Для просмотра фотографий, размещённых на сайте, в увеличенном размере необходимо щёлкнуть кнопкой мышки на их уменьшенных копиях.

Методика расчёта технологических потерь электроэнергии
в линии электропередач ВЛ-04кВ садоводческого товарищества

До какого-то определённого времени необходимость расчёта технологических потерь в линии электропередач , принадлежащей СНТ, как юридическому лицу, или садоводам, имеющим садовые участки в границах какого-либо СНТ , была не нужна. Правление даже не задумывалось об этом. Однако дотошные садоводы или, скорее, сомневающиеся, заставили ещё раз бросить все силы на способы вычисления потерь электроэнергии в ЛЭП . Самый простой путь, безусловно - это тупое обращение в компетентную компанию, то бишь, электроснабжающую или мелкую фирмочку, которые и смогут рассчитать для садоводов технологические потери в их сети. Сканирование Интернета позволило разыскать несколько методик расчёта энергопотерь во внутренней линии электропередач применительно к любому СНТ. Их анализ и разбор необходимых значений для вычисления конечного результата позволил отбросить те из них, которые предполагали замер специальных параметров в сети с помощью специального оборудования.

Предлагаемая Вам для использования в садоводческом товариществе методика основана на знании основ передачи электроэнергии по проводам базового школьного курса физики. При её создании были использованы нормы приказа Минпромэнерго РФ № 21 от 03.02.2005 г. "Методика расчёта нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях", а также книга Ю.С Железко, А.В Артемьева, О.В. Савченко "Расчёт, анализ и нормирование потерь элекроэнергии в электрических сетях", Москва, ЗАО "Издательство НЦЭНАС", 2008.

Дело в том, что, если суммарно садоводы и электроустановки СНТ превышают выделяемое на всех количество электроэнергии, то соответственно расчёт технологических потерь должен уточняться для другого количества потребленных кВт/ч. Чем больше СНТ съест электроэнергии, тем больше будут и потери. Корректировка расчётов в этом случае необходима для уточнения величины платежа за технологические потери во внутренней сети , и последующего утверждения её на общем собрании.

Т.е. к распределительному щиту СНТ, где расположен общий трёхфазный счётчик, подключены 3 провода (3 фазы) и один нулевой провод. Соответственно к каждой фазе подключены равномерно по 20 домов садоводов, всего 60 домов.

Для расчёта потерь используется следующая формула:

ΔW = 9,3·W²·(1 + tg²φ)·K ф ²·K L .L
Д F

ΔW - потери электроэнергии в кВт/ч;

W - электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 63000 кВт/ч или 63х10 6 Вт/ч );

К ф - коэффициент формы графика нагрузки;

К L - коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 - для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 20 домов садоводов);

L - длина линии в километрах (в нашем примере 2 км);

tgφ - коэффициент реактивной мощности (0,6 );

F - сечение провода в мм²;

Д - период в днях (в формуле используем период 365 дней);

К ф ² - коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:

K ф ² = (1 + 2К з)
3K з

где К з - коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение - 0,3 ; тогда: K ф ² = 1,78 .

Расчёт потерь по по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 2 километра.

Считаем, что общая нагрузка равномерно распределена по линиям внутри фидера. Т.е. годовое потребление по одной линии фидера равно 1/3 от общего потребления.

Тогда: W сум. = 3 * ΔW в линии .

Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 63000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 63000 / 3 = 21000 кВт/ч или 21·10 6 Вт/ч - именно в таком виде значение присутствует в формуле.

ΔW линии =9,3· 21²·10 6 ·(1+0,6²)·1,78·0,37 . 2 =
365 35

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔW сум. = 3 х 573,67 = 1721 кВт/ч .

Потери за год в ЛЭП в процентах: ΔW сум. % = ΔW сум /W сум x 100% = 2,73%

При условии, что все приборы учета потребляемой энергии размещены на опорах ЛЭП, то длина провода от точки присоединения линии, принадлежащей садоводу до его индивидуального прибора учёта составит всего 6 метров (общая длина опоры 9 метров).

Сопротивление провода СИП-16 (самонесущий изолированный провод, сечением 16 мм²) на 6 метров длины составляет всего R = 0,02ом .

P ввода = 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).

Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт: I ввода = P ввода /220 = 4000Вт / 220в = 18 (А) .

