделенных фондов, материальных и трудовых ресурсов планируются технические мероприятия, предусмотренные планами капитального строительства и реконструкции электрических сетей, обеспеченные проектно-сметной документацией и согласованные с подрядчиками. Преимущество первоочередного включения в проекты планов и последующего внедрения имеют технические мероприятия с меньшим сроком окупаемости затрат на внедрение.

4.3.3. Срок окупаемости определяется по формуле:

(1)

где К - затраты на внедрение мероприятия, тыс.руб., определяемые в соответствии с разд. 7;

зЭ - удельные затраты на потери электроэнергии, руб/кВт·ч, определяемые в соответствии с разд. 6;

dW - приведенное к году снижение потерь электроэнергии от внедрения мероприятия, тыс.кВт·ч, определяемое в соответствии с разд. 5;

Pa - норма ежегодных амортизационных отчислений капитальных вложений, определяемая по (4), %;

DИО - изменение издержек на техническое обслуживание сети после выполнения мероприятия, определяемое по сметным нормам, имеющимся в энергосистемах, тыс.руб.

При отсутствии данных о фактических значениях DИО срок окупаемости определяется по формуле:

(2)

где РΣ - норма суммарных ежегодных отчислений от капитальных вложений, определяемая по табл. 6 разд. 7 (4).

Примечание. При составлении проекта сводного плана мероприятий по энергосистеме или главному управлению срок окупаемости для суммы мероприятий одного наименования подчиненных подразделений определяется по формуле

(3)

где  - соответственно суммарные затраты на внедрение и суммарное приведенное к году снижение потерь электроэнергии от внедрения технических мероприятий одного наименования подчиненных подразделений, тыс.руб., тыс.кВт·ч;

зЭСР - средние удельные затраты на потери электроэнергии для n технических мероприятии, руб/кВт·ч.

При этом суммирование Ki и δWi должно вестись отдельно для технических мероприятий по снижению потерь и для технических мероприятий с сопутствующим снижением потерь.

4.3.4. При необходимости расчета абсолютного годового экономического эффекта от внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях этот эффект рассчитывается по формуле:

(4)

Абсолютный годовой экономический эффект от внедрения беззатратных организационных мероприятий определяется по формуле:

Э = зЭδW тыс. руб.

(5)

4.3.5. После проведения технических мероприятий, существенно изменяющих схему сети и режим ее работы, последний должен оптимизироваться при новой схеме. Рекомендуемая последовательность проведения оптимизационных расчетов соответствует порядку их приведения в Типовом перечне (мероприятия с индексами 1.1 - 1.70.

4.3.6. Мероприятия по оптимизации схем и режимов электрических сетей (индексы 1,1 - 1.3, 1.5, 1.6) включаются в проект плана ежегодно, если по ним проводятся оптимизационные расчеты и если имеется дополнительный эффект от внедрения планируемых мероприятий по оптимизации по сравнению с существующим оптимальным режимом.

4.3.7. Эффективность каждого последующего мероприятия определяется с учетом уже достигнутого эффекта, полученного от внедрения всего предшествовавшего комплекса организационных и технических мероприятий.

4.4. Перед представлением в вышестоящую организацию проекты планов МСП должны проверяться в установленном порядке предприятиями ПО "Союзтехэнерго" (правильность, обоснованность расчетов и достаточность запланированных организационно-технических мероприятий).

4.5. Проекты планов МСП должны направляться на согласование в сроки, установленные соответствующими приказами Минэнерго СССР.

4.6. Перечень мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям на планируемый год, а также план технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям Минэнерго СССР с разбивкой по подчиненным подразделениям утверждается в составе ежегодного приказа Минэнерго СССР о повышении технического уровня эксплуатации энергосистем.

В этом приказе отдельные мероприятия, проводимые в больших количествах, например замена проводов в сетях 6 - 10 кВ и т.п., должны быть объединены в одно с указанием общего физического объема выполнения, экономического эффекта и общих затрат на внедрение.

Технические мероприятия, связанные с капитальным строительством линий и подстанций, вводом компенсирующих устройств и т.п., приводящие к снижению потерь в сетях более 500 тыс.кВт·ч в год, приводятся в приказах пообъектно с указанием конкретного объекта внедрения.

4.7. Сводные планы по потерям электроэнергия и мероприятиям по их снижению по подчиненным Минэнерго СССР подразделениям должны включаться на своих уровнях в соответствующие ежегодные приказы по эксплуатации и капитальному строительству.

4.8. Основные технические мероприятия, связанные с вводом линий, подстанций, батарей статических конденсаторов 35 кВ и выше и синхронных компенсаторов, требующие привлечения подрядных организаций, должны утверждаться также в составе ежегодного приказа о выполнении плана электросетевого строительства.

4.9. Плановые задания по потерям электроэнергии и мероприятиям по их снижению в электрических сетях нижестоящих подразделений должны включаться на своих уровнях в соответствующие ежегодные приказы по эксплуатации и капитальному строительству.

5. Определение планируемого и фактического снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятий по снижению потерь

5.1. Планируемое и фактическое снижение потерь электроэнергии при проведении организационных мероприятий рассчитывается следующим образом:

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.

Оптимизация мест размыкания линий 6 - 35 кВ должна проводиться с учетом изменения потерь электроэнергии в оптимизируемой сети и в питающей ее замкнутой основной сети 110 кВ и выше энергосистемы. Однако в связи с чрезмерным увеличением объема сети из-за одновременного учета сетей всех классов напряжений допускается иногда выполнение расчетов по оптимизации мест размыкания линий 6 - 35 кВ отдельно от основных сетей системы.

Для оптимизации могут быть использованы программа ЭПОС комплекса ИВК СЭС ЕС Киевского политехнического института или RPOT-RS Уралтехэнерго.

Эффект от оптимизации мест размыкания распределительных сетей рассчитывается в следующей последовательности:

1. Определяется снижение потерь электроэнергии в размыкаемой сети (δWРС) как разница потерь мощности до и после размыкания, полученная с помощью указанных программ и пересчитанная в потери электроэнергии в соответствии с рекомендациями, изложенными в [2].

где КП - коэффициент, учитывающий точность метода расчета потерь электроэнергии, определяемый по формуле:

где D - среднеквадратичная погрешность, %, используемого метода расчета;

ΔWРС1, ΔWРС2 - потери электроэнергии в размыкаемой распределительной сети соответственно до и после размыкания, тыс.кВт ч.

2. Уточняются нагрузки подстанций основной сети энергосистемы в соответствии с изменившейся схемой распределительной сети.

3. Рассчитываются потери электроэнергии в основной сети (δWОС) энергосистемы при уточненных нагрузках подстанций и определяется изменение потерь электроэнергии в ней по формуле:

4. Определяется суммарное изменение потерь электроэнергии в основных и распределительных сетях при оптимальном размыкании последних по формуле:

Знак "-" в формуле (8) ставится при повышении потерь электроэнергии в основной сети системы после оптимизации мест размыкания распределительных сетей.

Планируемый и фактический эффекты от внедрения мероприятия рассчитываются по одинаковой методике с той лишь разницей, что фактический эффект определяется по фактическим схемам и режимам и измененным местам размыкания распределительных сетей, а планируемый эффект - по планируемым схемам и режимам.

При расчете снижения потерь от размыкания распределительной сети без учета эффекта в основной сети фактическое снижение принимается равным 70 % полученного по формуле (6), т.е.

δW1.1 = 0,7WРС тыс. кВт·ч,

(9)

Мероприятие 1.2. Оптимизация установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности.

Оптимизация осуществляется с помощью программы Б-2, разработанной во ВНИИЭ-ВЦ ГТУ (8). Целью расчетов является 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 частоты проведения расчетов, их информационной обеспеченности и степени практической реализации результатов расчетов. Практически необходимым является проведение не менее 16 расчетов в год: для каждого из четырех характерных периодов (зима, весна, лето и осень) рассчитываются оптимальные режимы 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 для них целесообразно производить по приближенно вычисленным нагрузкам.

Неизвестные нагрузки РПС (РiПС, QiПС) в промежуточных режимах (характерных весенних и осенних дней) при отсутствии более точных методик определяются корректировкой известных максимальных РПС (РjПС, QjПС) 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:

(10)

где индексом j обозначен режим, для которого известны нагрузки на подстанциях, индексом i - режим, для которого нагрузки подстанций определяются.

Более точно неизвестные нагрузки промежуточных i-ых режимов можно определить по графикам, формируемым на основании результатов общесистемных измерений с использованием, следующих универсальных аппроксимирующих зависимостей:1

_____________

1 3ависимости получены в Белорусском отделении института "Энергосетьпроект".

(11)

где Nij - искомое значение активной или реактивной нагрузок для i-го режима (часы м.с.н, или н.п.н.) в j-ый период времени;

Ni1 Ni2 Ni3 - 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;

ТК - календарная продолжительность расчетного года;

λ1, λ2 - коэффициенты, характеризующие форму аппроксимирующих зависимостей, определяемые по следующим соотношениям:

(12)

(13)

где Wa(p)i - соответственно активная (реактивная) энергия, потребленная узлом за i-й месяц;

,  - среднемесячные значения активных или реактивных нагрузок за те месяцы, в которых производились соответственно летние и зимние общесистемные замеры.

Зависимости, рассчитываемые по формуле (11), представляют собой годовые графики активных и реактивных нагрузок, ординатами которых являются характерные значения указанных нагрузок за каждый месяц года для i-го режима.

Степень практической реализации результатов расчета определяется степенью 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:

(14)

где  и  - 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) может оказаться отрицательным. Это является дополнительным доказательством недопустимости оптимизации лишь одного режима;

dj - продолжительность в году j-го периода, дн.;

m - число характерных периодов;

 - эквивалентное время режима наибольших нагрузок за сутки, рассчитываемое по формуле:

(15)

где КМИН - отношение минимальной суточной нагрузки энергосистемы к максимальной;

К3 - коэффициент заполнения графика (К3 = ТМАКС.СУТ/24);

 - 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);

 - коэффициент, учитывающий точность совпадения закона регулирования, обеспечиваемого устройствами РПН трансформаторов связи, и оптимального закона регулирования, рассчитанного по программе. Коэффициент определяется для каждого периода по формуле:

(16)

где  - среднее число переключений ответвлений трансформаторов связи с РПН за характерные сутки j-го периода, определяемое по формуле:

где  - число переключений ответвлений i-го трансформатора с РПН за характерные сутки j-го периода;

N - суммарное количество трансформаторов с РПН и ПБВ.

Примечание. Если определенное по формуле (16) значение  больше единицы, то оно принимается равным единице.

При наличии трансформаторов связи с ПБВ расчеты производятся в следующем порядке.

1. Все трансформаторы связи условно принимаются с РПН и производится расчет оптимальных значений коэффициентов трансформации для часов м.с.н. и н.п.н. ( и  соответственно) характерных суток j-го периода.

2. Коэффициенты трансформации трансформаторов с ПБВ определяются для каждого трансформатора по формуле:

(17)

3. При зафиксированных значениях коэффициентов трансформации трансформаторов с ПБВ производятся оптимизационные расчеты для часов м.с.н. и н.п.н. и определяются значения δРМАКС и δРМИН и затем по формуле (14) вычисляют δW.

Планируемое снижение потерь электроэнергии определяется по результатам оптимизации двух планируемых режимов работы основной сети энергосистемы (зимнего максимального и летнего минимального) по формуле:

δWП1.2 = [δРМАКСТЗИМ ± δРМИН(8760 - ТЗИМ)]Кр тыс. кВт·ч,

(18)

где δРМАКС, δРМИН - изменение потерь мощности в оптимизируемой основной сети энергосистемы соответственно при максимальной и минимальной нагрузках;

ТЗИМ - условная длительность зимнего максимума в течение года, определяемая по суммарному годовому графику помесячного отпуска электроэнергии в сеть системы в целом по методике (2);

Кр - коэффициент, учитывающий недостаточность двух оптимизаций режима в год. Его значение устанавливается из опыта эксплуатации и сравнения планового и фактического эффекта от оптимизации режима. В первой оптимизации и при отсутствии фактических данных можно принять Кр = 0,6.

