|
Расширенный поиск
Постановление Администрации Костромской области от 09.10.2006 № 80-аАДМИНИСТРАЦИЯ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 9 октября 2006 г. N 80-а Утратил силу - Постановление Администрации Костромской области от 08.02.2011 г. N 24-а Об упорядочении контроля за расходом и отпуском электрической энергии С целью упорядочения контроля за расходом электрической энергии, а также отпуском ее сторонним потребителям, снижения размера потерь в соответствии со статьями 8, 11 Федерального закона от 3 апреля 1996 года № 28-ФЗ "Об энергосбережении", статьями 4, 12, 16 Закона Костромской области от 6 декабря 1999 года № 70-ЗКО "Об энергосбережении на территории Костромской области", пунктами 1.5.2, 1.5.3, 1.5.4, 1.5.6 Правил устройства электроустановок, утвержденных Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 20 октября 1977 года, пунктом 2.11.2 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 января 2003 года № 6, пунктом 2.3 Правил учета электрической энергии, утвержденных Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 19 сентября 1996 года и Министерством строительства Российской Федерации 26 сентября 1996 года, администрация Костромской области ПОСТАНОВЛЯЕТ: 1. Утвердить прилагаемое положение о контроле за расходом и отпуском электрической энергии (далее - Положение). 2.Региональной службе по тарифам Костромской области (Подкопаева Н.Р.) при проверке расчетов, представляемых финансируемыми из областного бюджета организациями, для установления лимитов потребления электрической энергии, а также при осуществлении контроля за ее расходованием руководствоваться Положением. 3. Рекомендовать: 3.1. Главам муниципальных образований области, на территории которых поставка (передача) электрической энергии потребителям производится органами местного самоуправления или их специализированными предприятиями: 3.1.1. Привести документы, определяющие порядок контроля за расходом электрической энергии, а также отпуском ее сторонним потребителям, в соответствие с Положением; 3.1.2. При расчете и утверждении тарифа на содержание и ремонт жилых помещений, находящихся на обслуживании предприятий ЖКХ, предусматривать ежегодное выделение средств на поверку, замену или установку квартирных и групповых (общедомовых) приборов учета электрической энергии. 3.2. Хозяйствующим субъектам, осуществляющим поставку, а также передачу электрической энергии на территории Костромской области: 3.2.1. При осуществлении контроля за отпуском электрической энергии потребителям, заключении договоров электроснабжения и исполнении по ним обязательств, а также в других случаях руководствоваться Положением. 3.2.2. Разработать и согласовать с региональной службой по тарифам Костромской области программы по совершенствованию учета электрической энергии, в которых предусматривать первоочередную установку недостающих технических (контрольных) средств группового учета в головных частях выделенных локальных участков сетей. С целью компенсации затрат, связанных с реализацией данных программ, предусматривать при расчете тарифа включение инвестиционной составляющей. 3.3. Организациям, осуществляющим на территории Костромской области энергетические обследования, при их проведении руководствоваться Положением. 4.Контроль за исполнением настоящего постановления оставить за главой администрации (губернатором) области В.А. Шершуновым. 5.Постановление вступает в силу со дня его подписания и подлежит официальному опубликованию. Губернатор области В.А.Шершунов Приложения: УТВЕРЖДЕНО постановлением администрации Костромской области от 09.10.2006г. № 80-а Положение о контроле за расходом и отпуском электрической энергии 1. Настоящим Положением устанавливаются общие принципы, правила и методики проведения исполнительными органами государственной власти области и организациями, финансируемыми из областного бюджета, (далее – организации) контроля за расходом электрической энергии и ее отпуском (перепродажей) сторонним потребителям. 2. Положение разработано на основании Федерального закона от 3 апреля 1996 года № 28-ФЗ «Об энергосбережении», Закона Костромской области от 6 декабря 1999 года № 70-ЗКО «Об энергосбережении на территории Костромской области», главы 1.5 Правил устройства электроустановок, утвержденной Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР от 20 октября 1977 года, Правил учета электрической энергии, утвержденных Министерством топлива и энергетики Российской Федерации от 19 сентября 1996 года и Министерством строительства Российской Федерации от 26 сентября 1996 года, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 января 2003 года № 6, приказа Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 4 октября 2005 года № 267 «Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», рабочего документа РД 34.09.101-94 РАО «ЕЭС России», типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении, утвержденной Главгосэнергонадзором России от 2 декабря 1994 года. 3. Настоящее Положение применяется исполнительными органами государственной власти области и организациями – владельцами наружных электрических сетей, а также питающих и распределительных сетей внутри зданий, к которым присоединены сторонние потребители в следующих случаях: - для осуществления контроля за расходом и отпуском электрической энергии; - при заключении договоров электроснабжения и исполнении по ним обязательств; - при выполнении расчетов по определению объемов электропотребления и их нормированию; - при проведении энергетических обследований и составлении энергетических паспортов организаций, - для определения объемов потерь электрической энергии в сетях. Установленные настоящим Положением методики могут применяться и в других случаях, связанных с поставкой, передачей (транспортировкой) и потреблением электрической энергии. 4. Контроль за расходом электрической энергии обеспечивается путем периодического, не реже одного раза в квартал, составления балансов ее общего количества, использованного всей организацией и израсходованного отдельными ее помещениями (токоприемниками). Если от сетей организации обеспечиваются электроэнергией сторонние потребители, то в составляемых балансах учитывается их потребление. С целью упрощения расчетов и повышения точности получаемых в результате их проведения данных о расходе электрической энергии, сложные разветвленные схемы электроснабжения условно делятся на отдельные локальные участки с минимально возможным количеством присоединенных потребителей, в том числе сторонних (приложения № 1, № 4 к настоящему Положению). 5. Количество электрической энергии, израсходованной помещениями (токоприемниками) организации и сторонними потребителями (далее – потребленная электрическая энергия), в составляемых балансах учитывается в соответствии с показаниями приборов учета, регистрирующих расход электрической энергии помещениями (токоприемниками) организации и сторонними потребителями данного локального участка (далее – индивидуальные приборы учета). При формировании балансов количество электрической энергии, прошедшей через головную часть выделенного локального участка (далее – отпущенная электрическая энергия), учитывается на основании приборов учета, установленных в головных частях локальных участков (далее – групповые приборы учета). 6. Небаланс, который может быть допустимым и фактическим, определяется как разница между количеством отпущенной и потребленной электрической энергией. Допустимый небаланс равен потерям электрической энергии в сетях, которые определяются расчетным путем в соответствии с приложениями № 2, № 3, № 4 к настоящему Положению. Фактический небаланс равен разности между отпущенной и потребленной электрической энергией, зарегистрированной средствами соответственно группового и индивидуального учета. Превышение фактического небаланса над допустимым свидетельствует о наличии безучетного потребления. Величина выявленного превышения, соответствующая количеству неучтенной электроэнергии, допредъявляется потребителю (потребителям), у которого достоверно установлен факт безучетного потребления (приложение №1 к настоящему Положению). 