Тогда: dP ввода = I² x R ввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт - потери за 1 час при нагрузке.

Тогда суммарные потери за год в линии одного подключённого садовода: dW ввода = dP ввода x Д (часов в год) х К исп.макс. нагрузки = 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Вт/ч (17,029 кВт/ч) .

Тогда суммарные потери в линиях 60 подключённых садоводов за год составят:
dW ввода = 60 х 17,029 кВт/ч = 1021,74 кВт/ч

ΔW сум. итог = 1721 + 1021,24 = 2745,24 кВт/ч

ΔW сум. %= ΔW сум / W сум x 100%= 2745,24/63000 х 100%= 4,36%

Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 2 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 60 домами, при общем потреблении 63000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 4,36%

Важные замечания:

• Если в СНТ несколько фидеров, которые отличаются друг от друга протяжённостью, сечением провода и количеством проходящей через них электроэнергии, то подсчёт необходимо делать отдельно для одной линиии каждого фидера. Затем суммировать потери по всем фидерам для выведения общего процента потерь.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, учитывался коэффициент сопротивления (0, 02ом) одного провода марки СИП-2х16 при 20°C протяжённостью 6 метров. Соответственно, если у Вас в СНТ счётчики висят не на опорах, то необходимо увеличивать коэффициент сопротивления пропорционально длине провода.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, также следует учитывать разрешённую мощность для дома. При разном потреблении и разрешённой мощности потери будут разными. Правильным и целесообразным будет распределение мощности в зависимости от потребностей:
  для садовода-дачника - 3,5 кВт (т.е. соответствует ограничению по автомату защитного отключения на 16А);
  для постоянно проживающего в СНТ садовода - от 5,5 кВт до 7 кВт (соответственно автоматы защитного отключения при перегрузке на 25А и 32А).
• При получении данных по потерям для проживающих и для дачников целесообразно установить и различную оплату технологических потерь для этих категорий садоводов (см. пункт 3 расчёта, т.е. в зависимости от величины I - силы тока, у дачника при 16А потери будут меньше, чем у постоянно проживающего при 32А, а значит и расчёта потерь на вводе в дома должно быть два отдельных).

Пример: В заключении следует добавить то, что нашему СНТ "Пищевик" ЭСО "Янтарьэнерго" при заключении Договора на электроснабжение в 1997 г. установило рассчитанную ими величину технологических потерь от ТП до места установки общего прибора учёта электроэнергии равную 4,95% за 1 кВт/ч. Подсчёт потерь в линии составил по данной методике 1,5% максимум. С трудом верится в то, что потери в трансформаторе, который СНТ не принадлежит, составляют ещё почти 3,5%. А по Договору потери трансформатора не наши. Пора с этим разобраться. О результате Вы скоро узнаете.
Продолжим. Ранее наш бухгалтер в СНТ брал 5% к кВт/ч за потери, установленные "Янтарьэнерго" и 5% за потери внутри СНТ. Никто, естественно ничего не рассчитывал. Пример расчёта, который использован на странице, почти на 90% соответствует действительности при эксплуатации старой ЛЭП в нашем СНТ. Так вот этих денег хватало на оплату всех потерь в сети. Даже оставались и постепенно накапливались излишки. Это подчеркивает тот факт, что методика работает и вполне соответствует действительности. Сравните сами: 5% и 5% (идет постепенное накопление излишков) или 4,95% и 4,36% (нет излишков). Т.е., расчёт потерь электроэнергии соответствует действительным потерям.

Введение

Обзор литературы

1.2 Нагрузочные потери электроэнергии

1.3 Потери холостого хода

1.4 Климатические потери электроэнергии

2. Методы расчета потерь электроэнергии

2.1 Методы расчета потерь электроэнергии для различных сетей

2.2 Методы расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38-6-10 кВ

3. Программы расчета потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях

3.1 Необходимость расчета технических потерь электроэнергии

3.2 Применение программного обеспечения для расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВ

4. Нормирование потерь электроэнергии

4.1 Понятие норматива потерь. Методы установления нормативов на практике

4.2 Нормативные характеристики потерь

4.3 Порядок расчета нормативов потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВ

5. Пример расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 10 кВ

Заключение

Список литературы

Введение

Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны, задача состоит в определении их экономически обоснованного уровня. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до этого уровня - одно из важных направлений энергосбережения .