Мероприятие 1.3. Перевод генераторов электростанций в режим синхронного компенсатора (СК).

Целесообразность такого перевода оценивается с помощью программы оптимизации режима основной электросети энергосистемы по реактивной мощности и рассматривается только для тех генераторов, которые в определенный период времени не используются. Как правило, это либо малоэкономичные генераторы, выводимые из работы на период сезонного снижения нагрузки, либо генераторы электростанций, работающих на дефицитном топливе (9). Фактическая эффективность мероприятия определяется по формуле:

δWФ1.3 = δWСФ - δWПОТР.Ф тыс. кВт·ч

(19)

где δWСФ = δW - δW - 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, рассчитываемое по формуле:

WПОТР.Ф = (КГAQ2СР + ВQСР + С)Т тыс.кВт·ч,

(20)

где КГ - коэффициент, учитывающий форму графика нагрузки генератора, определяемый по формуле;

QСР - средняя нагрузка генератора (Мвар) за время его работы в режиме СК-Т (ч);

(21)

где QM - максимальная реактивная мощность генератора, тыс.квар;

WQ - сумма абсолютных значений выработанной и потребленной реактивной энергии за время Т.

Примечание. Т - фактическое время непосредственной работы генератора на сеть. Коэффициенты А, В и С зависят от характеристик генератора и определяются в соответствии с [2].

Плановое снижение потерь электроэнергии δWП1.3 от внедрения мероприятия определяется по формулам, аналогичным формулам (19) - (21), с той лишь разницей, что δWСФ рассчитывается по формуле (18), а в выражения (20) и (21) подставляется 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 возрастает межсистемные перетоки, дополнительно загружается системообразующая электрическая сеть и т.п.

Увеличение рабочей активной мощности электростанций при том же составе генерирующего оборудования осуществляется за счет выполнения организационно-технических мероприятий на электростанциях.

Для расчетов эффективности выполнения мероприятия рекомендуется построить зависимости (по отчетным данным прошлых лет) суммарных нагрузочных потерь электроэнергии в системообразующей электрической сети энергосистемы от выработки электроэнергии нестабильно работающих электростанций. Для построения этих зависимостей могут быть использованы известные программы расчета потерь электроэнергии [2] или расчета установившегося режима Б-6.

Снижение потерь электроэнергии в сети при этом определяется по формуле:

(22)

где  - потери электроэнергии в системообразующей сети, определяемые по зависимостям ΔW = f(W) при соответственно уменьшенной (W1) и увеличенной (W2) выработке электроэнергии данной электростанцией.

Мероприятие 1.5. Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схеме.

Мероприятие проводится при сезонных изменениях нагрузки не менее двух раз в год. Фактическое снижение потерь определяется разницей значений, рассчитанных по формуле (14), полученных соответственно до и после выполнения мероприятия. Плановое снижение потерь определяется разницей тех же значений, но рассчитанных по формуле (18). По этим же формулам может быть определен эффект и от внедрения мероприятия с индексом 1.4.

Мероприятие 1.6. Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями.

Мероприятие проводится для снижения влияния неоднородности электрической сети напряжением 110 кВ и выше на режим ее работы. Размыкание контуров в оптимальных местах должно приводить к разгрузке сетей более низкого напряжения и снижению общих потерь электроэнергии в целом при сохранении требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей.

Оптимальные места размыкания контуров можно определить с помощью программы оптимизации установившихся режимов электрических сетей Б-2 (ВНИИЭ-ВЦ ГТУ) или программы М-600 (Уралтехэнерго), в которой реализована опробованная на практике методика размыкания контуров, разработанная в ОДУ Урала.

При отсутствии специализированных программ выбора оптимальных мест размыкания контуров в качестве количественной характеристики неоднородности каждого независимого контура следует пользоваться значением отклонения потерь мощности в контуре от оптимального уровня (дополнительных потерь), определяемым по выражению:

(23)

где δİi, δIai, δIpi, ri - отклонение от оптимального комплексного значения тока (его активная и реактивная составляющие), активное сопротивление i-ой ветви контура, содержащего n ветвей.

Значения отклонений от оптимальных значений активных и реактивных составляющих токов в ветвях определяются расчетом предварительно оптимизированного или не оптимизированного режима максимальных нагрузок с использованием соответствующих программ, например Б-2, Б-6, РУЭР и т.п. По значению дополнительных потерь мощности (23) осуществляют классификацию замкнутых контуров. Дальнейшему рассмотрению подлежат контуры со значением дополнительных потерь более 100 кВт. В случае, если предварительная оптимизация режима не выполнялась, а составляющая дополнительных потерь от реактивных токов существенно превышает составляющую потерь от активных токов, первоочередной задачей является оптимизация коэффициентов трансформации трансформаторов (автотрансформаторов) данного контура. Точка размыкания контура в сети низшего напряжения определяется наложением на токи в ветвях, начиная от точек естественного токораздела, уравнительного тока контура, равного:

(24)

Совпадение точек токораздела по активной и реактивной составляющим тока после наложения уравнительного тока дает однозначное решение о выборе точки размыкания контура. При невыполнении этого условия размыкание контура осуществляют в одной из точек токораздела (активного или реактивного) в зависимости от дополнительных потерь, обусловленных размыканием.

Фактическое снижение потерь мощности определяют по результатам расчета оптимального (установившегося) режима сети после размыкания, выполняемого с использованием тех же, что и ранее, программ.

Снижение потерь электроэнергии рассчитывается по формуле (8) или (14) в зависимости от исходных данных.

Приведенная методика может применяться и для определения снижения потерь электроэнергии при внедрении мероприятия 1.1.

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.

Законы регулирования напряжения в ЦП (если в ЦП установлены трансформаторы с РПН) или установленные рабочие ответвления трансформаторов (если последние с ПБВ) должны обеспечивать минимально возможные потери электроэнергии в сети при допустимых отклонениях напряжения у потребителей. В соответствии с требованиями ПУЭ для обеспечения допустимых отклонений напряжения в сетях 380 В и 6 - 20 кВ необходимо на шинах 6 - 20 кВ ЦП поддерживать отклонения напряжения не менее +5 % в режиме наибольших нагрузок (V'T ≥ 5 %) и не более номинального напряжения в режиме наименьших нагрузок (V''T ≤ 0 %).

Возможность превышения напряжения сверх +5 % определяется параметрами и режимами работы сетей 6 - 20 кВ и 380 В. Точные значения V'T и V''T могут быть получены при расчете режимов работы этих сетей [9]. Однако для подавляющего большинства сетей допустимые по ГОСТ 13109-67 отклонения напряжения у потребителей могут быть обеспечены, если на шинах 6 - 20 кВ ЦП поддерживаются отклонения V'T = 5 % и V''T = 0 %, а в промежуточных режимах - пропорционально изменению суммарной нагрузки.

При отсутствии в ЦП устройств РПН, как правило, не удается выдержать допустимые отклонения напряжения у потребителей во всех узлах и режимах. Выбор ответвлений трансформаторов с ПБВ должен производиться из условия минимизации электроэнергии, потребляемой при недопустимых отклонениях напряжения.

Данное мероприятие должно проводиться 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 может быть проведен по программам оптимизации режимов сети по реактивной мощности (мероприятие 1.2) или в соответствии с [10]. Аналогичный расчет может быть проведен на основании результатов измерения отклонений напряжений на шинах низшего напряжения всех ЦП в режимах наибольших (V'i) и наименьших (V''i) нагрузок и регистрации соответствующих им ответвлений трансформаторов ЦП. Указанные данные рекомендуется сводить в табл. 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

Наименование подстанции, напряжения обмоток трансформаторов

Наименование подстанции, от которой подается питание

Тип регулирующего устройства

Количество ответвлений и ступени регулирования, %

Режим наибольших нагрузок

Режим наименьших нагрузок

V'1%

N'1

V''1%

N''1

Подстанция "А" 220/110/10 кВ

ЦП сети 110 кВ

 

РПН

17×1,5

+2

6

+4

3

Подстанция "Б" 110/10 кВ

А

РПН

19×1,78

+4

5

0

5

Подстанция "Е" 110/10 кВ

А

РПН

19×1,78

+1

0

+1

0

Подстанция "Ж" 110/35/10 кВ

ЦП сети 35 кВ

А

РПН

19×1,78

+4

0

+5

2

Подстанция "З" 35/10 кВ

Б

ПБВ

5×2,5

+3

2

+1

2

Подстанция "М" 35/10 кВ

Б

ПБВ

5×2,5

+2

4

-3

4

Расчеты начинает 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 V'Tи V''T При этом изменения напряжения в режимах наибольших и наименьших нагрузок составят соответственно:

(25)

где EСТ - ступень регулирования напряжения, %;

N'1, N''1 - первоначальные номера ответвления в соответствующих режимах (см. табл. 1);

N'2, N''2 - то же, но после их изменения.

Снижение потерь электроэнергии в сети, получающей питание от данного ЦП за рассматриваемый период, определяют по формуле:

(26)

где ΔW - потери электроэнергии в сети за рассматриваемый период;

H' и H'' - весовые коэффициенты режимов наибольших и наименьших нагрузок.

Значения H' и H'' определяют по формулам:

(27)

H'' = 1 - H',

(28)

где tМАКС определяют по формуле (15).

Если в ЦП находится трансформатор с ПБВ, то необходимое изменение напряжения определяют по формуле:

(29)

Рабочее ответвление трансформатора с ПБВ изменяют таким образом, чтобы обеспечить изменение напряжения на значение δV, близкое к δVРАСЧ.

Снижение потерь электроэнергии определяют по формуле:

(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 рассчитывает только для тех линий, которые находятся на балансе энергосистемы.

Повышение напряжения в ЦП сети 35 кВ на δV' и δV'' (если в ЦП сети 35 кВ установлен трансформатор с РПН) или на δV (если в ЦП - трансформатор с ПБВ) может быть осуществлено в том случае, если во всех ЦП сетей 6 - 10 кВ 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:

(31)

При n разнотипных трансформаторов граничное значение нагрузки, при котором целесообразно отключение одного из них, определяется из условия

(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 ряд значений S, при которых целесообразно отключение того или иного трансформатора.

Например, отключение одного из трех трансформаторов целесообразно, если

(33)

где ΔРХЗ - потери холостого хода в отключаемом трансформаторе;

SHT2, SHT3 - сумма номинальных мощностей двух и трех трансформаторов, MB·А;

ΔРK1, ΔРK2, ΔРK3 - потери КЗ в первом, втором и третьем трансформаторах, кВт.

Как правило, отключение одного из двух или более трансформаторов, установленных на одной подстанции, целесообразно, если их максимальная нагрузка не превышает 40 - 45 % суммарной номинальной мощности трансформаторов.

Плановое и фактическое снижение потерь электроэнергии при отключении трансформатора определяется по формуле:

δW = (δWX - δWH)10-3 тыс. кВт·ч,

(34)

где δWX - снижение потерь холостого хода, кВт·ч;

δWH - увеличение нагрузочных потерь, кВт·ч;

δWX и δWH - определяются по формулам:

(35)

где δPxj - снижение потерь мощности холостого хода в j-м периоде продолжительностью tj при отключении того или иного трансформатора;

δPH - увеличение нагрузочных потерь мощности в j-м периоде, равное ;

K - количество характерных периодов.

Нагрузочные потери мощности в n трансформаторах в j-м периоде определяются по формуле:

(36)

где SHj - средняя нагрузка подстанции за время tj.

Отключение трансформаторов менее чем на 2 ч нецелесообразно.

В целях планомерного и систематического внедрения мероприятий с индексами 1.8, 1.9 рекомендуется разрабатывать графики отключения силовых трансформаторов подстанций в режимах малых нагрузок и трансформаторов с сезонной нагрузкой.

Для упрощения расчета планового эффекта от отключения трансформаторов допускается использование усредненных норм эффективности, приведенных в приложении 9.

Мероприятие 1.10. Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ.