7. В том случае, когда составить баланс или достоверно установить величину фактического небаланса не представляется возможным, то при выявлении факта нарушения расчетного учета у потребителя допускается определять использованное им количество неучтенной электроэнергии по среднесуточному потреблению предыдущих расчетных периодов и (или) последующих периодов после восстановления учета. За начало бесприборного учета принимается время, когда стало достоверно известно обеим сторонам по договору электроснабжения о нарушении расчетного учета. 8. В случае несовпадения установленной договором электроснабжения точки схемы электроснабжения, где осуществляется передача электрической энергии потребителю, с местом установки средств расчетного учета, количество учтенной ими электроэнергии увеличивается (уменьшается) на величину технологических потерь участка сети, расположенного между указанными точками схемы. Размер потерь определяется в соответствии с приложениями №2, №4 к настоящему Положению. 9. При составлении балансов, не связанных с проведением расчетов за поставляемую электрическую энергию, допускается производить определение потерь и количество электрической энергии, расходуемой на освещение мест общего пользования многоквартирных домов на основании укрупненных нормативов (приложения №3, 4 к настоящему Положению). ___________________________ Приложение №1 к положению о контроле за расходом и отпуском электрической энергии Методика составления баланса отпущенной и потребленной электрической энергии Целью составления баланса является проведение анализа достоверности учета электрической энергии, а также выявление фактов безучетного электропотребления и определения его количества. Баланс отпущенной и потребленной электроэнергии, составляемый для каждого отдельно взятого локального участка сети не реже одного раза в квартал, выражается формулой: Эот = Эа + НБ, кВт•час. Эот – количество отпущенной электрической энергии, кВт•час, зарегистрированное за расчетный период прибором группового учета, установленным в головной части локального участка. Эа – количество потребленной электрической энергии, кВт•час, зарегистрированное за расчетный период установленными у потребителей данного локального участка индивидуальными приборами учета. НБ – небаланс, кВт•час Допустимый небаланс (НБд) равен потерям электрической энергии в сетях (dЭ), к которым относятся: - технологические потери электрической энергии в элементах схемы; - погрешность средств учета; - бесприборное потребление систем освещения мест общего пользования многоквартирных домов. Потери электрической энергии в сетях условно подразделяются на переменные (dЭпер), размер которых пропорционален количеству потребленной электрической энергии, и постоянные (dЭпост), не зависящие от величины присоединенной нагрузки. НБд = dЭ = dЭпост + dЭпер, кВт•час, или: НБд = dЭпост +b•Эа /100, кВт•час. d% = dЭпер•100/Эа – переменные потери, выраженные в % от полезного потребления. Структура переменных и постоянных потерь, а также методики их расчета определяются в соответствии с приложениями №2 и №3 к Положению. Расчет размера постоянных потерь в натуральном выражении и переменных в процентах производится для каждого локального участка единожды. Первоначально определенные значения переменных и постоянных потерь используются в дальнейшем в периодически составляемых балансах (приложения № 2, № 3, № 4 к Положению). Фактический небаланс (НБф) определяется при составлении по каждому локальному участку сети периодических балансов как разница между отпущенной (Эот.ф) и потребленной электроэнергией (Эа.ф), зарегистрированной средствами соответственно группового и индивидуального учета. НБф = Эот.ф – Эа.ф , кВт•час. Фактический небаланс должен быть меньше или равен допустимому (НБф <= НБд). Невыполнение данного условия свидетельствует о наличии безучетного потребления, для выявления которого необходимо разработать и реализовать мероприятия по проверке технического состояния средств учета и их схем подключения, а также обнаружению возможных фактов хищений электрической энергии. Данные работы могут выполняться как собственным персоналом, так и путем привлечения на договорной основе сторонних хозяйствующих субъектов, специализирующихся на проведении энергетических обследований. После устранения выявленного факта (фактов) нарушения расчетного учета производится составление поверочного баланса за последующий расчетный период. Если принятые меры не привели к полному восстановлению баланса, это свидетельствует о том, что не все имевшие место факты безучетного потребления были выявлены и устранены. В этом случае необходимо произвести перерасчет первоначально установленного количества неучтенной электроэнергии путем его уменьшения на величину превышения фактического небаланса над допустимым, определенную при составлении поверочного баланса. Одновременно следует продолжить работу по выявлению неустановленных фактов безучетного потребления. Откорректированное количество неучтенной электрической энергии допредъявляется потребителю, у которого был установлен факт нарушения учета. В случае, если нарушение учета было установлено одновременно у нескольких потребителей, количество неучтенной электроэнергии распределяется между данными потребителями пропорционально их потреблению, имевшему место в расчетных периодах, предшествующих нарушению учета и (или) периодах после его восстановления. Приложение №2 к положению о контроле за расходом и отпуском электрической энергии Методика расчета потерь электрической энергии в сетях Как отмечалось в приложении №1 к Положению, допустимый небаланс равен потерям электрической энергии в сетях (dЭ), к которым относятся: - технологические потери электрической энергии в элементах схемы; - погрешность средств учета; - бесприборное потребление систем освещения мест общего пользования многоквартирных домов. Перечисленные составляющие определяются расчетным путем. Необходимо отметить, что расход электрической энергии на освещение мест общего пользования многоквартирных домов может быть учтен приборами. Однако в преобладающем большинстве случаев учет потребления электрической энергии системами освещения мест общего пользования многоквартирных домов в населенных пунктах Костромской области не организован. По этой причине данная составляющая, как правило, определяется расчетным путем. Потери электрической энергии в сетях подразделяются на постоянные (dЭпост), не зависящие от величины присоединенной нагрузки, и переменные (dЭпер), размер которых пропорционален количеству электроэнергии, проходящему по сети. Или: НБд = dЭ = dЭпост + dЭпер , кВт•час. 2.1. Постоянные составляющие – это потери холостого хода (в магнитопроводах) трансформаторов (dЭтр.пост ) и потребление мест общего пользования многоквартирных домов (dЭмоп). Или: dЭпост = dЭтр.пост + dЭмоп , кВт•час. Величина постоянных потерь рассчитывается в натуральном выражении единожды. В дальнейшем при определении допустимого небаланса используется первоначально рассчитанное их значение. 2.1.1. Потери холостого хода в трансформаторах относятся к технологическим потерям. Размер постоянных потерь электроэнергии отдельно взятого трансформатора определяется по формуле: dЭа.тр.пост. = dРх.х•Тп , кВт•час. dРх.х – мощность потерь холостого хода трансформатора, кВт. Принимается в соответствии с таблицей 2.1, прилагаемой к настоящей методике. Тп – фактическое время работы трансформатора под напряжением за расчетный период, час. Если рассматриваемый локальный участок содержит большое количество трансформаторов, расчет сводится в таблицу: |—————————————————|—————————————————|—————————————————|—————————————————|—————————————————| | № п/п | Sтр | dРхх | Тп | dЭа.тр.