В течение всего периода с 1991 г. по 2003 г. суммарные потери в энергосистемах России росли и в абсолютном значении, и в процентах отпуска электроэнергии в сеть.

Рост потерь энергии в электрических сетях определен действием вполне объективных закономерностей в развитии всей энергетики в целом. Основными из них являются: тенденция к концентрации производства электроэнергии на крупных электростанциях; непрерывный рост нагрузок электрических сетей, связанный с естественным ростом нагрузок потребителей и отставанием темпов прироста пропускной способности сети от темпов прироста потребления электроэнергии и генерирующих мощностей.

В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла. Разработка методов расчета, анализа потерь электроэнергии и выбора экономически обоснованных мероприятий по их снижению ведется во ВНИИЭ уже более 30 лет. Для расчета всех составляющих потерь электроэнергии в сетях всех классов напряжения АО-энерго и в оборудовании сетей и подстанций и их нормативных характеристик разработан программный комплекс, имеющий сертификат соответствия, утвержденный ЦДУ ЕЭС России, Главгосэнергонадзором России и Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России".

В связи со сложностью расчета потерь и наличием существенных погрешностей, в последнее время особое внимание уделяется разработке методик нормирования потерь электроэнергии.

Методология определения нормативов потерь еще не установилась. Не определены даже принципы нормирования. Мнения о подходе к нормированию лежат в широком диапазоне - от желания иметь установленный твердый норматив в виде процента потерь до контроля за "нормальными" потерями с помощью постоянно проводимых расчетов по схемам сетей с использованием соответствующего программного обеспечения.

По полученным нормам потерь электроэнергии устанавливаются тарифы на электроэнергию. Регулирование тарифов возлагается на государственные регулирующие органы ФЭК и РЭК (федеральную и региональные энергетические комиссии). Энергоснабжающие организации должны обосновывать уровень потерь электроэнергии, который они считают целесообразным включить в тариф, а энергетические комиссии - анализировать эти обоснования и принимать или корректировать их .

В данной работе рассмотрена проблема расчета, анализа и нормирования потерь электроэнергии с современных позиций; изложены теоретические положения расчетов, приведено описание программного обеспечения, реализующего эти положения, и изложен опыт практических расчетов.

Обзор литературы

Проблема расчета потерь электроэнергии волнует энергетиков уже очень долго. В связи с этим, в настоящее время выпускается очень мало книг по данной теме, т.к мало что изменилось в принципиальном устройстве сетей. Но при этом выпускается достаточно большое количество статей, где производится уточнение старых данных и предлагаются новые решения проблем, связанных с расчетом, нормированием и снижением потерь электроэнергии.

Одной из последних книг, выпущенных по данной теме, является книга Железко Ю.С. "Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях" . В ней наиболее полно представлена структура потерь электроэнергии, методы анализа потерь и выбор мероприятий по их снижению. Обоснованы методы нормирования потерь. Подробно описано программное обеспечение, реализующее методы расчета потерь.

Ранее этим же автором была выпущена книга "Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов" . Здесь наибольшее внимание было уделено методам расчета потерь электроэнергии в различных сетях и обосновано применение того или иного метода в зависимости от типа сети, а также мероприятиям по снижению потерь электроэнергии.

В книге Будзко И.А. и Левина М.С. "Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов" авторы подробно рассмотрели проблемы электроснабжения в целом, сделав упор на распределительные сети, питающие сельскохозяйственные предприятия и населенные пункты. Также в книге даны рекомендации по организации контроля за потреблением электроэнергии и совершенствованию систем учета.

Авторы Воротницкий В.Э., Железко Ю.С. и Казанцев В.Н. в книге "Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем" рассмотрели подробно общие вопросы, относящиеся к снижению потерь электроэнергии в сетях: методы расчета и прогнозирования потерь в сетях, анализ структуры потерь и расчет их технико-экономической эффективности, планирование потерь и мероприятий по их снижению.

В статье Воротницкого В.Э., Заслонова С.В. и Калинкини М.А. "Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6 - 10 кВ" подробно описана программа для расчета технических потерь электроэнергии РТП 3.1 Ее главным достоинством является простота в использовании и удобный для анализа вывод конечных результатов, что существенно сокращает трудозатраты персонала на проведение расчета.

