Постановление Администрации Костромской области от 09.10.2006 № 80-а
Об упорядочении контроля за расходом и отпуском электрической энергии
АДМИНИСТРАЦИЯ 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, атакже отпуском ее сторонним потребителям, снижения размера потерь всоответствии со статьями 8, 11 Федерального закона от 3 апреля 1996года № 28-ФЗ "Об энергосбережении", статьями 4, 12, 16 ЗаконаКостромской области от 6 декабря 1999 года № 70-ЗКО "Обэнергосбережении на территории Костромской области", пунктами 1.5.2,1.5.3, 1.5.4, 1.5.6 Правил устройства электроустановок, утвержденныхГлавтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 20 октября 1977года, пунктом 2.11.2 Правил технической эксплуатации электроустановокпотребителей, утвержденных приказом Министерства энергетики РоссийскойФедерации от 13 января 2003 года № 6, пунктом 2.3 Правил учетаэлектрической энергии, утвержденных Министерством топлива и энергетикиРоссийской Федерации 19 сентября 1996 года и Министерствомстроительства Российской Федерации 26 сентября 1996 года,администрация Костромской области ПОСТАНОВЛЯЕТ: 1. Утвердить прилагаемое положение о контроле за расходом иотпуском электрической энергии (далее - Положение). 2.Региональной службе по тарифам Костромской области (ПодкопаеваН.Р.) при проверке расчетов, представляемых финансируемыми изобластного бюджета организациями, для установления лимитов потребленияэлектрической энергии, а также при осуществлении контроля за еерасходованием руководствоваться Положением. 3. Рекомендовать: 3.1. Главам муниципальных образований области, на территориикоторых поставка (передача) электрической энергии потребителямпроизводится органами местного самоуправления или ихспециализированными предприятиями: 3.1.1. Привести документы, определяющие порядок контроля зарасходом электрической энергии, а также отпуском ее стороннимпотребителям, в соответствие с Положением; 3.1.2. При расчете и утверждении тарифа на содержание и ремонтжилых помещений, находящихся на обслуживании предприятий ЖКХ,предусматривать ежегодное выделение средств на поверку, замену илиустановку квартирных и групповых (общедомовых) приборов учетаэлектрической энергии. 3.2. Хозяйствующим субъектам, осуществляющим поставку, а такжепередачу электрической энергии на территории Костромской области: 3.2.1. При осуществлении контроля за отпуском электрическойэнергии потребителям, заключении договоров электроснабжения иисполнении по ним обязательств, а также в других случаяхруководствоваться Положением. 3.2.2. Разработать и согласовать с региональной службой по тарифамКостромской области программы по совершенствованию учетаэлектрической энергии, в которых предусматривать первоочереднуюустановку недостающих технических (контрольных) средств групповогоучета в головных частях выделенных локальных участков сетей. С цельюкомпенсации затрат, связанных с реализацией данных программ,предусматривать при расчете тарифа включение инвестиционнойсоставляющей. 3.3. Организациям, осуществляющим на территории Костромскойобласти энергетические обследования, при их проведениируководствоваться Положением. 4.Контроль за исполнением настоящего постановления оставить заглавой администрации (губернатором) области В.А. Шершуновым. 5.Постановление вступает в силу со дня его подписания и подлежитофициальному опубликованию. Губернатор области В.А.ШершуновПриложения: 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 государственнойвласти области и организациями, финансируемыми из областного бюджета,(далее – организации) контроля за расходом электрической энергии и ееотпуском (перепродажей) сторонним потребителям. 2. Положение разработано на основании Федерального законаот 3 апреля 1996 года № 28-ФЗ «Об энергосбережении», ЗаконаКостромской области от 6 декабря 1999 года № 70-ЗКО «Обэнергосбережении на территории Костромской области», главы 1.5 Правилустройства электроустановок, утвержденной Главтехуправлением иГосэнергонадзором Минэнерго СССР от 20 октября 1977 года, Правил учетаэлектрической энергии, утвержденных Министерством топлива иэнергетики Российской Федерации от 19 сентября 1996 года иМинистерством строительства Российской Федерации от 26 сентября 1996года, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей,утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерацииот 13 января 2003 года № 6, приказа Министерства промышленности иэнергетики Российской Федерации от 4 октября 2005 года № 267 «Оборганизации в Министерстве промышленности и энергетики РоссийскойФедерации работы по утверждению нормативов