пост | | | кВ•А | кВт | час | кВт•час | |—————————————————|—————————————————|—————————————————|—————————————————|—————————————————| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |—————————————————|—————————————————|—————————————————|—————————————————|—————————————————| | | | | | | |—————————————————|—————————————————|—————————————————|—————————————————|—————————————————| Всего:_________________ 2.1.2. Количество электрической энергии, расходуемой на освещение мест общего пользования (лестничных площадок, тамбуров, подвалов, чердаков, придомовой территории) многоквартирных домов (dЭмоп). При наличии приборов учета ее количество определяется на основании их показаний. При их отсутствии – расчетным путем, исходя из мощности установленных осветительных приборов и времени их работы по формуле: dЭмоп = СуммаРу•Ту + СуммаРп•Тп+ СуммаРч•Тч + СуммаРл•Тл, кВт•час. Ту, Тп, Тч, Тл – время работы осветительных приборов за расчетный период, час, соответственно придомовой территории, подвалов, чердаков, лестничных площадок и чердаков принимается на основании фактических данных. При их отсутствии расчет производится, исходя из продолжительности работы освещения лестничных площадок и тамбуров (Тл) в темное время суток. Суточная длительность функционирования осветительных приборов придомовых территорий (Ту) принимается с учетом наличия сумеречного времени, которое составляет 1 час. Продолжительность работы наружного освещения меньше темного времени суток на 1 час. Для условий Костромской области длительность темного времени суток принимается в соответствии с таблицей 2.2, прилагаемой к настоящей методике. В случае, если фактический расчетный период не совпадает с указанным в таблице 2.2, прилагаемой к настоящей методике, производится корректировка продолжительности темного времени суток путем принятия соответствующих соразмерных значений. Длительность работы осветительных приборов, установленных в подвалах и чердаках, зависит от назначения использования этих помещений. В расчетах принимается фактическая продолжительность их работы, которая определяется путем проведения мониторинга. СуммаРу, СуммаРп, СуммаРч, СуммаРл – суммарная мощность осветительных приборов, кВт, установленных в местах общего пользования, соответственно для освещения лестничных площадок, тамбуров, придомовой территории, подвалов и чердаков. В случае, если отсутствует информация о мощности используемых источников света, рекомендуется принимать мощность одной светоточки: Рл=Рп=Рч=0,06 кВт, Ру=0,25 кВт. При отсутствии данных о количестве осветительных приборов, установленных в тамбурах и на лестничных площадках, расчет их суммарной мощности (СуммаРл) допускается производить по формуле: СуммаРл = dр•СуммаF, кВт. dр=0,01 кВт/м2 – удельная мощность освещения тамбуров лестничных площадок. СуммаF – суммарная площадь лестничных площадок и тамбуров, м2. 2.2. Переменные составляющие – это потери, обусловленные погрешностями приборов учета (dЭпр), и нагрузочные технологические потери в элементах сетей. К последним относятся потери короткого замыкания (в обмотках) силовых трансформаторов (dЭа.тр.пер), наружных линиях электропередач (dЭа.л) и внутренних электропроводках (dЭвэп). Или: dЭпер =dЭпр+ dЭа.тр.пер + dЭа.л + dЭвэп , кВт•час. С целью упрощения последующих расчетов, связанных с периодическим составлением балансов, переменные составляющие потерь, определяемые по нижеприведенной методике, выражают в процентах (?%) от полезного потребления (Эа). Или: d%=dЭпер•100%/Эа ,%. В дальнейшем в периодически составляемых балансах, а также в других случаях величину переменной составляющей определяют через первоначально установленный процент. Или: dЭпер= d%•Эа/100, кВт•час. 2.2.1. Нагрузочные технологические потери в наружных линиях электропередач. С целью определения потерь в линиях электропередач их условно разделяют на расчетные участки, имеющие одинаковые нагрузку, и сечение проводов. Размер потерь отдельно взятого расчетного участка линии электропередач, выполненной в трехфазном исполнении, определяется по формуле: 2 2 Эа • Кф • 1,1 • p20 • L dЭа.л.= -----------------------, кВт•час. 2 2 Uн • cos f • Тп • q Эа – активная энергия, прошедшая за расчетный период к потребителям через расчетный участок линии электропередач (кВт•час). Кф – коэффициент формы графика нагрузки определяется расчетным путем на основании данных, полученных путем проведения измерений. При отсутствии данных принимаются следующие значения: - для 3-х сменной работы Кф = 1,05; - для 1-но сменной работы Кф = 1,25; - для объектов жилья, соцкультбыта и бюджетных учреждений Кф = 1,1. 1,1 – коэффициент, учитывающий скрутку и расположение жил, сопротивление контактов, провис провода или непрямолинейность кабеля, температуру проводника, поверхностный эффект сопротивления. p20 – удельное сопротивление жилы при 20 градусах C, Ом•мм2/м. Рекомендуется принимать следующие значения: - для меди p20=0,0175 Ом•мм2/м; - для алюминия p20=0,0295 Ом•мм2/м; - для стали p20=0,12 Ом•мм2/м. L – длина расчетного участка линии, км. Uн – номинальное линейное напряжение трехфазной сети, кВ. cosf – коэффициент мощности принимается на основании результатов измерений. При их отсутствии рекомендуются следующие значения: - для городских потребителей cosf=0,9; - для потребителей, расположенных в сельской местности cosf=0,8; Тп – фактическое время работы линии под напряжением за расчетный период, час. q – сечение проводника участка линии, мм2. Если линия выполнена в двухпроводном (однофазном) исполнении, расчет потерь производится по формуле: 2 2 2 • Эа • Кф • 1,1 • p20 • L dЭа.л. = ------------------------------, кВт•час. 2 2 Uнф • cos f • Тп • q Uнф – номинальное напряжение однофазной сети, кВ. В случае наличия большого количества расчетных участков определение потерь сводится в таблицу: |—————————|—————————|————————|———————————|————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| | № п/п | Эа | Кф | p20 | L | Uн | сosf | Тп | q | dЭа.л. | | | кВт•час | | Ом•мм2/м | км | кВ | | час | мм2 | кВт•час | |—————————|—————————|————————|———————————|————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 6 | 7 | 8 | 9 | |—————————|—————————|————————|———————————|————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| | | | | | | | | | | | |—————————|—————————|————————|———————————|————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| Всего:__________ 2.2.2. Нагрузочные технологические потери во внутренних электропроводках (dЭвэп) определяются в соответствии с пунктом 2.2.1 настоящей методики. При наличии большого количества расчетных участков их определение также сводится в таблицу: |—————————|—————————|————————|———————————|————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| | № п/п | Эа | Кф | p20 | L | Uн | сosf | Тп | q | dЭвэп | | | кВт*час | | Ом*мм2/м | км | кВ | | час | мм2 | кВт*час | |—————————|—————————|————————|———————————|————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 6 | 7 | 8 | 9 | |—————————|—————————|————————|———————————|————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| | | | | | | | | | | | |—————————|—————————|————————|———————————|————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| Всего:__________ 2.2.3. Нагрузочные технологические потери в силовых трансформаторах (dЭа.тр.пер). Размер нагрузочных потерь в отдельно взятом трансформаторе определяется по формуле: 2 2 Эа • dРк.з • Кф dЭа.тр пер.= --------------------, кВт•час. 2 2 Sтр • cos f • Тр dРк.з – потери короткого замыкания трансформатора, кВт. Принимаются в соответствии с таблицей 2.1, прилагаемой к настоящей методике. Sтр – полная номинальная мощность трансформатора, кВА. Тр – время работы трансформатора под нагрузкой за расчетный период, принимается на основании фактических данных. При их отсутствии рекомендуются следующие значения: - при односменной работе Тр=200 час в месяц; - при двухсменной работе Тр=450 час в месяц; - при трехсменной работе Тр=700 час в месяц; - для объектов жилья, соцкультбыта и бюджетных учреждений Тр=400 час в месяц. Если рассматриваемый локальный участок содержит большое количество трансформаторов, расчет сводится в таблицу: |———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————| | № п/п | Sтр | dРк.з | Эа | Кф | сosf | Тр |dЭа.тр.