Статья Железко Ю.С. "Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов" посвящена актуальной проблеме нормирования потерь электроэнергии. Автор делает упор на целенаправленное снижение потерь до экономически обоснованного уровня, что не обеспечивает существующая практика нормирования. Также в статье выносится предложение использовать нормативные характеристики потерь, разработанные на основе детальных схемотехнических расчетов сетей всех классов напряжений. При этом расчет может производится при использовании программного обеспечения.

Целью другой статьи этого же автора под названием "Оценка потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями измерения" не является уточнение методики определения погрешностей конкретных измерительных приборов на основе проверки их параметров. Автором в статье проведена оценка результирующих погрешностей системы учета поступления и отпуска электроэнергии из сети энергоснабжающей организации, включающей в себя сотни и тысячи приборов. Особое внимание уделено систематической погрешности, которая в настоящее время оказывается существенной составляющей структуры потерь.

В статье Галанова В.П., Галанова В.В. "Влияние качества электроэнергии на уровень ее потерь в сетях" уделено внимание актуальной проблеме качества электроэнергии, что оказывает существенное влияние на потери электроэнергии в сетях.

Статья Воротницкого В.Э., Загорского Я.Т. и Апряткина В.Н. "Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в городских электрических сетях" посвящена уточнению существующих методов расчета потерь электроэнергии, нормированию потерь в современных условиях, а также новым методам снижения потерь.

В статье Овчинникова А. "Потери электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 (10) кВ" делается упор на получение достоверной информации о параметрах работы элементов сетевого хозяйства, и прежде всего о загрузке силовых трансформаторов. Данная информация, по мнения автора, поможет существенно снизить потери электроэнергии в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ.

1. Структура потерь электроэнергии в электрических сетях. Технические потери электроэнергии

1.1 Структура потерь электроэнергии в электрических сетях

При передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии.

Фактические (отчетные) потери электроэнергии ΔW Отч определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

Потерями в электросетях считают разность между переданной электроэнергией от производителя до учтенной потребленной электроэнергией потребителя. Потери происходят на ЛЭП, в силовых трансформаторах, за счет вихревых токов при потреблении приборов с реактивной нагрузкой, а также из-за плохой изоляции проводников и хищения неучтенного электричества. В этой статье мы постараемся подробно рассказать о том, какие бывают потери электроэнергии в электрических сетях, а также рассмотрим мероприятия по их снижению.

Расстояние от электростанции к поставляющим организациям

Учет и оплата всех видов потерь регулируется законодательным актом: «Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (ред. от 22.02.2016) «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…» п. VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь. Если вы хотите разобраться с тем, кто должен оплачивать часть утраченной энергии, рекомендуем изучить данный акт.

При передаче электроэнергии на большие расстояния от производителя до поставщика ее к потребителю теряется часть энергии по многим причинам, одна из которых — напряжение, потребляемое обычными потребителями (оно составляет 220 или 380 В). Если производить транспортировку такого напряжения от генераторов электростанций напрямую, то необходимо проложить электросети с диаметром провода, который обеспечит всех необходимым током при указанных параметрах. Провода будут очень толстыми. Их невозможно будет подвесить на линиях электропередач, из-за большого веса, прокладка в земле тоже обойдется недешево.

Более подробно узнать о том, вы можете в нашей статье!

Для исключения этого фактора в распределительных сетях применяют высоковольтные линии электропередач. Простая формула расчета такова: P=I*U. Мощность равна произведению тока на напряжение.

Повышая напряжение при передаче электроэнергии в электрических сетях можно существенно снизить ток, что позволит обойтись проводами с намного меньшим диаметром. Подводный камень данного преобразования заключается в том, что в трансформаторах есть потери, которые кто-то должен оплатить. Передавая электроэнергию с таким напряжением, она существенно теряется и от плохого контакта проводников, которые со временем увеличивают свое сопротивление. Возрастают потери при повышении влажности воздуха – увеличивается ток утечки на изоляторах и на корону. Также увеличиваются потери в кабельных линиях при снижении параметров изоляции проводов.