технологических потерьэлектроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», рабочегодокумента РД 34.09.101-94 РАО «ЕЭС России», типовой инструкции поучету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении,утвержденной Главгосэнергонадзором России от 2 декабря 1994 года. 3. Настоящее Положение применяется исполнительными органамигосударственной власти области и организациями – владельцами наружныхэлектрических сетей, а также питающих и распределительных сетей внутризданий, к которым присоединены сторонние потребители в следующихслучаях: - для осуществления контроля за расходом и отпускомэлектрической энергии; - при заключении договоров электроснабжения и исполнении поним обязательств; - при выполнении расчетов по определению объемовэлектропотребления и их нормированию; - при проведении энергетических обследований и составленииэнергетических паспортов организаций, - для определения объемов потерь электрической энергии всетях. Установленные настоящим Положением методики могутприменяться и в других случаях, связанных с поставкой, передачей(транспортировкой) и потреблением электрической энергии. 4. Контроль за расходом электрической энергииобеспечивается путем периодического, не реже одного раза в квартал,составления балансов ее общего количества, использованного всейорганизацией и израсходованного отдельными ее помещениями(токоприемниками). Если от сетей организации обеспечиваютсяэлектроэнергией сторонние потребители, то в составляемых балансахучитывается их потребление. С целью упрощения расчетов и повышенияточности получаемых в результате их проведения данных о расходеэлектрической энергии, сложные разветвленные схемы электроснабженияусловно делятся на отдельные локальные участки с минимально возможнымколичеством присоединенных потребителей, в том числе сторонних(приложения № 1, № 4 к настоящему Положению). 5. Количество электрической энергии, израсходованнойпомещениями (токоприемниками) организации и сторонними потребителями(далее – потребленная электрическая энергия), в составляемых балансахучитывается в соответствии с показаниями приборов учета,регистрирующих расход электрической энергии помещениями(токоприемниками) организации и сторонними потребителями данноголокального 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 приборовучета, 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 потребленнойэлектрической энергией. Допустимый небаланс равен потерям электрической энергии всетях, которые определяются расчетным путем в соответствии сприложениями № 2, № 3, № 4 к настоящему Положению. Фактический небаланс равен разности между отпущенной ипотребленной электрической энергией, зарегистрированной средствамисоответственно группового и индивидуального учета. Превышение фактического небаланса над допустимым свидетельствуето наличии безучетного потребления. Величина выявленного превышения,соответствующая количеству неучтенной электроэнергии, допредъявляетсяпотребителю (потребителям), у которого достоверно установлен фактбезучетного потребления (приложение №1 к настоящему Положению). 7. В том случае, когда составить баланс или достоверноустановить величину фактического небаланса не представляетсявозможным, то при выявлении факта нарушения расчетного учета употребителя допускается определять использованное им количествонеучтенной электроэнергии по среднесуточному потреблению предыдущихрасчетных периодов и (или) последующих периодов после восстановленияучета. За начало бесприборного учета принимается время, когда сталодостоверно известно обеим сторонам по договору электроснабжения онарушении расчетного учета. 8. В случае несовпадения установленной договоромэлектроснабжения точки схемы электроснабжения, где осуществляетсяпередача электрической энергии потребителю, с местом установки средстврасчетного учета, количество учтенной ими электроэнергииувеличивается (уменьшается) на величину технологических потерь участкасети, расположенного между указанными точками схемы. Размер потерьопределяется в соответствии с приложениями №2, №4 к настоящемуПоложению. 