пер | | | кВА | кВт | кВт•час | | | час | кВт•час | |———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————| | | | | | | | | | |———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————|———————————| Всего:________ 2.2.4. Потери, обусловленные погрешностями средств учета ( dЭпр). Максимально возможные потери электрической энергии, обусловленные наличием погрешности средств учета, определяются по формуле: dЭпр = bпр•Эа/100, кВт•час. Эа – количество электрической энергии, использованное всеми потребителями локального участка за расчетный период, кВт•час. bпр – суммарная предельная погрешность средств учета локального участка сети, выраженная в %, определяется по формуле: 2 2 2 1/2 bпр = ( (Сумма bi * ki ) + bик) , % Ki – доля каждого потребителя в общем потреблении электроэнергии, определяется по формуле: Ki = Эаi/Эа. Эаi – количество электроэнергии, потребленное i- м потребителем. bик, bi – предельная погрешность измерительного комплекса соответственно группового учета и индивидуального, установленного у i-го потребителя, выраженная в %, определяется по формуле: 2 2 2 1/2 bик= 1,1 * (bсч + bтт + bтн) , % 2 2 2 1/2 bi = 1,1 * (bсчi + bттi + bтнi) , % bcч, bтт, bтн – предельная относительная погрешность, выраженная в %, соответственно прибора учета, измерительных трансформаторов тока и напряжения принимается равной их классу точности согласно паспортным данным. При отсутствии данных допускается принимать для счетчиков индукционного типа выпуска до 2000г. – bсч=2,5, изготовленных позднее этого срока – bсч=2,0, для электронных счетчиков – bсч=1,0 для трансформаторов тока - bтт=0,5, для трансформаторов напряжения - bтн= 0,5. Если присоединенные к данному локальному участку сети потребители имеют более 5-ти точек учета, погрешность расчетных средств учета, регистрирующих количество потребленной электроэнергии, допускается не учитывать. В этом случае при проведении практических расчетов предельная погрешность рассматриваемого локального участка принимается равной погрешности установленного в его головной части измерительного комплекса, учитывающего количество отпущенной электроэнергии. Или: bпр = buk . Таблица 2.1 |————————————————————|——————————————|———————————————————————————|————————————————————|——————————|——————————————| | ТИП |Мощность кВ*А | Верхний предел номи- | Потери, кВт | Ток | Напряжение | | | | нального напряжения | | х.х., | к.з.на | | | | обмоток., кВ | | % | номинал. | | | | | | | ступени,% | |————————————————————|——————————————|———————————————————————————|————————————————————|——————————|——————————————| |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| | | | вн | нн | Х.Х. | К.З. | | | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-5/6*77 | 5 | 6 | 0,4 | 0,05 | 1,185 | 10 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-5/10* | 5 | 10 | 0,4 | 0,09 | 1,185 | 10 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМИ 0/6* | 10 | 6 | 0,4 | 0,105 | 0,335 | 10 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-10/10* | 10 | 10 | 0,4 | 0,14 | 0,335 | 10 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-20/6* | 20 | 6,3 | 0,4 | 0,18 | 0,6 | 9 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТСМ-20/6* | 20 | 6,3 | 0,4 | 0,155 | 0,515 | 9,5 | 4,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-20/10* | 20 | 10 | 0,4 | 0,22 | 0,6 | 10 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-25/6 | 25 | 6,3 | 0.4,0.23 | 0,125 | 0,69 | 3,2 | 4.5-4.7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТСМ-20/10* | 20 | 10 | 0,4 | 0,155 | 0,515 | 9,5 | 4,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-25/10 | 25 | 10 | 0.4,0.23 | 0,125 | 0,69 | 3,2 | 4.5-4.7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТНЗ-25/10 | 25 | 10 | 0.4,0.23 | 0,12 | 0,49 | 3 | 4,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-30/6* | 30 | 6,3 | 0,4 | 0,25 | 0,85 | 8 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-30/10* | 30 | 10 | 0,4 | 0,3 | 0,85 | 9 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТСМ-35/6* | 35 | 6,3 | 0,4 | 0,23 | 0,83 | 8,5 | 4,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТСМ-35/10* | 35 | 10 | 0,4 | 0,23 | 0,83 | 8,5 | 4,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-40/6 | 40 | 6,3 | 0,23 | 0,24 | 0,88 | 4,5 | 4,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-40/10 | 40 | 10 | 0,4 | 0,18 | 1 | 3 | 4.5-4.7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТНЗ-40/10 | 40 | 3;6;10 | 0.4;0.23 | 0,15 | 0,85 | 3 | 4,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-50/10* | 50 | 10 | 0,4 | 0,44 | 1,325 | 8 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-50/20* | 50 | 20 | 0,4 | 0,5 | | 9 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-63/6 | 63 | 6,3 | 0.4;1.23 | 0,36 | 1,47 | 4,5 | 4,7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-63/10 | 63 | 10 | 1.4;0.23 | 0,265 | 1,47 | 2,8 | 4.5-4.7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-63/20 | 63 | 20 | 0.4;0.23 | 0,29 | 1,47 | 4,43 | 05.05.03 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТСМ –100/6 | 100 | 6,3 | 0.4;0.23 | 0,365 | 2,27 | 2,6 | 4.5-4.7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-100/10 | 100 | 10 | 1.4;0.23 | 0,365 | 2,27 | 2,6 | 4.5-4.7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ –100/35 | 100 | 20;35 | 0.4;0.23 | 0,465 | 2,27 | 4,16 | 6.5-6.8 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-100/6-10 | 160 | 6.3;10 | 0.4;0.23 | 0,54 | 3,1 | 2,4 | 4.5-4.7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-160/6-10 | 160 | 6,3;10 | 0,4;0,23;0,69 | 0,54 | 3,1 | 2,4 | 4,5-4,7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-160/35 | 160 | 35 | 0.4;0.23 | 0,66 | 3,1 | 2,4 | 6.5-6.8 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-180/6 | 180 | 6,3 | 0,525 | 1 | 4 | 6 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-180/10 | 180 | 10 | 0,525 | 0,8 | 3,2 | 6 | 4,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-180/35* | 180 | 35 | 10,5 | 1,5 | 4,1 | 8 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-250/10 | 250 | 10 | 0.4;0.23 | 1,05 | 4,2 | 2.3-3.68 | 4.5-4.7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-250/35 | 250 | 35 | 0.4;0.23 | 0,96 | 4,2 | 2,3 | 6.5-6.8 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-320/35* | 320 | 35 | 10,5 | 2,3 | 6,2 | 7,5 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-400/10 | 400 | 10 | 0.4;0.23 | 1,08 | 5,9 | 2.1-3.0 | 4,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-400/35 | 400 | 35 | 0.4;0.23 | 1,35 | 5,9 | 2,1 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-560/35* | 560 | 35 | 10,5 | 3,35 | 9,4 | 6,5 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМН-560/35* | 560 | 35 | 0,4 | 6 | 10,5 | - | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-630/10 | 630 | 10 | 0.4;0.23;0.69 | 1,68 | 8,5 | 2.0-3.0 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-630/35 | 630 | 20;35 | 0.4;11 | 2 | 7,6 | 2 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-630/20-35 | 630 | 20;35 | 0.4;10.5 | 2,45 | 6,3 | 1,97 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1000/6 | 1000 | 6,3 | 0,4 | 2,75 | 12,2 | 1,5 | 8 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1000/10 | 1000 | 10 | 0,4 | 2,1 | 12,2 | 1.4-2.8 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1000/35* | 1000 | 35;20 | 10,5 | 5,1 | 15 | 5,5 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1000/35 | 1000 | 20 | 1.4;10.5 | 2,75 | 12,2 | 1,5 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1000/35 | 1000 | 35 | 0.4;10.5 | 2,75 | 10,6 | 1,4 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМН-1000/35* | 1000 | 35 | 10,5 | 6 | 14 | - | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМН-1000/35 | 1000 | 35 | 11 | 2,75 | 11,6 | 1,5 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1600/10 | 1600 | 10 | 0,4 | 3,3 | 18 | 1.3;2.6 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1600/10 | 1600 | 10 | 6,3 | 3,3 | 16,5 | 1,3 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1600/35 | 1600 | 35 | 10,5 | 