Передал поставщик энергию в поставляющую организацию. Та в свою очередь должна привести параметры в нужные показатели: преобразовать полученную продукцию в напряжение 6-10 кВ, развести кабельными линиями по пунктам, после чего снова преобразовать в напряжение 0,4 кВ. Снова возникают потери на трансформацию при работе трансформаторов 6-10 кВ и 0,4 кВ. Бытовому потребителю доставляется электроэнергия в нужном напряжении – 380 В или 220В. Любой трансформатор имеет свой КПД и рассчитан на определенную нагрузку. Если мощность потребления больше или меньше расчетной мощности, потери в электрических сетях возрастают независимо от желания поставщика.

Следующим подводным камнем всплывает несоответствие мощности трансформатора, преобразующего 6-10 кВ в 220В. Если потребители берут энергии больше паспортной мощности трансформатора, он или выходит из строя, или не сможет обеспечить необходимые параметры на выходе. В результате снижения напряжения сети электроприборы работают с нарушением паспортного режима и, как следствие, увеличивают потребление.

Мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии в системах электроснабжения подробно рассмотрены на видео:

Домашние условия

Потребитель получил свои 220/380 В на счетчике. Теперь потерянная после счетчика электрическая энергия ложится на конечного потребителя.

Она складывается из:

1. Потерь на при превышении расчетных параметров потребления.
2. Плохой контакт в приборах коммутации (рубильники, пускатели, выключатели, патроны для ламп, вилки, розетки).
3. Емкостной характер нагрузки.
4. Индуктивный характер нагрузки.
5. Использование устаревших систем освещения, холодильников и другой старой техники.

Рассмотрим мероприятия по снижению потерь электроэнергии в домах и квартирах.

П.1 - борьба с таким видом потерь одна: применение проводников соответствующих нагрузке. В существующих сетях необходимо следить за соответствием параметров проводов и потребляемой мощностью. В случае невозможности откорректировать эти параметры и ввести в норму, следует мириться с тем, что энергия теряется на нагрев проводов, в результате чего изменяются параметры их изоляции и повышается вероятность возникновения пожара в помещении. О том, мы рассказывали в соответствующей статье.

П.2 - плохой контакт: в рубильниках - это использование современных конструкций с хорошими неокисляющимися контактами. Любой окисел увеличивает сопротивление. В пускателях - тот же способ. Выключатели - система включения-выключения должна использовать металл, хорошо выдерживающий действие влаги, повышенных температур. Контакт должен быть обеспечен хорошим прижатием одного полюса к другому.

П.3, П.4 - реактивная нагрузка. Все электроприборы, которые не относятся к лампам накаливания, электроплитам старого образца имеют реактивную составляющую потребления электроэнергии. Любая индуктивность при подаче на нее напряжения сопротивляется прохождению по ней тока за счет возникающей магнитной индукции. Через время электромагнитная индукция, которая препятствовала прохождению тока, помогает его прохождению и добавляет в сеть часть энергии, которая является вредной для общих сетей. Возникают так называемые вихревые токи, которые искажают истинные показания электросчетчиков и вносят отрицательные изменения в параметры поставляемой электроэнергии. То же происходит и при емкостной нагрузке. Возникающие вихревые токи портят параметры поставленной потребителю электроэнергии. Борьба - использование специальных компенсаторов реактивной энергии, в зависимости от параметров нагрузки.

П.5. Использование устаревших систем освещения (лампочки накаливания). Их КПД имеет максимальное значение - 3-5%, а может быть и меньше. Остальные 95% идут на нагревание нити накала и как следствие на нагревание окружающей среды и на излучение не воспринимаемое человеческим глазом. Поэтому совершенствовать данный вид освещения стало нецелесообразным. Появились другие виды освещения - люминесцентные лампы, которые стали широко применяться в последнее время. КПД люминесцентных ламп достигает 7%, а светодиодных до 20%. Использование последних даст экономию электроэнергии прямо сейчас и в процессе эксплуатации за счет большого срока службы - до 50 000 часов (лампа накаливания - 1 000 часов).

Отдельно хотелось бы отметить, что сократить потери электрической энергии в доме можно с помощью . Помимо этого, как мы уже сказали, электроэнергия теряется при ее хищении. Если вы заметили, что , нужно сразу же предпринимать соответствующие меры. Куда звонить за помощью, мы рассказали в соответствующей статье, на которую сослались!