Плановое и фактическое снижение потерь электроэнергии за счет устранения систематической несимметрии (неравномерного распределения токовых нагрузок по фазам) определяется по формуле:

δW1.10 = ΔW(KH1 - KH2) тыс. кВт·ч,

(37)

где ΔW - потери электроэнергии в сети 0,38 кВ при равномерной загрузке фаз, определяемые в соответствии с [1];

KH1, KH2 - коэффициенты систематической не симметрии до и после симметрирования, определяемые по формуле:

(38)

где IA, IB, 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 KH = I.

Перераспределение нагрузки в сети необходимо производить, если среднее за указанный период значение тока на головном участке нулевого провода составляет более 15A для сетей сельскохозяйственного назначения.

Для упрощения расчетов снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятия допускается использование усредненного значения, приведенного в приложении 10.

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 достигается улучшением организации работ, совмещением ремонтов последовательно включенных элементов сети, проведением их по оптимальному графику, выполнением пофазных ремонтов, ремонтов под напряжением и т.д.

Планируемую и фактическую эффективность от проведения мероприятия следует определять лишь для тех работ, на которые имеются 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 ч отдельных линий и оборудования подстанций. По этим данным может быть определено среднегодовое снижение потерь электроэнергии от выполнения мероприятия, которое используется для вычисления планируемого снижения потерь по формуле:

(39)

где δWср.г - среднегодовое снижение потерь электроэнергии, % суммарных потерь в сетях;

ΔWП.СЕТИ - планируемые потери электроэнергии в сетях, на которые данное мероприятие оказывает влияние.

Среднегодовое снижение потерь должно ежегодно корректироваться на основании опыта эксплуатации, планов капитальных и текущих ремонтов.

Фактическое снижение потерь определяется следующим образом.

При сокращении на время  продолжительности, например ремонта генератора, синхронного компенсатора, линии или трансформатора связи в основной замкнутой сети системы напряжением 110 кВ и выше снижение потерь электроэнергии определяется по формуле:

(40)

где ΔР и ΔР - нагрузочные потери мощности в основной сети системы в максимум ее нагрузки соответственно при отключенном и включенном элементе (определяются для рабочих режимов по программам оптимизации);

РСР - средняя за время ΔТ активная нагрузка системы в целом;

РМАКС - максимальная активная нагрузка суммарного графика нагрузки собственных потребителей системы в целом в зимний контрольный день;

ΔР и ΔР - 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 РСР и РМАКС относятся при этом к нагрузке этих элементов.

Мероприятие 1.12. Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.

Снижение расхода на собственные нужды подстанций определяется по отношению к нормативам расхода, установленным [11] и рассчитываемым персоналом ПЭС для всех подстанций, на которых имеются потребители и счетчики электроэнергии собственных нужд.

Нормативы при этом должны систематически уточняться, исходя из фактического расхода.

Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды обеспечивается рационализацией режимов работы электрообогрева производственного помещения подстанций и обогрева приводов выключателей в ОРУ, оптимизацией режимов работы вентиляторов обдува трансформаторов и т.п.

Значительную экономию, в частности, дает установка и ввод в работу автоматики отключения - включения устройства электрообогрева и обдува. Весьма перспективным является оборудование трансформаторов и автотрансформаторов подстанций установками отбора тепла для теплоснабжения зданий управления подстанций и жилых помещений обслуживающего персонала.

Планируемое снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций определяется, исходя из опыта прошлых лет и предполагаемого объема мероприятий по экономии расхода электроэнергии на собственные нужды на планируемый период.

Фактическое снижение расхода электроэнергии на собственные нужды определяется как разница между установленной нормой расхода и фактическим расходом электроэнергии (), определяемым по показаниям счетчиков собственных нужд

(41)

Мероприятие 1.13. Стимулирование потребителей электроэнергии к выравнивание графиков нагрузки.

Мероприятие выполняется потребителями электроэнергии под стимулирующим воздействием предприятия "Энергонадзор" и его отделений на уменьшение максимума и выравнивание графика нагрузки.

В общем виде снижение потерь электроэнергии от выполнения мероприятия должно определяться разностью коэффициентов форм графика по формуле:

(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;

Кф1, КФ2 - 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 допускается применять упрощенную формулу расчета эффекта

(43)

где δWΣ - суммарные потери электроэнергии в электрической сети РЭУ (ПЭО) или ПЭС;

РМАКС - суммарная максимальная нагрузка РЭУ (ПЭО) или ПЭС;

δРМАКС - суммарное снижение максимума нагрузки за счет выравнивания графиков. При определении планового эффекта в формулу (43) подставляются соответствующие планируемые значения, при расчете фактического эффекта - отчетные значения.

Мероприятие 1.14. Ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения (AРH).

Мероприятие выполняется на подстанциях, где установленные на трансформаторах РПН устройства автоматического регулирования напряжения по каким-либо причинам переведены в режим дистанционного управления.

Основной эффект от внедрения мероприятия достигается за счет повышения возможностей регулирования напряжения.

Фактическое снижение потерь электроэнергии определяется разницей значений, рассчитанных по формуле (14), полученных соответственно до и после выполнения мероприятия. Плановое снижение потерь определяется разницей тех же значений, но рассчитанных по формуле (18).

Для приближенной оценки эффекта от выполнения мероприятия допускается пользоваться усредненными нормами, приведенными в приложении 9.

Мероприятие 1.15. Выполнение работ под напряжением.

Мероприятие дает значительный эффект по снижению потерь электроэнергии при выполнении работ под напряжением в замкнутых электрических сетях энергосистем напряжением 220 кВ и выше. Снижение потерь электроэнергии достигается за счет сокращения продолжительности неоптимальных ремонтных режимов электрических сетей. Поскольку работы под напряжением, выполняемые  на ВЛ 220 - 750 кВ, влияют на потери электроэнергии нескольких связанных этими ВЛ энергосистем, эффект должен рассчитываться ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР).

Снижение потерь от внедрения мероприятий должно определяться по формуле:

(44)

где δРi - снижение потерь мощности в основной электрической сети энергообъединения при средних загрузках за период, в течение которого выполняются работы под напряжением на i-й линии;

δРi - определяется, как правило, в ОДУ 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 ΔРi для этой группы линий нужно проводить при предположении их одновременного отключения;

m - число линий, на которых проводятся работы под напряжением в течение года;

Тi - время, в течение которого нужно было бы проводить ремонтные работы с отключением i-й линии в объеме, выполняемом под напряжением.

5.2. Снижение годовых потерь электроэнергии в сети при подготовке отчетных данных о внедрении технических мероприятий с индексами 2.1, 2.3, 2.11, 2.12, 2.14, определяется по формуле:

δWФ = КОКПW - ΔW) тыс. кВт·ч,

(45)

где КО - 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;

КП - коэффициент, учитывающий точность методов расчета потерь электроэнергии;

ΔW, ΔW - значения расчетных потерь электроэнергии в сети, определяемые до и после проведения мероприятия.

При использовании формулы (45) необходимо руководствоваться следующими рекомендациями:

1. При выполнении мероприятия, связанного с изменением параметров участка основной (замкнутой) электрической сети энергосистемы, происходит перераспределение потоков мощности практически между всеми ее элементами, поэтому потери электроэнергии должны рассчитываться для всей сети при измененных параметрах участка.

2. При выполнении мероприятия на участке замкнутой сети, питающейся от одного ЦП, потери электроэнергии должны рассчитываться только для сети, присоединенной к ЦП.

3. При выполнении мероприятия на участке радиальной сети или в ЦП радиальной сети допускается учитывать изменение потерь только на этом участке. Коэффициент КО при этом принимается равным единице.

5.3. Планируемое снижение годовых потерь электроэнергии при внедрении технических мероприятий с индексами 2.1 - 2.12 принимается с учетом проектов реконструкции и развития электрических сетей, в которых должна оцениваться эффективность этих мероприятий.

5.4. При выборе и оценке эффективности отдельных технических мероприятий необходимо 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), должно быть уменьшено на потери в компенсирующих устройствах, определяемые для синхронных компенсаторов по формуле (20), а для батарей конденсаторов по формуле:

ΔWКУ = tgδQКУT тыс. кВт·ч,

(46)

где tgδ - относительные потери в конденсаторах, принимаемые равными 0,002 кВт/квар для батарей конденсаторов, присоединяемых к сетям 10 кВ и выше, и 0,004 кВт/квар 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 можно воспользоваться формулой:

(47)

где QП - реактивная мощность суммарной нагрузки электрической сети;

UНОМ - номинальное напряжение сети;

RЭК - эквивалентное ,по потерям мощности сопротивление сети;

t - время наибольших потерь, ч.

При отсутствии проектных расчетов планируемое снижение потерь электроэнергии при установке батарей статических конденсаторов определяется ориентировочно по нормам, приведенным в табл. 2. Нормы, приведенные в первых двух строках таблицы, распространяются лишь на городские и сельские электрические сети, находящиеся на балансе энергосистем.

Таблица 2

Назначение сети

Номинальное напряжение подстанции, на которой установлена БК, кВ

Средняя удельная эффективность установки БК (тыс.кВт·ч/Мвар) при номинальном напряжении подстанции, кВ

35/6 - 10

110/6 - 10

220/6 - 10

Городская

0,38

330

310

230

Сельская

0,38

480

450

375

Любого назначения, в том числе сеть потребителя

6 - 20

190

160

60

Так, 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 оценивается значением

δWП2.1 = 160·5,3 = 848 тыс.кВт·ч.

Средний по Минэнерго СССР норматив снижения потерь электроэнергии при установке батарей конденсаторов в электрических сетях энергосистем равен 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. Средние удельные нормативы определены с учетом потерь электроэнергии в СК и БК, распределения БК по подстанциям с номинальным напряжением, указанным в табл. 2. Эти нормативы могут уточняться 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. Плановое и фактическое снижение потерь электроэнергии при этом определяется по формуле:

δW2.2 = δW1 - δW2 тыс. кВт·ч,

(48)

где δW1 - снижение потерь при оптимизации режимов с первоначальной мощностью СК [определяется по формуле (14) для фактического снижения потерь и по формуле (18) - для планируемого];

δW2 - то же с увеличенной мощностью СК.

При одновременном увеличении мощности нескольких СК по программам оптимизации режимов может быть определена лишь их общая эффективность. В плане мероприятий она и должна указываться без разбивки между отдельными СК. При последовательном увеличении в течение года рабочей мощности нескольких СК снижение потерь в планируемом году определяется суммой снижений потерь в интервалах между увеличениями мощностей СК. Снижение потерь в каждом интервале определяется как разность 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.

Целесообразность замены проводов перегруженных линий должна оцениваться по минимуму приведенных затрат на замену. При этом необходимо учитывать фактическую нагрузку линий, предполагаемое ее увеличение на ближайшую перспективу и стоимость замены проводов.

Наиболее широко мероприятие применяется в электрических сетях 380 В и 6 - 10 кВ.

Замена проводов существующих сечений проводами больших сечений в сетях 6 - 10 кВ, как правило, эффективна, если максимальные токовые нагрузки этих проводов больше значений, указанных ниже:

Существующие сечения проводов, мм2

19,6

25

16

25

35

50

70

 

(стальные)

(алюминивые и сталеалюминивые)

Токовые нагрузки проводов, А

13

30

50

70

100

135

210

При приближенной оценке целесообразности замены проводов на ВЛ 380 В можно руководствоваться экономическими интервалами нагрузок, рассчитанными институтом "Сельэнергопроект" и приведенными ниже:

Марка и сечение провода, мм2

А-16+А-16

2×А-16+А-16

3×А-16+А-16

3×А-25+А-25

3×А-50+А-50

Экономические интервалы нагрузок для ВЛ 380 В сельскохозяйственного назначения, А

0 - 4,6

4,6 - 8,8

8,8 - 20,5

20,5 - 38,6

Свыше 38,6

Как правило, сечение провода на перегруженной линии следует изменять на другое, превышающее существующее на две ступени (A-16 - на А-35, А-35 - на А-70 и т.д.).

Фактическое снижение потерь электроэнергии определяется по формуле (45) для сетей всех классов напряжений.