3,65 | 18 | 1,4 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТНЗ-1600/10 | 1600 | 10 | - | | | - | - | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМН-1600/35 | 1600 | 35 | 11 | 3,65 | 18 | 1,4 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1800/10* | 1800 | 10 | 6,3 | 8 | 24 | 4,5 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-1800/35* | 1800 | 35 | 10,5 | 8,3 | 24 | 5 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМН-1800/35* | 1800 | 35 | 10,5 | 9 | 24 | - | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМН-2500/10 | 2500 | 10 | - | | | - | - | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-2500/35 | 2500 | 35 | 10,5 | 5,1 | 25 | 1,1 | 6,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМН-2500/110 | 2500 | 110 | 6.6;11;12 | 6,5 | 22 | 1,5 | 10,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТДН-2500/110* | 2500 | 110 | 11 | 16 | 23 | 6 | 10 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТАМН-2500/110* | 2500 | 110 | 11 | 16 | 23 | 6 | 10 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТДН-2500/150* | 2500 | 150 | 11 | 17 | 26,5 | 6 | 11 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТАМН-2500/150* | 2500 | 150 | 11 | 17 | 26,5 | 6 | 11 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-3200/10* | 3200 | 10 | 6,3 | 11 | 37 | 4 | 5,5 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМ-3200/35* | 3200 | 38,5 | 10,5 | 11,5 | 37 | 4,5 | 7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| |ТМН-3200/35* | 3200 | 35 | 10,5 | 13,2 | 34 | | 7 | |————————————————————|——————————————|———————————|————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————————| Таблица 2.2. |—————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |Расчетный период| 1 | 2 | 3 | 1кв. | 4 | 5 | 6 | 2кв. | 7 | 8 | 9 | 3кв. | 10 | 11 | 12 | 4кв | Год | |(месяц) | | | | | | | | | | | | | | | | | | |—————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |Продолжительность | 16,1 | 14,3 | 12,1 | 13,9 | 9,6 | 7,7 | 7,3 | 8,7 | 7,3 | 9,1 | 11,3 | 9,5 | 13,6 | 15,7 | 16,7 | 14,7 | 11,7 | |среднесуточного | | | | | | | | | | | | | | | | | | |темного времени (час)| | | | | | | | | | | | | | | | | | |—————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| Приложение №3 к положению о контроле за расходом и отпуском электрической энергии Методика расчета потерь электроэнергии на основании укрупненных нормативов При проведении ориентировочных расчетов по контролю за расходом и отпуском электрической энергии, не связанных с осуществлением ее оплаты, допускается производить определение потерь электрической энергии в сетях на основании укрупненных нормативов. К потерям электрической энергии в сетях (dЭ), обуславливающим наличие небаланса (НБ), относятся следующие составляющие: - технологические потери электрической энергии в элементах схем электроснабжения; - погрешность средств учета; - бесприборное потребление систем освещения мест общего пользования многоквартирных домов. Названные составляющие подразделяются на постоянные (dЭпост) и переменные (dЭпер). Или: НБ = dЭ = dЭпост + dЭпер, кВт•час. 3.1. Постоянные составляющие (dЭпост) не зависят от величины нагрузки. Единожды определенный в натуральном выражении их размер в дальнейшем используется в периодически составляемых балансах. К постоянным составляющим относятся потери холостого хода (в магнитопроводах) трансформаторов (dЭа.тр.пост) и потребление осветительных приборов, установленных в местах общего пользования многоквартирных домов (?Эмоп). dЭпост = dЭа.тр.пост + dЭмоп , кВт•час. 3.1.1. Постоянные потери в силовых трансформаторах, которые являются технологическими потерями, рассчитываются по формуле: dЭа.тр.пост. = 2,99•Тп•СуммаSтр , кВт•час. Тп – время работы трансформатора под напряжением за расчетный период, час. СуммаSтр – суммарная мощность силовых трансформаторов локального участка сети, МВА. 3.1.2. Количество электрической энергии, расходуемой на освещение мест общего пользования многоквартирных домов, для условий Костромской области определяется следующим образом: dЭмоп. = dwмоп•F, кВт•час F – общая площадь квартир жилого дома, м2. dwмоп – удельный норматив электропотребления мест общего пользования на 1м2 жилой площади многоквартирного дома принимается в соответствии с прилагаемой таблицей 3.1. Таблица 3.1. |———————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————| |Расчетный период | 1 | 2 | 3 | 1кв. | 4 | 5 | 6 | 2кв. | 7 | 8 | 9 | 3кв. | 10 | 11 | 12 | 4кв. | Год | |———————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————| |Удельный норматив| 0,62 | 0,55 | 0,47 | 1,6 | 0,37 | 0,3 | 0,26 | 1,0 | 0,28 | 0,35 | 0,44 | 1,1 | 0,52 | 0,6 | 0,64 | 1,7 | 5,4 | |электропотребления | | | | | | | | | | | | | | | | | | |МОП (dwмоп) | | | | | | | | | | | | | | | | | | |кВт•час/м2 | | | | | | | | | | | | | | | | | | |———————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|——————| Примечание: МОП – места общего пользования. В случае, если фактический расчетный период не совпадает с указанным в таблице 3.1, прилагаемой к настоящей методике, производится корректировка удельного норматива электропотребления мест общего пользования путем принятия соответствующих соразмерных значений. З.2. Переменные составляющие (dЭпер) напрямую зависят от количества электрической энергии, проходящей по локальному участку. К ним относятся нагрузочные потери в наружных сетях напряжением (6-10) кВ (dЭсн), сетях низкого напряжения 0,4 кВ (dЭнн), внутренних электропроводках (dЭвэп) и потери, обусловленные погрешностями средств учета (dЭпр). Или: dЭпер = dЭсн + dЭнн + dЭвэп + dЭпр , кВт•час. Переменные составляющие выражаются в процентах от полезного потребления (Эа): d% = dЭпер• 100/Эа , %. В дальнейшем при проведении расчетов размер переменных потерь определяется через первоначально установленный их процент. 3.2.1. Нагрузочные потери в наружных сетях напряжением (6-10) кВ (dЭсн) определяются по формуле: dЭсн = 0.0071•Эа, кВт•час. Эа – активная энергия, кВт•час, потребленная за расчетный период присоединенными к данному локальному участку сети потребителями. 3.2.2. Нагрузочные потери в наружных сетях низкого напряжения (dЭнн) и внутренних электропроводках (dЭвэп) определяются по формуле: dЭнн(dЭвэп)=dwнн•L , кВт•час – для наружных и внутренних сетей трехфазного исполнения. dЭнн(dЭвэп)=2•dwнн•L , кВт•час – для сетей и электропроводок однофазного исполнения. L – длина воздушной (кабельной) линии или внутренней электропроводки, км. dwнн – удельный норматив потерь на 1 км сетей низкого напряжения, кВт•час/км, принимается в соответствии с прилагаемой таблицей 3.2. Таблица 3.2. |————————————————————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| |Расчетный период | 1кв. | 2кв. | 3кв. | 4кв. | Год | |————————————————————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| |Удельный норматив потерь| 905 | 670 | 570 | 855 | 3000 | |(dwнн), кВт•час/км | | | | | | |————————————————————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| В случае, если фактический расчетный период не совпадает с указанными в таблице 3.2, прилагаемой к настоящей методике, производится корректировка удельного норматива потерь наружных и внутренних сетей низкого напряжения путем принятия соответствующих соразмерных значений. Данный метод не применяется для низковольтных сетей и внутренних электропроводок с сечением проводов менее 16 мм2. В случае определения потерь во внутренних электропроводках многоквартирных жилых домов (dЭвдэс) их количество рассчитывается по формуле: dЭвдэс= 0,005•Эа, кВт•час. Эа – количество электроэнергии, кВт•час, отпущенное потребителям жилого дома за расчетный период. 