Рассмотренные выше способы уменьшения мощности потребления дают снижение нагрузки на электропроводку в доме и, как следствие, сокращение потерь в электросети. Как вы уже поняли, методы борьбы наиболее широко раскрыты для бытовых потребителей потому что не каждый хозяин квартиры или дома знает о возможных потерях электроэнергии, а поставляющие организации в своем штате держат специально обученных по этой теме работников, которые в состоянии бороться с такими проблемами.

Потери мощности в элементах сети.

Расчет потерь мощности в линиях электропередач.

Расчет потерь мощности в ЛЕП с равномерно распределенной нагрузкой.

Расчет потерь мощности в трансформаторах.

Приведенные и расчетные нагрузки потребителей.

Расчет потерь электроэнергии.

Мероприятия по снижению потерь мощности.

Потери мощности в элементах сети

Для количественной характеристики работы элементов электрической сети рассматриваются ее рабочие режимы. Рабочий режим – это установившееся электрическое состояние, которое характеризуется значениями токов, напряжений, активной, реактивной и полной мощностей.

Основной целью расчета режимов является определение этих параметров, как для проверки допустимости режимов, так и для обеспечения экономичности работы элементов сетей.

Определение значений токов в элементах сети и напряжений в ее узлах начинается с построения картины распределения полной мощности по элементу, т.е. с определения мощностей в начале и конце каждого элемента. Такую картину называют потокораспределением.

Рассчитывая мощности в начале и в конце элемента электрической сети, учитывают потери мощности в сопротивлениях элемента и влияние его проводимостей.

Расчет потерь мощности в линиях электропередач

Потери активной мощности на участке ЛЕП (см. рис. 7.1) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЕП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:

где
полный, активный и реактивный токи в ЛЕП;

P, Q, S – активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЕП;

U

R – активное сопротивление одной фазы ЛЕП.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЕП обусловлены несовершенством изоляции. В воздушных ЛЕП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЕП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле:

,

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

G – активная проводимость ЛЕП.

При проектировании воздушных ЛЕП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.

Потери реактивной мощности на участке ЛЕП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЕП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:

Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЕП рассчитывается по формуле:

,

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

B – реактивная проводимость ЛЕП.

Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.

Расчет потерь мощности в леп с равномерно распределенной нагрузкой

В линиях местных сетей (
) потребители одинаковой мощности могут располагаться на одинаковом расстоянии друг от друга (например, источники света). Такие ЛЕП называются линиями с равномерно распределенной нагрузкой (см. рис. 7.2).

В равномерно нагруженной линии трехфазного переменного тока длиной L с суммарной токовой нагрузкойI плотность тока на единицу длины составитI/L . При погонном активном сопротивленииr 0 потери активной мощности составят:

Если бы нагрузка была сосредоточена в конце, то потери мощности определялись бы как:

.

Сравнивая приведенные выражения, видим, что потери мощности в линии с равномерно распределенной нагрузкой в 3 раза меньше.

ПРИКАЗ

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

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

УТВЕРЖДЕНА

Приказом Минпромэнерго России

Методика расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях

I. Общие положения

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

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

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

, (3)

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

, (4)

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

, (5)

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

, (6)

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

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

, (8)

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

, (9)

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

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

, (11)

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

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

, (13)

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

, (14)

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

, (15)

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

, (16)

, (17)

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

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

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

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

, (21)

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

, (22)

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

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

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

L=L а + 4L с + 0,6L м, (24)

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

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

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

k N =1,25 + 0,14 d р (26)

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

, (27)

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

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

D W КУ = D р ку S ку Т р, (29)

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

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

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

III . Методы расчета потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии

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

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

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

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

, (33)

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

IV . Методы расчета нормативных характеристик технологических потерь электроэнергии

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

, (35)

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

, (36)

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

, (38)

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

С пост = D W пост /Д, (39)

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

С пог = D W пог /Д, (40)

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

С с.н = W с.н /Д, (41)

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

B уч = D W уч /W о, (42)

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

, (43)

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

, (44)

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

, (45)

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

Приложение 1

(технологических) потерь

электроэнергии в электрических сетях

Расчетные потери электроэнергии в оборудовании

Приложение 2

к Методике расчета нормативных

(технологических) потерь

электроэнергии в электрических сетях

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

Приложение 3

к Методике расчета нормативных

(технологических) потерь

электроэнергии в электрических сетях

Расчет потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии

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

, (П.5)

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

, (П.5)

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

, (П.7)

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