При отсутствии проектных расчетов планируемое снижение потерь в сетях 380 В и 6 - 10 кВ определяется по усредненным удельным нормам, приведенным в приложении 10, 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.

Фактическое снижение потерь электроэнергии при проведении мероприятия определяется суммой снижения потерь в заменяемых ответвлениях, рассчитываемых по формуле:

(49)

где ρ1 и ρ2 - удельное сопротивление материала, соответственно старого и нового проводов, Ом·мм2/км; для алюминиевых и сталеалюминевых проводов ρ = 31,5 Ом·мм2/км, для медных 18,6 Ом·мм2/км, для стальных при токе нагрузки 3 - 5 А ρ = 125 - 140 Ом·мм2/км;

F1 и F2 - сечения соответственно старого и нового проводов, мм2;

m - количество фаз в ответвлении; при однофазном ответвлении , при трехфазном m = 3;

l - длина ответвления, км;

I - ток в ответвлении, А.

Допускается приближенная оценка снижения потерь при проведении мероприятия по усредненной норме, приведенной в приложении 10, и по формуле:

δWП2.4 = 0,006nОТВ тыс.кВт·ч,

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 необходимо руководствоваться [11] , ГОСТ 14209-69 "Трансформаторы и автотрансформаторы силовые и масляные. Нагрузочная способность", директивными документами Минэнерго СССР, [12], а также следующими рекомендациями.

Замена перегруженных или ввод в работу дополнительных разгрузочных трансформаторов на подстанции производится, если коэффициент загрузки трансформаторов больше верхнего предела экономически целесообразной загрузки

(50)

Верхний предел загрузки  определяется по формуле:

(51)

где Рх и Рk - паспортные значения потерь соответственно холостого хода и короткого замыкания, кВт;

 и  - удельные замыкающие затраты на потери электроэнергии соответственно холостого хода и короткого замыкания, определяемые в соответствии с разд. 6 и приложениями 11, 12 руб/(кВт·ч);

индекс l относится к заменяемому трансформатору, с l + 1 - к заменяющему большей мощности;

КВТ - отношение номинальных мощностей SHl/SHl+1;

РH = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

KЗАМ - стоимость замены трансформаторов, которую можно определить по [18].

При добавлении дополнительного трансформатора значения Рхl и Рkl являются суммарными для всех трансформаторов, установленных до ввода дополнительного, Рхl+1 и Рkl+1 - то же после его ввода.

В результате замены перегруженного трансформатора или установки дополнительного происходит снижение нагрузочных потерь

(52)

и увеличение потерь холостого хода

δWx = (PXl+1 - PXl)T, тыс. кВт·ч

(53)

где T - продолжительность работы трансформатора, ч.

Суммарное снижение потерь электроэнергии составляет:

δW = δWK - δWx, тыс. кВт·ч

(54)

При отсутствии проектных расчетов планируемое снижение потерь от внедрения на подстанциях 6 - 10 - 110 кВ мероприятий 2.5 и 2.6 допускается рассчитывать ориентировочно по усредненным нормам, приведенным в приложении 10.

Мероприятие 2.6. Замена недогруженных силовых трансформаторов.

Замена недогруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности производится, 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 с аварийном) режиме.

Первое условие записывается в виде

(55)

а второе

(56)

где КЗ,  - соответственно фактический и экономически целесообразный коэффициенты загрузки заменяемого трансформатора;

КНТ - отношение номинальных мощностей трансформаторов;

КСП - коэффициент допустимых систематических перегрузок трансформатора.

Индекс l относится к заменяемому трансформатору, a l-1 - к заменяющему меньшей мощности.

Нижний предел экономически целесообразного коэффициента загрузки трансформатора при наличии в обменном фонде достаточного количества трансформаторов данной мощности определяется из условия минимума затрат на потери электроэнергии по формуле:

(57)

В этом случае .

При недостатке трансформаторов данной мощности для замены недогруженных или перегруженных трансформаторов нижний предел экономически целесообразного коэффициента загрузки должен быть увеличен

При замене недогруженных трансформаторов снижаются потери электроэнергии холостого хода

δWx = (PXl - PXl-1)T, тыс. кВт·ч

(58)

и увеличиваются нагрузочные потери

(59)

Суммарное снижение потерь электроэнергии определяется по формуле:

δW = δWХ - δWK, тыс. кВт·ч

(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 выполняется потребителями и является одним из самых эффективных по снижению потерь электроэнергии. Стимулирование установки компенсирующих устройств у потребителей производится энергосистемой на основе скидок и надбавок к тарифам за компенсацию реактивной мощности.

Необходимая степень компенсации реактивной мощности потребителя и режимы работы установленных в его сетях компенсирующих устройств задаются электроснабжающей организацией в соответствии с [16]. Скидки и надбавки к тарифу зависят от того, насколько потребитель выдерживает задание энергосистемы. При правильном применении указанных документов оснащенность сетей потребителей компенсирующими устройствами q должна ежегодно возрастать, а сумма надбавок соответственно уменьшаться. Значение q определяется соотношением:

(61)

где QK - мощность компенсирующих устройств в сетях потребителей системы, тыс.квар;

PM - максимальная активная нагрузка энергосистемы (собственных потребителей), МВт.

При правильном планировании значение q должно ежегодно возрастать на 1,5 - 2,0 %, причем в большей степени мощность компенсирующих устройств должна увеличиваться у потребителей, удаленных от генерирующих узлов сети. Планируемое снижение потерь определяется по формуле:

(62)

где γi - средняя удельная эффективность конденсаторных батарей (см. табл. 2), устанавливаемых в электрических сетях потребителей, получающих питание от подстанций энергосистем с i-м высшим напряжением.

Если, например, конденсаторные батареи мощностью QK220, QK110 и QK35 устанавливаются в электрических сетях потребителей, питающихся от подстанций с высшим номинальным напряжением соответственно 220 кВ и выше, 110 и 35 кВ, то планируемое снижение потерь определится по формуле:

δWП2.13 = 60QК220 + 160QК110 + 190QК35, тыс. кВт·ч

(63)

В формуле (63) использованы средние значения эффективности конденсаторных батарей, 60 кВт·ч/Квар - для БК у потребителей, питающихся от сети 220 кВ, 160 кВт·ч/Квар - от сети 110 кВ и 190 кВт·ч/Квар - от сети 35 кВ.

Фактическое снижение потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистемы определяется по той же методике, что и планируемое, но с учетом фактически установленных компенсирующих устройств у промышленных потребителей и реальных значений эффективности компенсации реактивной мощности в узлах сети данной энергосистемы.

5.5. Фактическое снижение потерь электроэнергии при выполнении мероприятий 2.7 - 2.10 определяется по формуле:

δWФ = δW1 - δW2, тыс. кВт·ч

(64)

где δW1 и δW2 - 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.

При этом следует учесть, что 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 допускается пользоваться усредненными нормами, приведенными в приложении 9.

5.6. Мероприятия 2.11, 2.12 и 2.14 относятся, как правило, к мероприятиям с сопутствующим снижением потерь электроэнергии. Целесообразность их внедрения оценивается на стадии проектирования электрических сетей и разработки схем их развития. Снижение потерь электроэнергии при подготовке отчетных данных о выполнении мероприятий определяется по формуле (45) с учетом изложенных в п. 5.2 рекомендаций.

Наиболее подробно об определении эффективности перевода электрических сетей с 6 на 10 кВ изложено в [22].

При отсутствии проектных расчетов снижение потерь электроэнергии в электрических сетях при их переводе с 6 на 10 кВ и с 35 на 110 кВ допускается определять по усредненным нормам, приведенным в приложении 10.

Средний эффект снижения потерь электроэнергии от оптимизации загрузки электрических сетей за счет строительства разгрузочных линий напряжением 110 - 220 кВ равен 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 XL за счет включения емкостного сопротивления XC в "рассечку" линии. При этом реактивное сопротивление линии определяется по формуле:

XP = XL - XC, Ом

(65)

Снижение потерь электроэнергии в сети обусловливается двумя составлявшими: снижением потерь электроэнергии во внешней сети (до УПК) δWВН за счет снижения реактивной нагрузки, передаваемой по линии, и снижением потерь в сети после УПК δWП за счет повышения уровня напряжения в ней.

Суммарное снижение потерь электроэнергии в сети определяют по формуле (14), рассчитав оптимальные режимы электрической сети и соответствующие им потери в исходной схеме (без УПК) и в схеме с дополнительным емкостным сопротивлением ZC = RC + jXC:

δWΣ = δWВН + δWП, кВт·ч

(66)

6. Определение удельных затрат на потери электроэнергии в электрических сетях

6.1. Удельные затраты на потери электроэнергии в сетях определяются по замыкающим затратам на электроэнергию [6, 7] и рассчитываются по формуле:

(67)

где A и B - коэффициенты, приведенные в приложениях 11 и 12, рассчитанные по данным соответственно [6, 7];

KM - отношение нагрузки элемента (района) сети в период максимальной нагрузки системы к наибольшей нагрузке элемента (района) сети.

___________

* Формула (67) получена упрощением полной формулы замыкающих затрат на электроэнергию, приведенной в [6].

При отсутствии информации о графике нагрузки элемента сети  следует принимать по значениям, приведенным ниже:

Номинальное напряжение элемента сети, кВ

330 - 500

110 - 220

6 - 35

0,38

Значение коэффициента,

0,95

0,9

0,85

0,8

7. Определение затрат на внедрение мероприятий по снижению потерь электроэнергии

7.1. В затраты на внедрение мероприятий по снижению потерь включаются стоимость сооружения, реконструкции или капитального ремонта электрических станций и сетей.

7.2. Затраты на внедрение мероприятий рассчитывается по прейскурантам, сметным нормам, 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 (KH), должны учитываться все денежные затраты производственного назначения, в том числе стоимость строительных и монтажных работ (KCM), оборудования, механизмов и инвентаря (KO), а также прочие затраты (KП), в которые входят и транспортные расходы (20):

KH = KCM + KO + KП, тыс. руб.

(68)

7.4. Укрупненные составляющие затрат на строительство ВЛ, подстанций и отдельного оборудования приведены в (19 - 21).

7.5. Укрупненные расценки на выполнение технических мероприятий, внедряемых в энергосистемах хозспособом по статье капитального ремонта, приведены в [18].

7.6. В общем случае затраты на капитальный ремонт и реконструкцию электрических сетей или их элементов определяются по формуле:

K = KH + KДM - KЛ, тыс. руб.

(69)

где KH - капитальные вложения на строительство и монтаж нового оборудования;

KДM - стоимость демонтажа оборудования;

KЛ - ликвидная стоимость демонтируемого оборудования, которое может быть использовано на других объектах.

7.7. Ликвидная стоимость определяется на основании специальных актов, учитывающих как физический, так и моральный износ.

При отсутствии актов KЛ можно ориентировочно определить по формуле:

(70)

где KO - первоначальная стоимость оборудования;

Рр - норма отчислений на реновацию, определяемая по табл. 6 [16], %;

t - количество лет эксплуатации оборудования до его демонтажа.

7.8. Для приближенной оценки затрат на перевод городской электрической сети с 6 на 10 кВ (без учета расходов по центрам питания) рекомендуется пользоваться следующими формулами [22]:

К = 2,77 + 6,7L + 0,64N, тыс. руб.

(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

К = 13,63 + 7,07L + 0,64N, тыс. руб.

(72)

50 % всей протяженности

К = 3,51 + 9,7L + 0,64N, тыс. руб.

(73)

100 % всей протяженности

К = 2,64 + 13,24L + 0,64N, тыс. руб.

(74)

7.9. Стоимость строительных и монтажных работ при замене проводов в распределительных электрических сетях 0,38 и 6 - 10 кВ может быть приближенно оценена в зависимости от сечения и материала фазного провода (F) по формуле:

КСМ(23) = а + bF, руб/км линии

(75)

Численные значения коэффициентов a и b формулы (75), полученные в результате статистической обработки расценок [18], представлены в табл. 3.

