Баланс електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ
5.1 Структура та основні рівняння балансу електроенергії
- Структура балансу електроенергії — система показників ліцензіата-передавача за календарний (розрахунковий) період, яка складена на підставі показів розрахункових засобів обліку та характеризує сумарні і з розбивкою на кожному ступені напруги значення надходжень, віддач, трансформувань електроенергії та структури ЗЗТВЕ. Графічна інтерпретація основних складових структури балансу електроенергії подана на діаграмі, що наведена у додатку А (рисунок А. 1).
- ЗЗТВЕ ΔАЗВ дорівнює різниці між сумою значень надходжень і сумою значень віддач електроенергії сусіднім ліцензіатам-передавачам (сусіднім структурним підрозділам), споживачам та витраченої на господарські потреби, що визначені за показами розрахункових засобів обліку електроенергії:
ΔАЗВ=АН-АСУСВ-АСВ
де АН - сума значень надходжень електроенергії в мережу;
АсусВ - сума значень віддач електроенергії сусіднім ліцензіатам-передавачам;
АСВ- сума значень віддач електроенергії споживачам та значення електроенергії, витраченої на господарські потреби.
5.1.3 Відпуск (сальдоване надходження) електроенергії в мережу Авм складається з суми значень віддачі електроенергії споживачам, витраченої на господарські потреби та ЗЗТВЕ:
Авм = АСВ + ΔАЗВ (2)
5.1.4 Звітні відносні технологічні витрати електроенергії в електричних мережах ΔА*ЗВ визначають у відсотках як частку від ділення ЗЗТВЕ та значення відпуску електроенергії в мережу:
ΔА*ЗВ=(ΔАЗВ/АНВМ)*100%
НЗТВЕ за розрахунковий період ΔАНТЗВЕ визначають за формулою
ΔАНТЗВЕ =ΔАТР+ΔАНВП+ΔАПЛО
де ΔАТР - сумарні технічні розрахункові втрати електроенергії в елементах електричних мереж;
ΔАНВП - сумарні нормативні витрати електроенергії на власні потреби підстанцій та розподільчих пунктів;
ΔАПЛО - розрахункові витрати електроенергії на плавлення ожеледі. Розрахункові витрати електроенергії на плавлення ожеледі ΔАПЛОвраховують у НЗТВЕ тільки у випадку фактичного здійснення плавлення ожеледі у розрахунковому періоді, що підтверджується даними оперативних журналів про фактичну тривалість та застосування конкретних схем плавлення ожеледі у розрахунковому періоді.
Технічні розрахункові втрати електроенергії в елементах електричних мереж ΔАТРмають такі складові:
ΔАТР=ΣΔАЛзі+ΣΔАТрзі+ΣΔАТрпі+ΣΔАІНі
i =1 i =1 i =1 i =1
де ΔАЛзі -сумарні змінні розрахункові втрати електроенергії в ЛЕП і-го ступеня напруги;
ΔАТрзі - сумарні змінні розрахункові втрати електроенергії в трансформаторах г-го ступеня напруги;
ΔАТрпі - сумарні умовно-постійні розрахункові втрати електроенергії в
трансформаторах /-го ступеня напруги;
ΔАІНі - сумарні розрахункові (умовно-постійні) втрати електроенергії в інших елементах і-го ступеня напруги;
К - кількість ступенів напруги мережі.
У значеннях сумарних розрахункових втрат електроенергії перерахованих вище елементів електричних мереж ліцензіата-передавача слід враховувати також значення часток розрахункових втрат електроенергії в елементах електричних мереж суб'єктів (юридичних осіб), які не є ліцензіатами-передавачами* але мають на власному балансі технологічні електричні мережі, що використовуються ліцензіатом-передавачем для передачі електроенергії у власні електричні мережі (іншим споживачам) та згідно з двосторонніми договорами значення часток втрат в цих елементах відносяться на баланс ліцензіата-передавача відповідно до вимог "Правил користування електричною енергією".