3.2.3. Потери, обусловленные погрешностями приборов учета (dЭпр), определяются по формуле: dЭпр = bпр•Эа/100, кВт•час. Эа – количество электрической энергии, принятое потребителями локального участка за расчетный период, кВт•час. В случае использования соответствующих установленным требованиям измерительных трансформаторов тока и напряжения класса точности – 0,5 и индукционных счетчиков электрической энергии класса точности - 2,5, данные о метрологической поверки которых отсутствуют, суммарная погрешность средств учета локального участка сети принимается bпр=2,5. Если класс точности индукционных счетчиков составляет 2.0 - bпр=2,0. При использовании электронных счетчиков - bпр=1,0. Приложение N 4 к положению о контроле за расходом и отпуском электрической энергии Пример составления балансов отпущенной и потребленной электрической энергии Организацией осуществляется поставка электрической энергии расположенным в городской местности 20 одноквартирным жилым домам усадебного типа и 40-квартирному жилому дому, присоединенным к находящимся в собственности организации электрическим сетям, к которым относятся воздушная и кабельная линия напряжением 0,4 кВ, трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ и воздушная линия напряжением 10 кВ. Дома усадебного типа, имеющие однофазную нагрузку, присоединены к отходящей от подстанции 10/04 кВ с трансформатором ТМ-160/10 (S = 160 кВА) тр воздушной низковольтной (U = 0,4 кВ) линии (ВЛ04-01) трехфазного исполнения с н проводом А-25 (q = 25 кв. мм, ро = 0,0295 Ом х кв. мм/м) длиной L = 0,6 км. 20 Ответвления к домам выполнены в однофазном исполнении (U = 0,22 кB) проводом н А-16 (q = 16 кв. мм, pо = 0,0295 Ом х кв. мм/м). Длина каждого ответвления 20 L = 0,02 км. Потребители равномерно распределены по длине линии. Через равные промежутки длиной L = 0,06 км выполнено два ответвления, к каждому из которых присоединено соответственно по одному жилому дому. Присоединенная нагрузка равномерно распределена по трем фазам ВЛ04-01. Многоквартирный пятиэтажный дом жилой площадью F = 2070 кв. м присоединен к подстанции через выполненную в трехфазном исполнении низковольтную кабельную линию (КЛ04-01) длиной L = 50 м сечением токоведущей жилы q = 70 кв. мм, изготовленной из алюминия (ро = 0,0295 Ом х кв. мм/м). 20 Трансформаторная подстанция 10/04 кВ присоединена к принадлежащему ОАО "Костромаэнерго" центру питания 110/35/10 кВ через воздушную линию (ВЛ10) с проводом АС-16 (q = 16 кв. мм, ро = 0,0295 Ом х кв. мм/м) напряжением U = 20 н 10 кВ, длиной L = 1,8 км. Расчеты между организацией и ОАО "Костромаэнерго" осуществляются на основании показаний измерительного комплекса (Wh ), установленного на границе 0 балансовой принадлежности, в распределительном устройстве 10 кВ названного центра питания. В состав комплекса (Wh ) входят измерительные трансформаторы 0 тока и напряжения класса точности - 0,5, электронный счетчик класса точности - 1,0. Оплата электроэнергии бытовыми потребителями производится организации в соответствии с показаниями индивидуальных однофазных счетчиков индукционного типа прямого включения класса точности - 2,5. Для организации контроля за количеством отпущенной и потребленной электроэнергии установлено два измерительных комплекса технического учета. Оба комплекса состоят из трансформаторов тока класса точности - 0,5 и электронных счетчиков класса точности - 1,0. Один из комплексов (Wh ), учитывающий 1 количество электрической энергии, отпущенной домам усадебного типа, установлен в головной части локального участка, в распределительном устройстве напряжения 0,4 кВ подстанции 10/04 кВ. Вторым комплексом (Wh ), смонтированным в 2 Распределительном устройстве 40-квартирного жилого дома, осуществляется Контроль за потреблением электрической энергии жителями этого дома. Вышеперечисленными средствами учета, данные о метрологической поверки которых отсутствуют, зарегистрировано за период с 01.01.2005 по 31.03.2005 следующее количество электрической энергии: - расчетными приборами учета, установленными у жителей 40-квартирного жилого дома Э = 19200 кВт х час, домов усадебного типа Э = 10800 кВт х час; а а - средствами технического (группового) учета, установленными в распределительном устройстве 40-квартирного жилого дома (Wh ) Э = 22000 кВт 2 от х час, распределительном устройстве напряжения 0,4 кВ трансформаторной подстанции (Wh ) Э = 11500 кВт х час; 1 от - измерительным комплексом расчетного учета, установленным на центре питания акционерного общества "Костромаэнерго" (Wh ) Э = 35000 кВт х час. 0 от С целью осуществления контроля за количеством электрической энергии, потребляемой абонентами, а также предъявляемой к оплате акционерным обществом "Костромаэнерго", данная сеть, представленная на схеме, условно разделяется на три локальных участка. ------------------| |40 квартирный дом| |----| | ---++Wh | | | || 2| | КЛ04-01 | |L---- | (70 кв. мм, 0,05 км) | L------------------ ТП 110/35/10 кВ | ---------------| ТП 10/0,4 кВ | ВЛ04-01(А-25, 0,6 км) | | ВЛ10 -----------| | | ----||(АС-16, 1,8 км)| ----|+-------/\ /\ /\ /\ /\ | |Wh ++---------------+ |Wh || | | | | | | | 0|| | | 1++--------+--------+--------+-)...(---+--------+ | L----| | L----|0,06 км |0,06 км |0,06 км | |0,06 км | L--------------- L----------- \/ \/ \/ \/ \/ ответвления к одноквартирным домам усадебного типа - 20 шт (А-16, 0,02 км). К локальному участку N 1 отнесена линия ВЛ04-01 с присоединенными к ней домами усадебного типа, локальному участку N 2 - 40-квартирный жилой дом, локальному участку N 3 - кабельная линия КЛ04-01, трансформаторная подстанция ТП 10/04 кВ и высоковольтная воздушная линия ВЛ10. 4.1. Баланс локального участка N 1 Схема локального участка N 1 Распредустройство 0,4 кВ ТП10/0,4 кВ ----------------------| | Wh | | 1 | | б = 1,0 | /\ /\ /\ /\ /\ Потребление | сч | | | | | | Э = 10800 кВт х час | б = 0,5 +--------+--------+--------+-)...(---+--------+ а | тт |0,06 км |0,06 км |0,06 км | |0,06 км | б = 2,5 |Э = 11500 кВт х час| \/ \/ \/ \/ \/ сч | от | L---------------------- ответвления к одноквартирным жилым домам усадебного типа - 20 шт (А-16, 0,02 км). В соответствии с методикой, установленной приложением N 2 к Положению, для определения допустимого небаланса (НБ ) локального участка производится расчет д потерь (дельтаЭ), которые будут иметь место в линии ВЛ04-01 (дельтаЭ ), а.л.м ответвлениях к вводам в жилые дома (дельтаЭ ), а также обусловленных а.л.отв наличием погрешности средств учета (дельтаЭ ). Перечисленные потери относятся пр к переменным составляющим баланса. 4.1.1. Нагрузочные технологические потери в наружных линиях электропередач состоят из потерь в воздушной линии ВЛ04-01 (дельтаЭ ) и ответвлениях а.л.м (дельтаЭ ). а.л.отв 4.1.1.1. Потери в воздушной линия ВЛ04-01 (дельтаЭ ). а.л.м Для проведения расчетов линия условно разделяется на расчетные участки, каждый из которых имеет одинаковую нагрузку. Данному условию соответствуют участки протяженностью L = 0,06 км, расположенные между соседними ответвлениями. Потери по каждому расчетному участку определяются по формуле: 2 2 Э х К х 1,1 х ро х L а ф 20 дельтаЭ = -------------------------- , кВт х час а.л 2 2 U х cos фи х Т х q н п Ввиду того, что к потребителям локального участка N 1 отнесены жилые дома усадебного типа, их электропотребление незначительно отличается друг от друга. Учитывая данное обстоятельство, а также с целью упрощения расчета размер потерь определяется не на основании фактического количества электрической энергии, прошедшей через каждый расчетный участок, а исходя из средней величины электропотребления жилого дома (Э ). а.о Э = Э / n, кВт х час. а.о а n = 20 - количество потребителей. Э = 10800 / 20 = 540 кВт х час. а.о Количество электрической энергии, прошедшей через расчетный участок, (Э ) а принимается, исходя из полученной средней величины потребления жилого дома (Э ). а.о Расчет сводится в таблицу. |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |N п/п |Э а |U н |К ф |ро 20 |L км | cosфи |Т н |Q кв. |дельтаЭ а.л.м| |расчет- ных|кВт-час |кВ | |Ом х кв.