Таблица 3

Номинальное напряжение линии, кВ

Материал провода

a руб/км

b руб/км

0,38

АС

27,63

3,3

 

А

22,7

2,95

6 - 10

АС

22,8

3,26

 

А

17,9

2,9

Приложение 1

Типовой перечень мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям

Индекс мероприятия

Наименование мероприятия

Единицы измерения физических объемов выполнения мероприятий

Пояснения к единицам измерения

1.

Организационные мероприятия

 

 

1.1.

Оптимизация мест размыкания линий 6 - 35 кВ с двусторонним питанием

Расчеты

(шт.)

Количество оптимизационных расчетов и размыкаемых линий в соответствии с результатами расчета

1.2.

Оптимизация установившихся режимов электрических сетей:

 

 

 

по реактивной мощности

Расчеты

(шт.)

Количество оптимизационных расчетов и трансформаторов, на которых устанавливаются оптимальные коэффициенты трансформации в соответствии с результатами расчета

 

по активной мощности

Расчеты

(шт.)

Количество оптимизационных расчетов и электрических станций, участвующих в оптимизации

1.3.

Перевод генераторов электростанций в режим синхронного компенсатора (СК)

шт.

Количество генераторов, переводимых в режим СК

1.4.

Уменьшение ограничения мощности генераторов электростанций

МВт·ч

Увеличение выдачи мощности в максимум нагрузки тем же составом генерирующего оборудования станций по сравнению с аналогичным периодом прошлого года

1.5.

Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схеме

Расчеты

(шт.)

Количество оптимизационных расчетов и переключаемых линий в схеме электрической сети в соответствии с результатами расчета

1.6.

Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями

Расчеты

(шт.)

Количество оптимизационных расчетов и размыкаемых линий в соответствии с результатами расчетов (отдельно по напряжениям)

1.7.

Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей

шт.

Количество центров питания, в которых оптимизируются напряжения (отдельно по напряжениям)

1.8.

Отключение в режимах малых нагрузок:

шт.

 

 

линий электропередачи в замкнутых электрических сетях и на двухцепных линиях

шт. (км)

Количество и длина отключаемых линий (отдельно по напряжениям)

 

трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами

ч (МВ·А)

Число часов отключения и мощность отключаемых трансформаторов (отдельно по напряжениям)

1.9.

Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой

ч (МВ·А)

Число часов отключения и мощность отключаемых трансформаторов (отдельно по напряжениям)

1.10.

Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ

шт.

Количество распределительных линий 0,38 кВ, в которых производятся работы по выравниванию нагрузок

1.11.

Сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования электростанций и сетей:

 

 

 

линий

км (ч)

Общая длина линий в одноцепном измерении, мощность трансформаторов, количество элементов, влияющих на режим работы сети, на которых сокращается продолжительность и суммарная продолжительность работ (отдельно по напряжениям)

 

трансформаторов

МВт·ч

 

генераторов

шт. (ч)

 

синхронных компенсаторов

шт. (ч)

 

комплексных ремонтов:

 

 

присоединений

шт. (ч)

 

ячеек

шт. (ч)

 

подстанций

шт. (ч)

 

распределительных устройств и др.

шт. (ч)

1.12.

Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

шт.

Количество подстанций, на которых снижается расход электроэнергии по сравнению с нормативным

1.13.

Стимулирование потребителей электроэнергии к выравниванию графиков нагрузки

(МВт)

Выполнение задания по предельному потреблению электрической мощности

1.14.

Ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования (АРН)

шт.

Количество введенных средств АРН (отдельно по высшим напряжениям трансформаторов и автотрансформаторов подстанций)

1.15.

Выполнение работ под напряжением

км (ч)

Суммарная протяженность линий электропередачи, на которых проводятся работы под напряжением, и продолжительность этих работ (отдельно по напряжениям)

2.

Технические мероприятия

 

Отдельно по напряжениям

2.1.

Установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях энергосистемы:

 

 

 

батарей конденсаторов, всего в том числе:

шт. (Мвар)

Количество и установленная мощность компенсирующих устройств

 

новое строительство

шт. (Мвар)

 

замена выбывших из строя

шт. (Мвар)

 

синхронных компенсаторов, всего

шт. (Мвар)

 

в том числе:

 

 

новое строительство

шт. (Мвар)

 

замена выбывших из строя

шт. (Мвар)

 

перевод генераторов, турбины которых отработали ресурс, в режим СК

шт. (Мвар)

 

статических компенсаторов

шт. (Мвар)

2.2.

Увеличение рабочей мощности установленных в электрических сетях синхронных компенсаторов

шт. (Мвар)

Количество синхронных компенсаторов и увеличение их рабочей мощности

2.3.

Замена проводов на перегруженных линиях

шт. (км)

Количество линий, на которых заменяются провода, и общая длина заменяемого провода в однопроводном измерении

2.4.

Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиям

шт.

Количество заменяемых ответвлений

2.5.

Замена перегруженных, установка и ввод в эксплуатацию дополнительных силовых трансформаторов на действующих подстанциях

шт. (МВ·А)

Количество заменяемых и дополнительно вводимых трансформаторов и суммарная вводимая установленная их мощность

2.6.

Замена недогруженных силовых трансформаторов

шт. (МВ·А)

Количество заменяемых трансформаторов и суммарное уменьшение их мощности

2.7.

Установка и ввод в работу:

 

 

 

устройств РПН на трансформаторах с ПБВ

шт.

Количество устройств РПН

 

регулировочных трансформаторов

шт. (МВ·А)

Количество и мощность регулировочных трансформаторов

2.8.

Установка и ввод в работу на трансформаторах с РПН устройств автоматического регулирования коэффициента трансформации

шт.

Количество вновь вводимых устройств автоматического регулирования коэффициента трансформации

2.9.

Установка и ввод в работу устройств автоматического регулирования мощности батарей статических конденсаторов

шт. (Мвар)

Количество устройств автоматического регулирования мощности и мощность батарей статических конденсаторов, на которых эти устройства устанавливаются

2.10.

Установка и ввод в работу вольтодобавочных трансформаторов с поперечным регулированием

шт.

 

2.11.

Оптимизация загрузки электрических сетей за счет:

 

 

 

строительства линий

шт. (км)

Количество и протяженность строящихся линий

 

строительства подстанций

шт. (МВ·А)

Количество и мощность строящихся подстанций

 

ввода дополнительных генераторов на электростанциях

шт. (МВт)

Количество и мощность вводимых генераторов

2.12.

Перевод электрических сетей на более высокое номинальное напряжение:

 

 

 

линий

шт. (км)

Количество и протяженность линий

 

подстанций

шт. (МВ·А)

Количество и мощность трансформаторов подстанций, на которых увеличивается номинальное напряжение

2.13.

Установка и ввод в работу компенсирующих устройств у промышленных потребителей

Мвар.

Увеличение мощности батарей конденсаторов у потребителей

2.14.

Разукрупнение распределительных линий 0,38-35 кВ

шт.

Количество разукрупняемых распределительных линий

2.15.

Установка и ввод в работу батарей конденсаторов для продольной компенсации

шт. (Мвар)

Количество и мощность устанавливаемых конденсаторов

3.

Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии

 

 

3.1.

Проведение рейдов по выявлению неучтенной электроэнергии:

 

 

 

в производственном секторе

рейды

 

 

в коммунально-бытовом секторе

рейды

 

3.2.

Организация равномерного снятия показаний электросчетчиков строго в установленные сроки по группам потребителей

проверки

Количество проверок соблюдения сроков съема показаний электросчетчиков

3.3.

Установка автоматизированных систем учета электроэнергии:

 

Количество автоматизированных систем

 

на подстанциях

шт.

(Отдельно ИИСЭ и Е-442)

 

на электрических станциях

шт.

 

3.4.

Установка отдельных электросчетчиков для потребителей, получающих электроэнергию от трансформаторов собственных нужд

шт.

 

3.5.

Проведение проверки электросчетчиков с просроченными сроками:

 

 

 

трехфазных

шт.

Отдельно для расчетного и технического учета электроэнергии

 

однофазных

шт.

3.6.

Пломбирование:

 

 

 

электросчетчиков

шт.

То же

 

крышек

шт.

 

 

приводов выключателей трансформаторов напряжения

шт.

 

3.7.

Выделение цепей учета электроэнергии на отдельные обмотки трансформаторов тока

шт.

То же

3.8.

Устранение:

 

Количество трансформаторов тока и напряжения, в цепях которых устранена недогрузка или перегрузка (отдельно для расчетного и технического учета электроэнергии)

 

недогрузки и перегрузки цепей тока

шт.

 

перегрузки цепей напряжения

шт.

3.9.

Устранение работы электросчетчиков в недопустимых условиях:

 

Отдельно для расчетного и технического учета электроэнергии

 

устранение вибрации оснований, на которых установлены электросчетчики

шт.

Количество оснований, на которых установлены электросчетчики

 

установка и ввод в работу электрообогрева электросчетчиков в зимнее время

шт.

Количество введенных в работу устройств электрообогрева

3.10.

Установка электросчетчиков повышенных классов точности:

 

 

 

трехфазных

шт.

Отдельно для расчетного и технического учета электроэнергии

 

однофазных

шт.

3.11.

Ремонт электросчетчиков:

 

 

 

трехфазных

шт.

То же

 

однофазных

шт.

3.12.

Установка дополнительных:

 

 

 

электросчетчиков

шт.

То же

 

трансформаторов тока

шт.

 

трансформаторов напряжения

шт.

3.13.

Проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятия показаний электросчетчиков на электростанциях и подстанциях энергосистем

Проверки (исправления)

Количество проверок и устраненных нарушений (планируются только проверки)

3.14.

Проведение проверок и обеспечение правильности работы электросчетчиков на межсистемных линиях электропередачи и на генераторах электростанций

Проверки (исправления)

То же

3.15.

Установка электросчетчиков потерь на линиях

шт.

Количество электросчетчиков

3.16.

Установка отдельных электросчетчиков учета электроэнергии, расходуемой на собственные нужды подстанций

шт.

То же

3.17.

Установка электросчетчиков технического учета на границах ПЭС

шт.

То же

3.18.

Составление и анализ небалансов электроэнергии по подстанциям и электрическим станциям

ед.

Количество выявленных недопустимых небалансов электроэнергии (планируется количество проверок небалансов)

3.19.

Контроль и анализ средней оплаты за электроэнергию потребителям

ед.

Количество выявленных и подтвердившихся проверкой недоплат (планируется количество проверок)

3.20.

Инвентаризация электросчетчиков расчетного учета:

 

 

 

однофазных

шт.

 

 

трехфазных

шт.

 

 

электронных

шт.

 

3.21.

Компенсация индуктивной нагрузки трансформаторов напряжения

шт.

Количество трансформаторов напряжения, в цепях которых установлены компенсирующие конденсаторы

3.22.

Установка на подстанциях с дежурным персоналом сигнализации о выходе из строя высоковольтных предохранителей трансформаторов напряжения

шт.

Количество установленных сигнальных устройств

Приложение 2

СОГЛАСОВАНО:

Руководитель отделения
ПО "Союзтехэнерго"

УТВЕРЖДАЮ:

Руководитель
вышестоящей организации

______________________________

"___"__________________19____г.

______________________________

"___"__________________19____г.

ПЛАН
организационно-технических мероприятий по снижение потерь электроэнергии в электрических сетях
____________________________
на 19________г.

(форма)

Индекс и наименование мероприятий по типовому перечню

Физические объемы выполнения мероприятия

Снижение потерь электроэнергии от внедрения мероприятия, тыс.кВт·ч

Затраты на внедрение, тыс. руб

Срок окупаемости, лет

Примечание

Единица измерения

Всего за год

по кварталам

С момента внедрения

приведенное к году

I

II

III

IV

 

 

 

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Главный инженер ____________________________

"___"___________19_____г.

 

Приложение 3

СОГЛАСОВАНО:

Руководитель отделения
ПО "Союзтехэнерго"

УТВЕРЖДАЮ:

Руководитель
вышестоящей организации

______________________________

"___"__________________19____г.

______________________________

"___"__________________19____г.

ПЛАН
мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии в электрических сетях
__________________________

на 19________г.