9. При составлении балансов, не связанных с проведениемрасчетов за поставляемую электрическую энергию, допускаетсяпроизводить определение потерь и количество электрической энергии,расходуемой на освещение мест общего пользования многоквартирных домовна основании укрупненных нормативов (приложения №3, 4 к настоящемуПоложению). ___________________________ 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 анализадостоверности учета электрической энергии, а также выявление фактовбезучетного электропотребления и определения его количества. Балансотпущенной и потребленной электроэнергии, составляемый для каждогоотдельно взятого локального участка сети не реже одного раза вквартал, 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 потребителейданного локального участка индивидуальными приборами учета. НБ – небаланс, кВт•час Допустимый небаланс (НБд) равен потерям электрической энергии всетях (dЭ), к которым относятся: - технологические потери электрической энергии в элементах схемы; - погрешность средств учета; - бесприборное потребление систем освещения мест общегопользования многоквартирных домов. Потери электрической энергии в сетях условно подразделяются напеременные (dЭпер), размер которых пропорционален количествупотребленной электрической энергии, и постоянные (dЭпост), независящие 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 полезногопотребления. Структура переменных и постоянных потерь, а также методики ихрасчета определяются в соответствии с приложениями №2 и №3 кПоложению. Расчет размера постоянных потерь в натуральном выражении ипеременных в процентах производится для каждого локального участкаединожды. Первоначально определенные значения переменных и постоянныхпотерь используются в дальнейшем в периодически составляемых балансах(приложения № 2, № 3, № 4 к Положению). Фактический небаланс (НБф) определяется при составлении покаждому локальному участку сети периодических балансов как разницамежду отпущенной (Эот.ф) и потребленной электроэнергией (Эа.ф),зарегистрированной средствами соответственно группового ииндивидуального учета. НБф = Эот.ф – Эа.ф , кВт•час. Фактический небаланс должен быть меньше или равен допустимому(НБф <= НБд). Невыполнение данного условия свидетельствует оналичии безучетного потребления, для выявления которого необходиморазработать и реализовать мероприятия по проверке техническогосостояния средств учета и их схем подключения, а также обнаружениювозможных фактов хищений электрической энергии. Данные работы могутвыполняться как собственным персоналом, так и путем привлечения надоговорной основе сторонних хозяйствующих субъектов,специализирующихся на проведении энергетических обследований. После устранения выявленного факта (фактов) нарушения расчетногоучета производится составление поверочного баланса за последующийрасчетный период. Если принятые меры не привели к полномувосстановлению баланса, это свидетельствует о том, что не все имевшиеместо факты безучетного потребления были выявлены и устранены. В этомслучае необходимо произвести перерасчет первоначально установленногоколичества неучтенной электроэнергии путем его уменьшения на величинупревышения фактического небаланса над допустимым, определенную присоставлении поверочного баланса. Одновременно следует продолжитьработу по выявлению неустановленных фактов безучетного потребления. Откорректированное количество неучтенной электрической энергиидопредъявляется потребителю, у которого был установлен факт нарушенияучета. В случае, если нарушение учета было установлено одновременно унескольких потребителей, количество неучтенной электроэнергиираспределяется между данными потребителями пропорционально ихпотреблению, имевшему место в расчетных периодах, предшествующихнарушению 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 небалансравен потерям электрической энергии в сетях (dЭ), к которым относятся: - технологические потери электрической энергии в элементах схемы; - погрешность средств учета; - бесприборное потребление систем освещения мест общегопользования многоквартирных домов. Перечисленные составляющие определяются расчетным путем.Необходимо отметить, что расход электрической энергии на освещениемест общего пользования многоквартирных домов может быть учтенприборами. Однако в преобладающем большинстве случаев учет потребленияэлектрической энергии системами освещения мест общего пользованиямногоквартирных домов в населенных пунктах Костромской области неорганизован. 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, ипеременные (dЭпер), размер которых пропорционален количествуэлектроэнергии, проходящему по сети. Или: НБд = dЭ = dЭпост + dЭпер , кВт•час. 2.1. Постоянные составляющие – это потери холостого хода (вмагнитопроводах) трансформаторов (dЭтр.пост ) и потребление местобщего пользования многоквартирных домов (dЭмоп). Или: dЭпост = dЭтр.пост + dЭмоп , кВт•час. Величина постоянных потерь рассчитывается в натуральном выраженииединожды. В дальнейшем при определении допустимого небалансаиспользуется первоначально рассчитанное их значение. 