| | |час |мм |кВт х час | |участ- | | | |мм/м | | | | | | |ков | | | | | | | | | | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |1 |1080 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |0,4 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |2 |2160 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |1,6 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |3 |3240 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |4 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |4 |4320 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |6 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |5 |5400 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |10 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |6 |6480 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |14 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |7 |7560 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |19 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |8 |8640 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |26 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |9 |9720 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |32 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| |10 |10800 |0,4 |1,1 |0,0295 |0,06 |0,9 |2160 |25 |40 | |———————————|———————————|———————|————————|————————————|—————————|————————|————————————|—————————|——————————————————| Всего 153 кВт х час. 4.1.1.2. Потери в ответвлениях к вводам в жилые дома (дельтаЭ ). а.л.отв С целью упрощения расчета данных потерь их определение также производится не на основании фактической нагрузки каждого ответвления, а исходя из средней величины электропотребления жилого дома (Э = 540 кВт х час). а.о Потери в одном ответвлении (дельтаЭ ). а.л.о 2 2 2 х Э х К х 1,1 х ро х L а.о ф 20 дельтаЭ = -------------------------------- , кВт х час а.л.о 2 2 U х cos фи х Т х q н п 2 2 2 х 540 х 1,1 х 1,1 х 0,0295 х 0,02 дельтаЭ = ------------------------------------- = 0,34 кВт х час а.л.о 2 2 0,22 х 0,9 х 2160 х 16 Потери во всех ответвлениях (дельтаЭ ). а.л.отв дельтаЭ = дельтаЭ х n, кВт х час. а.л.отв а.л.о дельтаЭ = 0,34 х 20 = 7 кВт х час. а.л.отв Суммарные потери в линии ВЛ04-01 и ответвлениях: дельтаЭ = дельтаЭ + дельтаЭ , кВт х час. а.л. а.л.м а.л.отв дельтаЭ = 153 + 7 = 160 кВт х час. а.л. 4.1.2. Потери, обусловленные погрешностями средств учета (дельтаЭ ). пр Ввиду того, что количество расчетных приборов учета более 5-ти, суммарная предельная погрешность (б ) локального участка принимается равной погрешности пр установленного в распределительном устройстве напряжения 0,4 кВ подстанции 10/0,4 кВ измерительного комплекса (б ), регистрирующего количество ик электрической энергии, отпущенной потребителям. ___________ / 2 2 б = б = 1,1 х /б + б , %. пр ик \/ сч тт __________ / 2 2 б = 1,1 х /1 + 0,5 = 1,2%. пр \/ Потери от приборов учета (дельтаЭ ). пр дельтаЭ = б х Э / 100, кВт х час. пр пр а дельтаЭ = 1,2 х 10800 / 100 = 130 кВт х час пр Общие потери (дельтаЭ) локального участка N 1, обуславливающие наличие допустимого небаланса (НБ ), составят: д дельта Э = НБ = дельтаЭ + дельтаЭ , кВт х час. д а.л пр дельта Э = НБ = 160 + 130 = 290 кВт х час. д Данные потери относятся к переменным, которые выражаются в процентах. дельта% = 290 х 100 / 10800 = 2,7%. В дальнейшем при составлении последующих балансов по локальному участку N 1 расчет потерь не производится. Допустимый небаланс определяется через первоначально установленный в результате проведенных выше расчетов процент. НБ = 2,7 х Э / 100, кВт х час. д а Фактический небаланс определяется как разница количества электрической энергии (Э ), зарегистрированной измерительным комплексом технического учета от (Wh ) установленным в распределительном устройстве 0,4 кВ подстанции 10/04 кВ, 1 И суммарными показаниями индивидуальных (расчетных) приборов учета потребителей (Э ). Или: а НБ = Э - Э , кВт х час. ф от а НБ = 11500 - 10800 = 700 кВт х час. ф Условие, определенное приложением N 1 к Положению, НБ <= НБ по ф д локальному участку N 1 не выполняется. Количество электрической энергии неучтенной расчетными средствами учета (дельтаЭ ) составляет: н дельтаЭ = 700 - 290 = 410 кВт х час. н Для выявления неучтенного электропотребления необходимо разработать и реализовать мероприятия по проверке средств учета и их схем подключения, а также обнаружению возможных фактов хищения электрической энергии. При отсутствии возможности выполнить данные работы собственным персоналом, для их выполнения необходимо привлечь специализированные организации, осуществляющие энергетические обследования. Потребителям, у которых будет установлено нарушение учета, должно производится допредъявление в соответствии с методикой, определенной приложением N 1 к Положению. 4.2. Баланс локального участка N 2 ---------------------------------------------------------------------¬ ¦Распредустройство 0,4 кВ Потребление ¦ ¦ Wh Э = 19200 кВт х час ¦ ¦ 2 а ¦ ¦Э = 22000 кВт х час 40-квартирный жилой дом б = 2,5 ¦ ¦ от сч ¦ ¦ б = 0,5 ¦ ¦ тт ¦ ¦ б = 1,0 ¦ ¦ сч ¦ L--------------------------------------------------------------------- Для установления величины допустимого небаланса производится расчет составляющих баланса, которые не учитываются средствами расчетного учета. Данные составляющие подразделяются на постоянные (дельтаЭ ) и переменные пост (дельтаЭ ). К постоянным относится количество электрической энергии, пер расходуемой на освещение мест общего пользования (дельтаЭ = делтаЭ ). К пост моп переменным - потери во внутридомовых сетях и обусловленные наличием погрешностей средств учета (дельтаЭ = дельтаЭ + дельтаЭ ). пер вдэс пр В связи с тем, что данные о конструктивных элементах внутридомовых сетей и осветительных устройствах мест общего пользования отсутствуют, расчет указанных составляющих баланса производится на основании укрупненных нормативов в соответствии с приложением N 3 к Положению. 4.2.1. Постоянные составляющие (дельтаЭ ), к которым относится пост количество электрической энергии, расходуемой на освещение мест общего пользования (дельтаЭ ). моп дельтаЭ = дельтаЭ = дельтаW х F, кВт х час. пост моп моп дельтаW = 1,6 кВт х час/кв. м - удельный норматив электропотребления моп мест общего пользования принимается согласно таблице 3.1 приложения N 3 к Положению. F = 2070 кв. м. дельтаЭ = 1,6 х 2070 = 3312 кВт х час. моп С целью упрощения последующих расчетов, в дальнейшем постоянная составляющая баланса локального участка N 2 будет определяться по следующей формуле: дельтаЭ = дельтаW х F, кВт х час. пост моп дельтаЭ = дельтаW х 2070, кВт х час. пост моп Для получения размера постоянной составляющей в полученную формулу подставляются определенные согласно таблице 3.1 приложения N 3 к Положению значения удельного норматива электропотребления мест общего пользования (дельтаЭ ) для соответствующих расчетных периодов. моп 4.2.2. Переменные составляющие(дельтаЭ ), к которым относятся: пер 4.2.2.1. Нагрузочные потери во внутридомовых сетях (дельтаЭ ). вдэс дельтаЭ = 0,005 х Эа, кВт х час. вдэс а Э = 19200 кВт х час. а дельтаЭ = 0,005 х 19200 = 96 кВт х час. вдэс 4.2.2.2. Потери, обусловленные погрешностями приборов учета (дельтаЭ ). пр дельтаЭ = б - Э / 100, кВт х час. пр пр а б = 1,0% принимается в соответствии с п. 3.2.3 приложения N 3 к пр Положению. Э = 19200 кВт х час а дельтаЭ = 1,0 х 19200 / 100 = 192 кВт х час. пр Переменные составляющие баланса будут равны: дельтаЭ = дельтаЭ + дельтаЭ , кВт х час. пер вдэс пр дельтаЭ = 96 + 192 = 288 кВт х час. пер Или в процентах: дельта% = дельтаЭ х 100 / Эа, % пер а дельта% = 288 х 100 / 19200 = 1,5%. В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальному участку N 2 определение переменной составляющей осуществляется через первоначально установленный в результате проведенных выше расчетов процент по формуле: дельтаЭ = 1,5 х Э / 100, квт х час пер а Допустимый небаланс (НБ ) локального участка N 2, обусловленный наличием д потерь (дельтаЭ): НБ = дельтаЭ = дельтаЭ + дельтаЭ , кВт х час. д пост пер НБ = 3312 + 288 = 3600 кВт х час. Д Фактический небаланс определяется как разница между количеством Электрической энергии, зарегистрированной измерительным комплексом (Wh ) 2 группового (общедомового) учета, установленным в распределительном устройстве жилого дома (Э ), и суммарными показаниями индивидуальных (квартирных) от приборов учета жителей (Э ). Или: а НБ = Э - Э , кВт х час. ф от а НБ = 