(форма)

Наименование мероприятий по типовому перечню

Физические объемы выполнения мероприятий

Ответственный исполнитель

Единица измерения

Всего за год

В том числе по кварталам

I

II

III

IV

1

2

3

4

5

6

7

8

 

 

 

 

 

 

 

 

Главный инженер ____________________________

"_____"___________19_____г.

 

Приложение 4

СОГЛАСОВАНО:

Руководитель отделения
ПО "Союзтехэнерго"

УТВЕРЖДАЮ:

Руководитель
вышестоящей организации

______________________________

"___"__________________19____г.

______________________________

"___"__________________19____г.

ПЛАН
организационно-технических мероприятий
по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях
____________________________
на ____________ пятилетку

(форма)

Наименование мероприятия по типовому перечню

Физические объемы выполнения мероприятий

Снижение потерь от выполнения мероприятия, тыс.кВт·ч

Капитальные вложения, тыс.руб.

Единица измерения

Всего за пятилетку

В том числе по годам

Всего за пятилетку

В том числе по годам

Всего за пятилетку

В том числе по годам

1

2

3

4

5

1

2

3

4

5

1

2

3

4

5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Главный инженер ____________________________

"_____"___________19_____г.

 

Приложение 5

Правила оформления плана мероприятий по снижению потерь электроэнергии

П5.1. План МСП на год с разбивкой по кварталам составляется в виде двух таблиц: плана организационно-технических мероприятий (приложение 2) и плана мероприятий по совершенствование расчетного и технического учета электроэнергии (приложение 3), ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР составляют планы организационно-технических мероприятий в виде одной таблицы (приложение 2).

П5.2. Форма плана МСП на пятилетку представлена в приложении 4.

П5.3. В графе 1 годового плана МСП приводится наименование мероприятия в соответствии с Типовым перечнем. Другие наименования мероприятий не допускаются. В план могут быть включены дополнительные мероприятия, не указанные в Типовом перечне.

План мероприятий должен состоять из таких же разделов, как и Типовой перечень, с разбивкой технических мероприятий на мероприятия по снижению потерь электроэнергии и мероприятия с сопутствующим снижением потерь электроэнергии.

Наименования мероприятий приводятся в плане в порядке, указанном в Типовом перечне. Мероприятия, которые могут проводиться в сетях различных напряжений, должны указываться под одним наименованием в порядке снижения номинального напряжения сети (220 кВ и выше, 35 - 150 кВ, 20 кВ и ниже). Такие мероприятия отмечены в Типовом перечне указанием "отдельно по напряжениям".

П5.4. В графе 2 приводятся указанные в Типовом перечне единицы измерения физических объемов выполнения мероприятия. Использование других единиц измерения не допускается.

П5.5. В графе 3 приводятся физические объемы выполнения мероприятий, планируемых на год.

П5.6. В графах 4 - 9 формы плана организационно-технических мероприятий (приложение 2) указывается снижение потерь электроэнергии от внедрения мероприятий, рассчитываемое в соответствии с приведенной в настоящей Инструкции методикой.

П5.6.1. Графа 9 заполняется только для технических мероприятий в соответствии с разд.5 настоящей Инструкции. При этом приведенное к году снижение потерь электроэнергии от выполнения мероприятия определяется условно с предположением о действии выполненного мероприятия в течение всего года. Для организационных мероприятий в этой графе ставится прочерк.

П5.6.2. В графу 8 заносится значение снижения потерь электроэнергии с планируемого момента внедрения мероприятия до конца года, в частности:

для всех организационных мероприятий Типового перечня значения, получаемые в результате расчетов по формулам и методикам, приведенным в разд. 5 настоящей Инструкции;

для всех, технических мероприятий - рассчитанное по формуле:

П5.1

где

δW8, δW9 - значения снижения потерь электроэнергии, заносимые соответственно в гр. 8 и 9;

d - количество суток с момента внедрения мероприятия до конца года;

365 - количество суток в году (для високосного года - 366).

П5.6.3. В графах 4 - 7 указывается планируемое снижение потерь электроэнергии от внедрения организационно-технических мероприятий по кварталам. Это снижение должно определяться так же, как и с момента внедрения мероприятия (гр. 8), но при расчетном периоде, равном кварталу. Учитывая трудоемкость ежеквартальных расчетов эффекта и отсутствие в отдельных энергосистемах необходимой исходной информации, допускается временно, до налаживания систематических расчетов потерь в течение года в соответствии с [2], определять снижение потерь электроэнергии за квартал пропорционально физическим объемам выполнения мероприятия в данном квартале. При этом, очевидно, сумма снижений потерь по каждому организационному и техническому мероприятию по гр. (4 - 7) должна быть равна снижению потерь, указанному в гр. 8.

Для организационных мероприятий квартальное снижение потерь электроэнергии, как правило, определяется временем действия данного мероприятия в данном квартале и не учитывается в следующих кварталах.

Для технических мероприятий необходимо учитывать, что их действие начинается с момента внедрения и до конца года. Поэтому, например, если техническое мероприятие планируется внедрять в начале второго квартала, то в гр. 4 для первого квартала ставится прочерк, снижение потерь гр. 8 делится на 3 и в гр. 5, 6 и 7 указываются одинаковые значения, равные 1/3 снижения потерь с момента внедрения мероприятия и т.д.

П5.6.4. Графа 10 заполняется в соответствии с разд. 7 настоящей Инструкции для технических мероприятий» внедрение которых требует дополнительных затрат.

Включение этих затрат в план необходимо для планирования и учета средств по Минэнерго СССР в целом, расходуемых на внедрение мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях, а также для определения сроков окупаемости этих затрат.

П5.6.5. По графам 4 - 10 даются итоговые цифры отдельно для организационных и технических МСП Типового перечня, для мероприятий с сопутствующим снижением потерь электроэнергии и по всему плану организационно-технических мероприятий в целом.

Кроме того, суммарный эффект от снижения потерь электроэнергии в планируемом году с момента внедрения (суммарное снижение потерь по гр. 4 - 8) плана в целом должен быть разбит по трем укрупненным ступеням номинального напряжения: 220 кВ и выше, 35 - 150 кВ, 20 кВ и ниже.

П5.6.6. К итоговым цифрам по гр. 8 снижения потерь электроэнергии с момента внедрения мероприятий на планируемый год (с разбивкой по напряжениям) должен быть прибавлен предполагаемый переходящий эффект от внедрения технических мероприятий текущего года (суммарный и с разбивкой по напряжениям).

Таким образом, по гр. 8 плана должны быть следующие итоговые цифры:

Всего по плану

___________________________

в том числе в электрических сетях:

 

220 кВ и выше

___________________________

35 - 150 кВ

___________________________

20 кВ и ниже

___________________________

Всего переходящее снижение потерь электроэнергии от внедрения технических мероприятий текущего года

___________________________

в том числе в электрических сетях:

 

220 кВ и выше

___________________________

35 - 150 кВ

___________________________

20 кВ и ниже

___________________________

Итого планируемое снижение потерь электроэнергии с момента внедрения мероприятий с учетом переходящего снижения потерь

___________________________

в том числе в электрических сетях:

 

220 кВ и выше

___________________________

35 - 150 кВ

___________________________

20 кВ и ниже

___________________________

К приведенному к году и к квартальным снижениям потерь электроэнергии переходящее снижение не прибавляется.

П5.6.7. Графа 11 плана заполняется только для технических мероприятий, требующих дополнительных затрат.

П5.6.8. Графа 12 заполняется для мероприятий с особыми условиями финансирования, внедрения или расчета технико-экономической эффективности, не оговоренными настоящей Инструкцией.

В частности, для мероприятий с индексами 1.8 и 1.9 в гр.12 указывается средняя продолжительность отключения трансформаторов в год (в часах), для мероприятий с индексами 2.11 и 2.12 - уточняется каким образом определялось снижение потерь электроэнергии (отдельно для линий и подстанций или вместе) и т.п.

При выполнении технического мероприятия другим министерством или ведомством, другим энергоуправлением или энергопредприятием, но снижающего потери электроэнергии в электрических сетях данного энергопредприятия или энергоуправления, в гр. 12 отмечается "за счет выполнения мероприятий сторонних организаций". Затраты и срок их окупаемости при этом в гр. 10, 11 не указываются, а мероприятия включаются в технические мероприятия с сопутствующим снижением потерь электроэнергии.

П5.6.9. В графе 13 указывается должность, фамилия и инициалы начальника службы или отдела ПЭС, РЭУ (ПЭО), ответственного за обеспечение выполнения мероприятия.

П5.7. В графах 4 - 7 плана мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (приложение 3) приводятся планируемые поквартальные физические объемы выполнения мероприятий, сумма которых должна быть равна физическим объемам выполнения мероприятий за год (гр. 3).

П5.7.1. В графе 8 той же таблицы указывается должность, фамилия и инициалы начальника службы или отдела ПЭС, или предприятия Энергонадзор, ответственного за обеспечение выполнения мероприятия.

П5.8. По мере перехода мероприятий из разовых в систематически проводимые (например, отключения трансформаторов на отдельных подстанциях с сезонной нагрузкой, оптимизация режимов работы электрических сетей и т.п.), соответствующие их выполнению действия персонала должны отражаться в местных Инструкциях. Такие мероприятия "ложатся в базу" снижения потерь электроэнергии и не должны включаться в годовые планы МСП. Из названных мероприятий допускается включать в планы лишь те, которые выполняются сверх или взамен выполняемых ранее.

П5.9. Правила заполнения гр. 1 - 3 в форме пятилетнего плана МСП (приложение 4) те же, что и годового плана (см. П5.3 - П5.5).

П5.9.1. В графе 9 указывается суммарное снижение потерь за пять лет (гр. 10 - 14). При этом в гр. 10 - 14 указываются снижения потерь электроэнергии с момента внедрения мероприятий до конца данного года с учетом переходящих мероприятий предыдущего года. Переходящий эффект при перспективном планировании определяется как среднегодовая доля за предыдущую пятилетку от снижения потерь с момента внедрения мероприятий.

П5.9.2. Капитальные вложения в гр. 15 - 20 определяются для технических мероприятий в соответствии с разд. 7 настоящей Инструкции.

Приложение 6

 

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер

 

"____"_______________19___г.

ОТЧЕТ
о выполнении плана организационно-технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях
____________________________
за ________ квартал 19__г.

(форма)

Наименование мероприятия

Снижение потерь электроэнергии от внедрения мероприятия, тыс.кВт·ч

в отчетном квартале

с начала года

план

факт

план

факт

1

2

3

4

5

 

 

 

 

 

ОТЧЕТ
о выполнении плана мероприятий по совершенствованию расчетного и технического учета электроэнергии в электрических сетях _____
за ________ квартал 19__г.

(форма)

Наименование мероприятия

Физические объемы выполнения мероприятия

единица измерения

в отчетном квартале

с начала года

план

факт

план

факт

1

2

3

4

5

6

 

 

 

 

 

 

Приложение 7

Правила оформления отчетных данных о выполнении плана мероприятий по снижению потерь электроэнергии

П7.1. Устанавливается годовая и квартальная отчетность о выполнении плана мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

П7.2. Таблица отчетных данных за год аналогична приведенным в приложениях 2, 3 формам плана мероприятий по снижению потерь.

П7.3. Содержание и правила заполнения граф таблицы отчетных данных за год такие же, как и для плана мероприятий в приложении 5 настоящей Инструкции. При этом в графах таблиц отчетных данных за год приводится дробь, где в числителе указываются соответствующие запланированные значения, в знаменателе - фактическое выполнение.

П7.4. Отчетные данные за квартал о выполнении плана мероприятий по снижению расхода электроэнергии на се транспорт в электрических сетях энергосистемы представляются в виде двух таблиц (приложение 6).

П7.5. В графе 1 этих таблиц указываются наименования тех мероприятий плана, выполнение которых полностью или частично запланировано на данный отчетный квартал или которые выполнены досрочно.

П7.6. Отчетные данные о выполнении плана мероприятий за IV квартал представляются одновременно с отчетными данными за год по годовой форме.