2.1.1. Потери холостого хода в трансформаторах относятся ктехнологическим потерям. Размер постоянных потерь электроэнергии отдельно взятоготрансформатора 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 настоящейметодике. Тп – фактическое время работы трансформатора под напряжением зарасчетный период, час. Если рассматриваемый локальный участок содержит большое количествотрансформаторов, 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 освещениемест общего пользования (лестничных площадок, тамбуров, подвалов,чердаков, придомовой территории) многоквартирных домов (dЭмоп). При наличии приборов учета ее количество определяется на основанииих показаний. При их отсутствии – расчетным путем, исходя из мощностиустановленных 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 расчетныйпериод, час, соответственно придомовой территории, подвалов, чердаков,лестничных площадок и чердаков принимается на основании фактическихданных. При их отсутствии расчет производится, исходя изпродолжительности работы освещения лестничных площадок и тамбуров (Тл)в темное время суток. Суточная длительность функционированияосветительных приборов придомовых территорий (Ту) принимается с учетомналичия сумеречного времени, которое составляет 1 час.Продолжительность работы наружного освещения меньше темного временисуток на 1 час. Для условий Костромской области длительность темного времени сутокпринимается в соответствии с таблицей 2.2, прилагаемой к настоящейметодике. В случае, если фактический расчетный период не совпадает суказанным в таблице 2.2, прилагаемой к настоящей методике,производится корректировка продолжительности темного времени сутокпутем принятия соответствующих соразмерных значений. Длительность работы осветительных приборов, установленных вподвалах и чердаках, зависит от назначения использования этихпомещений. В расчетах принимается фактическая продолжительность ихработы, которая определяется путем проведения мониторинга.СуммаРу, СуммаРп, СуммаРч, СуммаРл – суммарная мощность осветительныхприборов, кВт, установленных в местах общего пользования,соответственно для освещения лестничных площадок, тамбуров, придомовойтерритории, подвалов и чердаков. В случае, если отсутствуетинформация о мощности используемых источников света, рекомендуетсяпринимать 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 ихсуммарной мощности (СуммаРл) допускается производить по формуле: СуммаРл = dр•СуммаF, кВт. dр=0,01 кВт/м2 – удельная мощность освещения тамбуров лестничныхплощадок. СуммаF – суммарная площадь лестничных площадок и тамбуров, м2. 2.2. Переменные составляющие – это потери, обусловленныепогрешностями приборов учета (dЭпр), и нагрузочные технологическиепотери в элементах сетей. К последним относятся потери короткогозамыкания (в обмотках) силовых трансформаторов (dЭа.тр.пер), наружныхлиниях 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 периодическимсоставлением балансов, переменные составляющие потерь, определяемые понижеприведенной методике, выражают в процентах (?%) от полезногопотребления (Эа). Или: d%=dЭпер•100%/Эа ,%. В дальнейшем в периодически составляемых балансах, а также вдругих случаях величину переменной составляющей определяют черезпервоначально установленный процент. Или: dЭпер= d%•Эа/100, кВт•час. 2.2.1. Нагрузочные технологические потери в наружных линияхэлектропередач. С целью определения потерь в линиях электропередач их условноразделяют на расчетные участки, имеющие одинаковые нагрузку, и сечениепроводов. Размер потерь отдельно взятого расчетного участка линииэлектропередач, выполненной в трехфазном исполнении, определяется поформуле: 2 2 Эа • Кф • 1,1 • p20 • LdЭа.л.= -----------------------, кВт•час. 2 2 Uн • cos f • Тп • q Эа – активная энергия, прошедшая за расчетный период кпотребителям через расчетный участок линии электропередач (кВт•час). Кф – коэффициент формы графика нагрузки определяется расчетнымпутем на основании данных, полученных путем проведения измерений. Приотсутствии 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 результатовизмерений. 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 расчетныйпериод, 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 • LdЭа.л. = ------------------------------, кВт•час. 2 2 Uнф • cos f • Тп • q Uнф – номинальное напряжение однофазной сети, кВ. В случае наличия большого количества расчетных участковопределение 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 внутреннихэлектропроводках (dЭвэп) определяются в соответствии с пунктом 2.2.1настоящей методики. При наличии большого количества расчетных участкових 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 силовыхтрансформаторах (dЭа.