22000 - 19200 = 2800 кВт х час. ф Условие, определенное приложением N 1 к Положению, НБ <= НБ по ф д локальному участку N 2 выполняется. В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальному участку N 2 расчет потерь не производятся. Допустимый небаланс определяется по формуле: НБ = дельтаЭ = дельтаЭ + дельтаЭ , кВт х час. д пост пер НБ = дельтаW х 2070 + 1,5 х Э / 100, кВт х час. д моп а Для определения размера допустимого небаланса в полученную формулу подставляются значения удельного норматива мест общего пользования (дельтаW ) для соответствующих расчетных периодов согласно таблице 3.1 моп приложения N 3 к Положению и количество электрической энергии, зарегистрированного квартирными приборами учета жителей 40-квартирного жилого дома. 4.3. Баланс локального участка N 3 Схема локального участка N 3 ТП10/0,4 кВ ТП 110/35/10 кВ ------------------------------------| ----------------------| |ТМ-160/10 | | Wh | |S = 160 кВа | | 0 | | тр | |Э = 35000 кВт х час| | ------TT-----| | | от | ВЛ 10 | | || | | КЛ04-01 Э = 22000 кВт х час | б = 0,5 |(АС-16, 1,8 км)| | || | Wh |(70 кв. мм, 0,05 км) б = 0,5 | тт +---------------+ L-----++------ 1 +--------------------+ тт | б = 0,5 | | Э = 11500 кВт х час| б = 1,0 | тн | | б = 0,5 | сч | б = 1,0 | | тт | | сч | | б = 1,0 | L---------------------- | сч | L------------------------------------ Допустимый небаланс локального участка N 3, расчет которого производится в соответствии с приложением N 2 к Положению, обусловлен наличием потерь электрической энергии в воздушной линии напряжением 10 кВ (ВЛ10), силовом трансформаторе ТМ-160/10 подстанции 10/0,4 кВ, кабельной линии напряжением 0,4 кВ (КЛ04-01) и погрешности средств учета. Данные составляющие подразделяются на постоянные (дельтаЭ ) и переменные (дельтаЭ ). К постоянным относятся пост пер потери холостого хода в силовом трансформаторе ТМ-160/10 (дельтаЭ = пост дельтаЭ ). К переменным относятся нагрузочные потери в воздушной линии а.тр.пост ВЛ10, кабельной линии КЛ04-01 и трансформаторе ТМ-160/10, а также, обусловленные наличием погрешности средств учета (дельтаЭ = дельтаЭ + пер а.вл дельтаЭ + дельтаЭ + дельтаЭ ). Расчет указанных составляющих а.кл а.тр.пер пр баланса производится в соответствии с приложением N 2 к Положению. 4.3.1. Постоянные составляющие баланса (дельтаЭ ), к которым относятся пост потери холостого хода (в магнитопроводах) трансформатора (дельтаЭ ). а.тр.пост дельта Э . = дельтаР х Т , кВт = час. а.тр.пост хх п дельтаР = 0,54 кВт (таблица 2.1 приложения N 2 к Положению). хх Т = 2160 час. - время работы трансформатора, равное продолжительности п расчетного периода. дельтаЭ = 0,54 х 2160 = 1166 кВт х час. а.тр.пост дельтаЭ = дельтаЭ = 1166 кВт х час пост а.тр.пост 4.3.2. Переменные составляющие (дельтаЭ ), к которым относятся: пер 4.3.2.1. Нагрузочные потери в линии напряжением 10 кВ ВЛ10 (дельтаЭ ). а.вл 2 2 Э х К х 1,1 х ро х L а ф 20 дельтаЭ = -------------------------- , кВт х час а.вл 2 2 U х cos фи х Т х q н п Количество, прошедшей по линии ВЛ10 электрической энергии (Э ) а определяется как суммарные показания измерительных комплексов технического (группового) учета, установленных в распределительных устройствах напряжения 0,4 кВ трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ и многоквартирного жилого дома (Wh и Wh ). Или: 1 2 Э = 11500 + 22000 = 33500 кВт х час. а 2 2 33500 х 1,1 х 1,1 х 0,0295 х 1,8 дельтаЭ = ---------------------------------- = 28 кВт х час а.вл 2 2 10 х 0,9 х 2160 х 16 4.3.2.2. Нагрузочные потери в кабельной линии КЛ04-01 (дельтаЭ ) а.кл рассчитываются также, как и для линии ВЛ10. Количество прошедшей по линии КЛ04-01 электрической энергии соответствует показаниям измерительного Комплекса (Wh ) технического (группового) учета, установленного в 2 распределительном устройстве многоквартирного жилого дома. (Э = 22000 кВт х а час) 2 2 22000 х 1,1 х 1,1 х 0,0295 х 0,05 дельтаЭ = ----------------------------------- = 48 кВт х час а.кл 2 2 0,4 х 0,9 х 2160 х 70 4.3.2.3. Нагрузочные потери в силовом трансформаторе ТМ 160/10 (дельтаЭ ). а.тр.пер 2 2 Э х дельтаР х К а к.з ф дельтаЭ = ---------------------- , кВт х час а.тр.пер 2 2 S х cos фи х Т тр р дельтаР = 3,1 кВт (таблица 2.1 приложения N 2 к Положению). к.з Через силовой трансформатор и линию ВЛ10 проходит одинаковое количество электрической энергии. Э = 33500 кВт х час. а 2 2 33500 х 3,1 х 1,1 дельтаЭ = ------------------- = 508 кВт х час а.тр.пер 2 2 160 х 0,9 х 400 4.3.2.4. Потери, обусловленные погрешностями средств учета (дельтаЭ ). пр В состав средств учета локального участка N 3 входят три измерительных комплекса, установленные в следующих местах: на головной подстанции 110/35/10 кВ, принадлежащей ОАО "Костромаэнерго" (Wh ), в распределительном устройстве 0 0,4 кВ подстанции 10/04 кВ (Wh ) и распределительном устройстве 40-квартирного 1 жилого дома (Wh ). Их суммарная погрешность определяется по формуле: 2 _____________________ / 2 2 2 б = /(SUMб х К ) + б , %. пр \/ i i ик Измерительные комплексы, установленные в распределительном устройстве 0,4 кВ подстанции 10/0,4 кВ (Wh ) и на вводе в 40-квартирный жилой дом (Wh ) 1 2 состоят из трансформаторов тока (б = 0,5) и электронных счетчиков (б = тт сч 1,0). Погрешность каждого из них составит: ___________ / 2 2 б = б = б = 1,1 х /б + б , %. i 1 2 \/ сч тт ___________ / 2 2 б = б = б = 1,1 х /1,0 + 0,5 = 1,2%. i 1 2 \/ К = Э / Э i аi а К = Э / Э = 11500 / 33500 = 0,34 - доля в общем электропотреблении 1 а1 а количества отпущенной жителям домов усадебного типа электрической энергии, зарегистрированной измерительным комплексом (Wh ), установленным в 1 распределительном устройстве 0,4 кВ подстанции 10/0,4 кВ. К = Э / Э = 22000 / 335000 = 0,66 - доля потребителей локального 2 а2 а участка N 2, отпуск электроэнергии которым регистрируется измерительным комплексом (Wh ), установленным в распределительном устройстве 40-квартирного 2 жилого дома. Измерительный комплекс (Wh ), установленный на головной подстанции 0 110/35/10 кВ, состоит из трансформаторов напряжения (б = 0,5), тока (б = тн тт 0,5) и электронного счетчика (б = 1,0). сч __________________ / 2 2 2 б = 1,1 х /б + б + б , %. ик \/ сч тт тн __________________ / 2 2 2 б = 1,1 х /1,0 + 0,5 + 0,5 = 1,3%. ик \/ Суммарная погрешность средств учета локального участка N 3: _____________________ / 2 2 2 б = /(SUMб х К ) + б , %. пр \/ i i ик __________________________________ / 2 2 2 2 2 б = /1,2 х 0,34 + 1,2 х 0,66 + 1,3 = 1,6%. пр \/ Потери, связанные с погрешностью средств учета составят: дельтаЭ = б х Э / 100, кВт х час. пр пр а дельтаЭ = 1,6 х 33500 / 100 = 536 кВт х час. пр Переменные потери: дельтаЭ = дельтаЭ + дельтаЭ + дельтаЭ + дельтаЭ , пер а.вл а.кл а.тр.пер пер квт х час дельтаЭ = 28 + 48 + 508 + 536 = 1120 кВт х час. Пер Или в процентах: дельта% = 1120 - 100 / 33500 = 3,3%. В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальному участку N 3 определение переменной составляющей осуществляется через первоначально установленный, процент по формуле: дельта Э = 3,3 х Э / 100, кВт х час. пер а Допустимый небаланс локального участка N 3 составит: НБ = дельтаЭ = дельтаЭ + дельтаЭ , кВт х час. д пост пер НБ = 1166 + 1120 = 2286 кВт х час. д Фактический небаланс: НБ = Э - Э , кВт х час. ф от а НБ = 35000 - 33500 = 1500 кВт х час. ф Условие, определенное приложением N 1 к Положению, НБ <= НБ по ф д локальному участку N 3 выполняется. В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальному участку N 3 расчеты потерь не производятся. Допустимый небаланс определяется по формуле: НБ = дельтаЭ + дельтаЭ , кВт х час. д пост пер НБ = 1166 + 3,3 х Э / 100, кВт х час, д а Для установления величины допустимого небаланса в полученную формулу Подставляется количество электрической энергии (Э ), равное суммарным а показаниям измерительных комплексов, установленных в распределительных устройствах трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ (Wh ) и 40-квартирного 1 жилого дома (Wh ). 2 Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Декабрь
|