Сумарні розрахункові втрати електроенергії в інших елементах /-го ступеня напруги мережі ΔАІНі (і=150,110,....,3кВ) мають наступні складові:
ΔАІні=ΔАТСТНі+ΔАБСКі+ΔАРі+ΔАІЗі(6)
де ΔАТСТНі- сумарні розрахункові втрати електроенергії в ТС і ТН та їх вторинних колах і-го ступеня напруги;
ΔАБСКі- сумарні розрахункові втрати електроенергії в БСК, СК та генераторах в режимі СК і-ґо ступеня напруги;
ΔАРі-сумарні розрахункові втрати електроенергії в реакторах і-го ступеня напруги;
ΔАІЗі- сумарні розрахункові втрати електроенергії в ізоляції ПЛ і КЛ і-го ступеня напруги;
Сумарні розрахункові втрати електроенергії в інших елементах ступеня напруги мережі 0,38 кВ ΔАІн0,38 мають наступні складові:
ΔАІн0,38=ΔАТС0,38+ΔАБСК0,38+ΔАЛС 0,38
де
ΔАТС0,38~ сумарні розрахункові втрати електроенергії в ТС та їх вторинних колах ступеня напруги 0,38 кВ;
ΔАБСК0,38- сумарні розрахункові втрати електроенергії в БСК ступеня напруги 0,3 8 кВ;
ΔАЛС 0,38- сумарні розрахункові втрати електроенергії в індукційних лічильниках прямого підключення споживачів ступеня напруги 0,38 кВ.
Сумарні нормативні витрати електроенергії на власні потреби підстанцій та розподільчих пунктів ΔАНВПдорівнюють:
|
(8)
де ΔАНВПі - сумарні нормативні витрати електроенергії на власні потреби підстанцій та розподільчих пунктів /-го ступеня напруги; к- К- кількість ступенів напруги мережі.
У значеннях сумарних нормативних витрат електроенергії на власні потреби підстанцій та розподільчих пунктів ліцензіата-передавача слід враховувати також значення часток нормативних витрат електроенергії на власні потреби підстанцій та розподільчих пунктів суб'єктів (юридичних осіб), які не є ліцензіатами-передавачами, але мають на власному балансі підстанції та розподільчі пункти, що використовуються ліцензіатом-передавачем для передачі електроенергії у власні електричні мережі та згідно з двосторонніми договорами значення часток цих нормативних витрат відносяться на баланс ліцензіата-передавача відповідно до вимог "Правил користування електричною енергією".
5.1.6 Нормативні відносні технологічні витрати електроенергії в електричних мережах ΔАНЗТВЕвизначають у відсотках як частку від ділення нормативного значення технологічних витрат електроенергії та значення відпуску електроенергії в мережу.
ΔА*НЗТВЕ=(ΔАНЗТВЕ /АВМ)*100%
5.1.7 Значення нетехнічних втрат електроенергії ΔАНТ дорівнює різниці між ЗЗТВЕ та НЗТВЕ:
(10)
та складається із:
• нормативного значення метрологічних втрат електроенергії Анм, яке визначають за формулою
|
де НБД - припустимий небаланс електроенергії в електричній мережі;
• значення нетехнічних втрат електроенергії ЬАК, що виникає під час постачання електроенергії та дорівнює різниці між значенням нетехнічних втрат електроенергії та нормативним значенням метрологічних втрат електроенергії:
ΔАК=ΔАНТ –АНМ
Складова нетехнічних втрат електроенергії ΔАК обумовлена заниженням (завищенням) віддачі електроенергії споживачам. Таке заниження (завищення) виникає:
- через крадіжки електроенергії та помилки під час обчислення обсягу постачання електроенергії і виписування платіжних документів;
- з технічних причин, а саме внаслідок роботи розрахункових засобів обліку з похибками вимірювань, що перевищують їх нормовані значення;
- з технологічних причин, що прив’язані з процедурою формування значення віддачі електроенергії споживачам, а саме: внаслідок обчислення обсягу постачання електроенергії споживачам за фактичною оплатою з використанням роздрібних цін на електроенергію без виписування платіжних документів; використання під час виписування платіжних документів за розрахунковий місяць усереднених значень без зняття у цьому розрахунковому періоді фактичних показів розрахункових засобів обліку електроенергії; неодночасного зняття показів розрахункових засобів обліку та наявності сезонної складової.