П7.7. К отчетным данным за год прилагается пояснительная записка произвольной формы с указанием причин невыполнения мероприятий, если это имело место в отчетном году, и мер, принимаемых для выполнения мероприятий; данных о количестве составленных актов о нарушении действующих Правил пользования электрической и тепловой энергией, сумме штрафов и количестве соответствующей ей неучтенной электроэнергии.

П7.8. Сроки представления отчетных данных за квартал и год о выполнении планов МСП устанавливаются соответствующими приказами вышестоящих подразделений Минэнерго СССР.

Приложение 8

Нормы отчислений от затрат на внедрение мероприятий

Группы и виды основных фондов

Нормы отчислений, %

Рр

РΣ

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

Примечание. Таблица составлена на основании [5].

Приложение 9

Усредненные нормы для приближенной оценки эффективности мероприятий с индексами 1.14, 2.7 и 2.10

Таблица П9.1

Место установки средств регулирования

Номинальное напряжение, кВ

Снижение потерь электроэнергии в год от установки и использовании одного устройства, тыс.кВт·ч

ВДТ в замкнутых контурах электрических сетей

110 - 550

1200

220 - 500

1000

330 - 500

800

110 - 330

700

110 - 220

600

220 - 330

500

РПН на трансформаторах и автотрансформаторах связи

500

300

330

200

220

100

110 - 150

70

РПН и линейные регуляторы в центрах питания радиальных электрических сетей

110 - 150

70

35

30

6 - 10

10

Примечание. В таблице снижение потерь при установке РПН и линейных регуляторов напряжения дано в предположении, что переключения ответвлений осуществляются вручную и на подстанциях отсутствует дежурный персонал. Если взять снижение потерь, приведенное в таблице, за единицу, то эффект для различных вариантов установки РПН и автоматического регулирования напряжения (АРН) определяется из табл. П9.2.

Значения коэффициентов изменения эффекта от снижения потерь при установке и вводе в работу устройств автоматического регулирования напряжения на трансформаторах с РПН*.

____________

* При установке и вводе в работу АРН на подстанциях без дежурного персонала на трансформаторах с РПН снижение потерь электроэнергии в год, указанное в табл. П9.1, должно быть удвоено. При установке РПН на подстанциях с постоянно дежурным персоналом снижение потерь, приведенное в табл. П9.1, должно быть увеличено в 1,2 раза.

Таблица П9.2

Вид обслуживания подстанции

Коэффициент изменения эффекта регулирования напряжения

с РПН

с АРН

Без дежурства персонала

1

1

С постоянным дежурством персонала

1,2

0,8

Приложение 10

Усредненные нормы для приближенной оценки эффективности мероприятий с индексами 1.8 - 1.10, 2.3 - 2.6 и 2.12

Индекс мероприятия

Наименование мероприятия

Единица измерения

Снижение потерь электроэнергии в год от внедрения мероприятия (тыс.кВт·ч) на единицу измерения по напряжениям сети, кВ

Примечание к гр.3

0,38

6 - 10

35

1.

2

3

4

5

6

7

1.8.

Отключение в режимах малых нагрузок трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами

ч·МВ·А

-

0,003

0,001

Нормы указаны: на 1 час отключения 1 МВ·А трансформаторов

1.9.

Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой

ч·МВ·А

-

0,004

0,0015

1.10.

Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ

шт.

0,7

-

-

На одну линию 0,38 кВ

2.3.

Замена проводов на перегруженных линиях

км

2,2

4,6

-

На 1 км линии в однопроводном измерении

2.4.

Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиям

шт.

0,006

-

-

На 1 ответвление

2.5.

Замена перегруженных, установка и ввод в работу дополнительных силовых трансформаторов на действующих подстанциях

МВ·А

-

8

8

На 1 МВ·А заменяемого трансформатора

2.6.

Замена недогруженных силовых трансформаторов

МВ·А

-

12

1,5

-”-

2.12.

Перевод электрических сетей на более высокое номинальное напряжение

км

-

С 6 на 10 кВ

20

С 35 на 110 кВ

60

На 1 км переводимых линий

Приложение 11

Значения коэффициентов А  и В для сетей энергосистем (кроме сельскохозяйственных)

Объединенная энергосистема

Значения коэффициентов А и В при номинальном напряжении сети

330 кВ и выше

110 - 220 кВ

6 - 35 кВ

0,38 кВ

А

В

А

В

А

В

А

В

Центра, Юга, Северо-Запада

0,87

2680

0,9

3470

0,97

3880

1,05

4190

Северного Кавказа, Закавказья

0,75

2770

0,78

3560

0,85

3970

0,92

4290

Средней Волги, Урала

0,79

2585

0,81

3370

0,88

3770

0,96

4070

Дальнего Востока

1,13

1225

1,17

2120

1,27

2473

1,38

2670

Средней Азии

0,916

1284

0,94

2030

1,03

2300

1,11

2480

Северного Казахстана

0,917

933

0,95

1820

1,04

2140

1,12

2310

Сибири

0,69

560

0,72

1430

0,78

1720

0,84

1850

Приложение 12

Значения коэффициентов А и В для сетей сельскохозяйственного назначения в объединенных энергосистемах

Звено сети сельскохозяйственного назначения

Значения коэффициентов А и В для

Центра, Юга, Северо-Запада, Северного Кавказа, Закавказья, Средней Волги, Урала

Средней Азии и Северного Казахстана

Сибири

Дальнего Востока

А

В

А

В

А

В

А

В

Линии 110кВ

0,79

3270

0,89

1770

0,69

1290

1,22

1920

Подстанции 110 кВ и линии 35 кВ

0,82

4200

0,93

2650

0,73

2350

1,27

2800

Подстанции 35 кВ

0,83

4500

0,95

2900

0,74

2600

1,29

3100

Линии 10 кВ

0,84

5000

0,96

3400

0,75

3100

1,3

3550

Подстанции 10 кВ

0,87

6100

0,98

4450

0,77

4100

1,34

4600

Линии 0,38 кВ

0,9

6800

1,02

5100

0,8

4750

1,39

5250

Приложение 13

Характеристика программ выбора с помощью ЭВМ мероприятий по снижению потерь электроэнергии и оценки их экономической эффективности

1. Программы серии КРМ

Программа КРМ-4Б рассчитывает оптимальные мощности и места установки дополнительных источников реактивной мощности в сетях энергосистемы, взаимоувязанные с оптимальными значениями реактивной мощности, передаваемой в сети потребителей [16].

В расчете учитываются одновременно все сети напряжением 35 кВ и выше энергосистемы и сети 6 - 20 кВ потребителей и энергосистемы, задаваемые эквивалентными сопротивлениями, определенными по программе РАП 6 - 20 [2] или по известному проценту потерь в сети 6 - 20 кВ [23].

Метод расчета потерь электроэнергии, принятый в программе, описан в [2].

Для проведения расчетов:

Центральной диспетчерской службой (ПДС) и диспетчерскими службами ПЭС подготавливаются:

рабочие схемы всех сетей напряжением 35 кВ и выше, находящихся на балансе энергосистемы (включая сети ПЭС) для зимнего периода, принимаемого за основной расчетный период;

данные об изменениях рабочих схем в характерных периодах (летний, паводка и т.п.) по сравнению с зимним периодом;

данные о структуре генерирующих мощностей для характерных периодов года;

суточные графики суммарной нагрузки собственных потребителей энергосистемы для характерных периодов года;

суточные графики перетоков по межсистемным связям для характерных периодов года;

продолжительности характерных периодов (суток);

суточные графики нагрузки на шинах 6 - 20 кВ всех подстанций энергосистемы (как в нагрузочных, так и генерирующих узлах) за дни зимнего и летнего контрольных замеров;

данные о режимных ограничениях напряжений в узлах и токов ветвей.

Примечание. Все графики представляются как для активной, так и реактивной нагрузок.

Службой перспективного развития представляются в ЦДС данные о планируемых реконструкциях сети, вводах новых потребителей и генерирующих мощностей, планируемых сроках перечисленных изменений, экспертные оценки специалистами службы реальности планируемых изменений и сроков, планируемый рост электропотребления по годам предстоящей пятилетки.

Энергонадзором представляются в ЦДС данные о потребителях по форме, приведенной ниже.

Данные о суммарном потреблении электроэнергии и режимах работы
компенсирующих устройств у потребителей, питающихся от шин 6 - 20 кВ
понижающей подстанции
____________________

наименование

1. Потребление энергии:

1.1. За летний месяц (показания за ______________ сут.):

активной _______________________________ тыс.кВт·ч;

реактивной _____________________________ тыс.кВт·ч.

1.2. За зимний месяц (показания за _____________ сут.):

активной _______________________________ тыс.кВт·ч;

реактивной _____________________________ тыс.кВт·ч.

2. Суммарная мощность конденсаторных установок:

2.1. Напряжение 6 - 20 кВ _________________ тыс. квар;

в том числе регулируемых _________________ тыс.квар.

2.2. Напряжением 0,38 кВ _________________ тыс.квар;

в том числе регулируемых _________________ тыс.квар.

3. Суммарная мощность синхронных двигателей (СД)

6 - 10 кВ, без учета резервных ______________ тыс.кВт.

4. Количество СД _____________________________ шт.

5. Суммарная располагаемая реактивная мощность СД (50 % установленной мощности СД, находящихся в работе) в часы:

5.1. Наибольших нагрузок системы ______________ тыс.квар.

5.2. Наименьших нагрузок ______________________ тыс.квар.

6. Фактически используемая реактивная мощность СД в часы:

6.1. Наибольших нагрузок системы ______________ тыс.квар.

6.2. Наименьших нагрузок ______________________ тыс.квар.

Программы КРМ-5Б и КРМ-6Б отличаются от КРМ-4Б способами расчета потерь электроэнергии, учета неопределенности исходной информации, представления сетей потребителей.

Разработчик - ВНИИЭ.

2. Программа РАП 35 - 150

Программа осуществляет анализ режимов работы и потерь электроэнергии в разомкнутых сетях 35 - 150 кВ на базе любой информации о нагрузках головного участка сети и понижающих подстанций 35 - 150/6 - 20 кВ.

Потери электроэнергии выдаются на печать в виде минимальных и максимальных значений, возможных при данной информации. Указанные значения определяются программой на основании анализа полноты и достоверности информации. Программа выводит на печать информацию о перегруженных линиях (начиная с линий с наибольшей плотностью тока) и о перегруженных и недогруженных трансформаторах.

Разработчик - ВНИИЭ.

3. Программа РН 35 - 150

Программа определяет оптимальное сочетание закона регулирования напряжения в ЦП разомкнутой сети 35 - 150 кВ и регулировочных ответвлений трансформаторов (как с РПН, так и ПБВ) 35 - 150/6 - 20 кВ в узлах указанной сети по данным измерений отклонений напряжения, а также значение снижения потерь электроэнергии. Алгоритм программы соответствует описанному в разд. 5 данной Инструкции в части "Мероприятия 1.7".

Разработчик - ВНИИЭ.

4. Программа РАП 6 - 20

Программа осуществляет расчет возможных минимальных и максимальных потерь и их структуры в каждой линии 6 - 20 кВ при заданной информации о нагрузке головного участка.

Линии, представляющие собой очаги потерь по нагрузочной составляющей или составляющей холостого хода, отмечаются на печати номером, обозначающим приоритетность дальнейшего анализа режимов работы линии с целью разработки конкретных мероприятий по снижению потерь. Расчет и анализ потерь в каждой линии 6 - 20 кВ проводится по ее обобщенным параметрам (суммарная длина линий, длина магистрали, суммарная мощность трансформаторов 6 - 20/0,4 кВ и т.п.), минуя конкретные схемы линий. Предварительно необходим расчет выборки линий, представленных полными схемами (10 - 15 % суммарного количества линий).

Разработчик - ВНИИЭ.

5. Программа РМН 6-20

На основании измерений в режимах наибольшей и наименьшей нагрузок отклонений напряжения на шинах 0,4 кВ ближайшего и наиболее удаленного распределительных трансформаторов каждого из фидеров, питающихся от одного ЦП, программа определяет оптимальный закон регулирования напряжения на шинах 6 - 20 кВ ЦП.

При несовместимости требований к ЦП со стороны различных фидеров (вследствие различного характера графиков нагрузки) программа определяет фидер, который необходимо выделить на отдельное регулирующее устройство, а для остальных определяет новый закон регулирования.

Разработчик - ВНИИЭ.

6. Программа РАП 0,38

Программа осуществляет расчет минимальных и максимальных потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 0,38 кВ. Ширина интервала между максимальными и минимальными значениями потерь определяется полнотой и достоверностью исходной информации о нагрузках головных участков электрических сетей.

Программа позволяет рассчитывать потери по каждой распределительной линии поэлементно и по обобщенным схемным параметрам (суммарная длина линии, длина магистрали, количество ответвлений и т.п.), а также по заданной совокупности линий (по питающей подстанции, району или предприятию электрических сетей). Программа выводит на печать информацию о перегруженных линиях, о рекомендуемых заменах проводов на участках и эффективности замены.

Разработчик - ВНИИЭ.

7. Программа ПРАПОР

Программа позволяет рассчитывать и анализировать потери электроэнергии и выбирать средства снижения потерь в электрических сетях 6 - 110 кВ сельскохозяйственного назначения. С помощью программы можно восстанавливать текущую нагрузку каждой подстанций, используя справочные данные по типовым графикам нагрузки сельскохозяйственных потребителей.

Одновременно рассчитывается сеть одного напряжения. Минимальный объем расчета - одна распределительная линия, отходящая от центра питания. Максимальный объем расчета - все линии, отходящие от ЦП. Программа состоит из двух групп - основной и вспомогательной.

Основная группа решает следующие задачи:

расчет режимов работы сети и потерь электроэнергии в ней;

выбор организационных мероприятий по снижению потерь электроэнергии: оптимизация мест размыкания взаиморезервируемых линий по условию снижения потерь электроэнергии, выбор параметров регулирования напряжения под нагрузкой по условию обеспечения требований ГОСТ 13109-67*, установка регулировочных ответвлений потребительских трансформаторов по условию обеспечения требований ГОСТ 13109-67*, отключение на месяц и более одного из трансформаторов на многотрансформаторных подстанциях с сезонной нагрузкой по условию снижения затрат на потери электроэнергии, отключение в часы ночного провала нагрузки одного из трансформаторов на многотрансформаторных подстанциях 35 - 110 кВ по условию снижения потерь электроэнергии;

выбор технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии: установка конденсаторных батарей для компенсации реактивных нагрузок по условию минимизации затрат на реактивную мощность (с учетом потерь электроэнергии), замена перегруженных и недогруженных трансформаторов по условию снижения потерь электроэнергии, замена перегруженных проводов по условию снижения потерь электроэнергии.

Минимальный расчетный период для выбора организационных мероприятий - один месяц, для выбора технических мероприятий - один год.

Место размыкания взаиморезервируемых линий определяется отдельно для каждой пары линий по минимуму потерь электроэнергии с учетом уровня напряжения у потребителей и режима работы сетей высшего напряжения.

При расчете КУ определяется их суммарная мощность в сетях низшего напряжения каждой подстанции, приведенная к шинам этих подстанций. Критерий выбора КУ - минимум суммарных приведенных затрат на генерацию и передачу потребителям реактивной мощности. Результаты расчетов по КУ вносятся в качестве исходных данных и выполняется повторный расчет режимов работы сети. Ожидаемое снижение потерь электроэнергии определяется как разность в потерях без КУ и с ними. Экономическая эффективность установки КУ рассчитывается для каждой подстанции в среднем на 1 квар.

Экономический эффект от внедрения технических мероприятий определяется как снижение затрат на генерирование и передачу электрической энергии, а экономическая эффективность - как отношение экономии затрат к вызвавшим эту экономию капитальным вложениям.

Если рассчитанная экономическая эффективность не ниже соответствующего отраслевого норматива, рассматриваемое мероприятие признается эффективным.

Определение экономической эффективности от внедрения технических мероприятий производится с учетом возможностей реализации намеченных организационных мероприятий.

Все намечаемые технические мероприятия по снижению потерь электроэнергии располагаются в порядке убывания их экономической эффективности, образуя ряд рекомендуемой очередности их внедрения. При этом экономическая эффективность от внедрения каждого последующего мероприятия из ряда определяется с учетом более эффективных мероприятий, для осуществления которых имеется техническая возможность.

Вспомогательные программы осуществляют синтаксический и семантический контроль входной информации, создание и корректировку справочников.

Программа разработана применительно к ЕС-ЭВМ, ориентирована на работу под управлением ОС ЕС, оснащенной транслятором с ФОРТРАН-4, а также одной из систем типа "ОКО", "КДО", "АСК" и т.п., применяемых для корректировки файлов исходных данных, организованных в библиотеки. Все программные компоненты написаны на языке ФОРТРАН-4.

Программа выбора мероприятий по снижению потерь включает в себя программу расчета потерь "ПОТЕРИ-ЕС".

Разработчик - Украинское отделение института "Сельэнергопроект".

8. Информационно-вычислительный комплекс по расчетам и оптимизации систем электроснабжения (ИВК СЭС ЕС)

Информационно-вычислительный комплекс СЭС выполняет следующие функции.

1. Формирование расчетных нагрузок и графиков нагрузок узлов распределительных сетей 6 - 20 кВ.

2. Расчет режимов распределительных сетей, оценку уровня загрузки элементов сети.

3. Расчет режимов питающих сетей 35 - 110 кВ.

4. Расчет режимов напряжений с оценкой потребления электроэнергии пониженного качества в сетях 0,38 кВ, моделируемых на основе специально разработанных моделей сетей 0,38 кВ.

5. Расчет потерь мощности и энергии в распределительных сетях.

6. Расчет потерь мощности и энергии в питающих сетях.

7. Расчет токов КЗ и остаточных напряжений в распределительных сетях и на шинах НН РТ 6 - 20/0,4 кВ.

8. Расчет и оценку показателей надежности электроснабжения в распределительных сетях.

9. Оптимизацию режимов работы основных средств регулирования напряжения при следующей постановке задач:

а) выбор рабочих ответвлений РТ 6 - 20/0,4 кВ;

б) выбор законов регулирования в ЦП 35 - 110 кВ;

в) совместный выбор рабочих ответвлений на РТ 6 - 20/0,4 кВ и законов регулирования напряжения в ЦП.

Решение задач а)-в) осуществляется с учетом изменения потерь энергии и электропотребления.

10. Оптимизацию мест размыкания линий 6 - 35 кВ с двусторонним питанием при следующей постановке задач:

а) минимизация потерь мощности в режиме максимальных нагрузок;

б) минимизация потерь электроэнергии;

в) минимизация ожидаемого значения недоотпущенной электроэнергии;

г) решение задачи в многокритериальной постановке.

Информационно-вычислительный комплекс разработан применительно к ЕС-ЭВМ, ориентирован на работу под управлением ОС ЕС, оснащенной транслятором с ФОРТРАН-4.

Разработчик - Киевский политехнический институт.

Список использованной литературы

1. ИНСТРУКЦИЯ по расчету технико-экономической эффективности и планированию мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях энергосистем (Временная) (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980).

2. ВРЕМЕННАЯ инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1976.

3. ИНСТРУКЦИЯ о порядке подготовки, передачи и автоматизированной обработки отчетных данных по потерям электроэнергии в электрических сетях, Минэнерго СССР. М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.

4. ИНСТРУКЦИЯ по определению экономической эффективности капитальных вложений в развитие энергетического хозяйства (генерирование, передача и распределение электрической и тепловой энергии). М.: "Энергия", 1973.

5. НОРМЫ амортизационных отчислений по основным фондам народного хозяйства и положение о порядке планирования, начисления и использования амортизационных отчислений в народном хозяйстве. М.: "Экономика", 1974.

6. РУКОВОДЯЩИЕ указания к использованию замыкающих затрат на топливо и электрическую энергию. М.: "Наука", 1973."

7. БАБКИН С.Н., БЛАГОЙ B.C., ЛАНДА М.Л., ХОЛМСКИЙ Д.В. Удельные затраты на потери электроэнергии в сельских электросетях (обзор). М.: Информэнерго, 1975.

8. ТИПОВАЯ инструкция по оптимальному управлению потоками реактивной мощности и уровнями напряжений в электрических сетях энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.

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

10. ИНСТРУКЦИЯ по регулированию напряжения трансформаторов РПН 35 - 110 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.

11. ИНСТРУКЦИЯ по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 - 500 кВ. М.: СПО Союзтехрнерго, 1981.

12. ИНСТРУКЦИЯ по эксплуатации трансформаторов. М.: СПО ОРГРЭС, 1976.

13. 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.

14. ПРАВИЛА технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энергия, 1977.

15. ПРАВИЛА пользования электрической и тепловой энергией. 3-е издание переработанное и дополненное. М.: Энергоиздат, 1982.

16. ИНСТРУКЦИЯ по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях. /В кн. Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора. 2-е издание переработанное и дополненное. М.: Энергоатомиздат, 1983.

17. 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,

18. УКРУПНЕННЫЕ единичные расценки на капитальный ремонт электрических сетей 0,4 - 500 кВ. Выпуск I. Воздушные линии электропередачи 35 - 500 КВ. Выпуск 2. Воздушные распределительные сети 0,4 - 20 кВ. Выпуск 3. Основное оборудование подстанций 35 - 500 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.

19. СПРАВОЧНИК по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С.С.РОКОТЯНА и И.И.ШАПИРО. М.: Энерго атомиздат , 1985.

20. ГОФМАН Г.Д. Справочник сметчика по электрическим сетям. М.: Энергоатомиздат, 1985.

21. ПРЕЙСКУРАНТ на строительство трансформаторных подстанций напряжением 10-35/0,4 их35/10 кВ (ПЭСС-2-84) М.: Стройиздат, 1983.

22. КОРОТКЕВИЧ М.А. Оптимизация эксплуатационного обслуживания электрических сетей, под редакцией А.В. БЕРЕШОВА Минск, Наука и техника, 1984.

23. ЖЕЛЕЗКО Ю.C. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 1985.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения

2. Определения

3. Распределение обязанностей между подразделениями РЭУ (ПЭО) по снижению потерь электроэнергии

4. Порядок разработки, планирования и очередность внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии

5. Определение планируемого и фактического снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятий по снижению потерь

6. Определение удельных затрат на потери электроэнергии в электрических сетях

7. Определение затрат на внедрение мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Приложение 1 Типовой перечень мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям

Приложение 2 План организационно-технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях (форма)

Приложение 3 План мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии в электрических сетях (форма)

Приложение 4 План организационно-технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях на пятилетку (форма)

Приложение 5 Правила оформления плана мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Приложение 6 Отчеты о выполнении планов организационно-технических мероприятий и мероприятий по совершенствованию расчетного и технического учета электроэнергии в электрических сетях (формы)

Приложение 7 Правила оформления отчетных данных о выполнении плана мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Приложение 8 Нормы отчислений от затрат на внедрение мероприятий

Приложение 9 Усредненные нормы для приближенной оценки эффективности мероприятий с индексами 1.14, 2.7 и 2.10

Приложение 10 Усредненные нормы для приближенной оценки эффективности мероприятий с индексами 1.8 - 1.10, 2.3 - 2.6 и 2.12

Приложение 11 Значения коэффициентов А и В для сетей энергосистем (кроме сельскохозяйственных)

Приложение 12 Значения коэффициентов А и В для сетей сельскохозяйственного назначения в объединенных энергосистемах

Приложение 13 Характеристика программ выбора с помощью ЭВМ мероприятий по снижению потерь электроэнергии и оценки их экономической эффективности

Список использованной литературы

 

 

 

 

 






ГОСТЫ, СТРОИТЕЛЬНЫЕ и ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМАТИВЫ.
Некоммерческая онлайн система, содержащая все Российские Госты, национальные Стандарты и нормативы.
В Системе содержится более 150000 файлов нормативно-технической документации, действующей на территории РФ.
Система предназначена для широкого круга инженерно-технических специалистов.

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.gostrf.com, 2008 - 2017