5.2 Порядок формування значень надходжень, віддач електроенергії сусіднім ліцензіатам-передавачам і споживачам, трансформувань електроенергії і звітних значень витрат електроенергії на власні потреби підстанцій і розподільчих пунктів за розрахунковий період та методи їх аналізу
- Значення надходжень, віддач електроенергії сусіднім ліцензіатам-передавачам і споживачам, трансформувань електроенергії і звітних значень витрат електроенергії на власні потреби підстанцій і розподільчих пунктів за розрахунковий період отримують шляхом вимірювання кількості електроенергії розрахунковими засобами обліку електроенергії. їх сумарні значення обчислюють на підставі значень, що містять первинні звітні документи (акти про складання балансу електроенергії на підстанціях електростанціях) та акти про використану електричну енергію споживачами, складання яких передбачені відповідно "Інструкцією про порядок комерційного обліку електричної енергії та "Правилами користування електричною енергією"). Значення, отримані під час вимірювання, визначаються з похибкою, яка залежить від технічних характеристик та умов роботи розрахункових засобів обліку електроенергії. Ці значення також можуть бути обчислені з помилками, що виникають внаслідок неправильного зчитування показів лічильника чи через застосування неправильних значень коефіцієнтів трансформації ТС і ТН, які слід виявити та виправити.
- Основним методом аналізу достовірності значень надходжень, віддач електроенергії сусіднім ліцензіатам-передавачам і споживачам, трансформувань електроенергії і звітних значень витрат електроенергії на власні потреби підстанцій і розподільчих пунктів за розрахунковий період відповідно до вимог чинної "Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії , повинно бути складання балансу електроенергії на підстанції (електростанції) з обчисленням фактичного, припустимого небалансу і межі припустимої похибки вимірювань, що дозволяє виявити помилки та визначити конкретні розрахункові засоби обліку, технічні характеристики яких не відповідають вимогам, що вказані у згаданій вище Інструкції.
5.2.3 Значення віддачі електроенергії споживачам за розрахунковий період визначають відповідно до вимог чинних "Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії"" і "Правил користування електричною енергією". На достовірність визначення сумарного значення віддачі електроенергії споживачам, крім зазначеного у 5.2.1, впливає застосування методу обчислення обсягу постачання електроенергії споживачам (населенню) за фактичною оплатою з використанням роздрібних цін на електроенергію без виписування платіжних документів чи використання під час виписування платіжних документів за розрахунковий місяць усереднених значень споживання електроенергії споживачами без зняття у цьому розрахунковому періоді фактичних показів розрахункових засобів обліку електроенергії, неодночасне зняття показів розрахункових засобів обліку та наявність сезонної складової.
З метою підвищення достовірності значень віддачі електроенергії побутовим споживачам необхідно здійснювати зчитування показів розрахункових засобів обліку електроенергії у кожного споживача за кожен розрахунковий період та виписування на підставі цих показів платіжних документів.
5.2.4 Основним методом аналізу достовірності значень віддачі електроенергії споживачам за розрахунковий період повинен бути аналіз балансу електроенергії фідера, що полягає у:
• поелементному обчисленні технічних розрахункових втрат електроенергії в дільницях ЛЕП і приєднаних до фідера трансформаторах на підставі показів приладу обліку головного потоку електроенергії, наявних достовірних даних про середньоексплуатаційний рівень напруги у центрі живлення, споживання електроенергії і коефіцієнти реактивної . потужності у вузлах навантаження та технічних даних дільниць ЛЕП і трансформаторів фідера з метою виявлення дільниць мережі з підвищеними технічними та звітними втратами електроенергії;
- обчисленні значень трансформувань електроенергії у кожному приєднаному до фідера трансформаторі;
- обчисленні значень звітної віддачі електроенергії споживачам, що живляться від кожного трансформатора фідера;
- обчисленні різниці значень трансформувань електроенергії та значень
звітної віддачі електроенергії споживачам для виявлення місць безоблікового споживання (крадіжок) електроенергії.
5.3 Порядок формування структури ЗЗТВЕ
- ЗЗТВЕ та умовно-звітні значення ТВЕ ступенів напруги за розрахунковий період обчислюють за формулою (1).
- Структуру НЗТВЕ за розрахунковий період обчислюють відповідно до вимог розділу 6 цього документа.
5.3.3Значення нетехнічних втрат електроенергії за розрахунковий період та ці ж значення на кожному ступені напруги обчислюють за формулою (10).