тр.пер). Размер нагрузочных потерь в отдельно взятом трансформатореопределяется по формуле: 2 2 Эа • dРк.з • КфdЭа.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 настоящейметодике. Sтр – полная номинальная мощность трансформатора, кВА. Тр – время работы трансформатора под нагрузкой за расчетныйпериод, принимается на основании фактических данных. При их отсутствиирекомендуются 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=400час в месяц. Если рассматриваемый локальный участок содержит большое количествотрансформаторов, 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, обусловленныеналичием погрешности средств учета, определяются по формуле:dЭпр = bпр•Эа/100, кВт•час. Эа – количество электрической энергии, использованное всемипотребителями локального участка за расчетный период, кВт•час. bпр – суммарная предельная погрешность средств учета локальногоучастка 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 комплексасоответственно группового учета и индивидуального, установленного уi-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, выраженнаяв %, соответственно прибора учета, измерительных трансформаторов токаи напряжения принимается равной их классу точности согласнопаспортным данным. При отсутствии данных допускается принимать для счетчиковиндукционного типа выпуска до 2000г. – bсч=2,5, изготовленных позднееэтого срока – bсч=2,0, для электронных счетчиков – bсч=1,0 длятрансформаторов тока - bтт=0,5, для трансформаторов напряжения - bтн=0,5. Если присоединенные к данному локальному участку сети потребителиимеют более 5-ти точек учета, погрешность расчетных средств учета,регистрирующих количество потребленной электроэнергии, допускается неучитывать. В этом случае при проведении практических расчетовпредельная погрешность рассматриваемого локального участка принимаетсяравной погрешности установленного в его головной части измерительногокомплекса, 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 иотпуском электрической энергии, не связанных с осуществлением ееоплаты, допускается производить определение потерь электрическойэнергии в сетях на основании укрупненных нормативов. К потерямэлектрической энергии в сетях (dЭ), обуславливающим наличие небаланса(НБ), относятся следующие составляющие: - технологические потери электрической энергии в элементах схемэлектроснабжения; - погрешность средств учета; - бесприборное потребление систем освещения мест общегопользования многоквартирных домов. Названные составляющие подразделяются на постоянные (dЭпост) ипеременные (dЭпер). Или: НБ = dЭ = dЭпост + dЭпер, кВт•час. 3.1. Постоянные составляющие (dЭпост) не зависят от величинынагрузки. Единожды определенный в натуральном выражении их размер вдальнейшем используется в периодически составляемых балансах. Кпостоянным составляющим относятся потери холостого хода (вмагнитопроводах) трансформаторов (dЭа.тр.пост) и потреблениеосветительных приборов, установленных в местах общего пользованиямногоквартирных домов (?Эмоп). dЭпост = dЭа.тр.пост + dЭмоп , кВт•час. 3.1.1. Постоянные потери в силовых трансформаторах, которыеявляются технологическими потерями, рассчитываются по формуле: dЭа.тр.пост. = 2,99•Тп•СуммаSтр , кВт•час. Тп – время работы трансформатора под напряжением за расчетныйпериод, час. СуммаSтр – суммарная мощность силовых трансформаторов локальногоучастка сети, МВА. 3.1.2. Количество электрической энергии, расходуемой на освещениемест общего пользования многоквартирных домов, для условийКостромской области определяется следующим образом: dЭмоп. = dwмоп•F, кВт•час F – общая площадь квартир жилого дома, м2. dwмоп – удельный норматив электропотребления мест общегопользования на 1м2 жилой площади многоквартирного дома принимается всоответствии 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 суказанным в таблице 3.1, прилагаемой к настоящей методике,производится корректировка удельного норматива электропотребления местобщего пользования путем принятия соответствующих соразмерныхзначений. З.2. Переменные составляющие (dЭпер) напрямую зависят отколичества электрической энергии, проходящей по локальному участку. Кним относятся нагрузочные потери в наружных сетях напряжением (6-10)кВ (dЭсн), сетях низкого напряжения 0,4 кВ (dЭнн), внутреннихэлектропроводках (dЭвэп) и потери, обусловленные погрешностями средствучета (dЭпр). Или: dЭпер = dЭсн + dЭнн + dЭвэп + dЭпр , кВт•час. Переменные составляющие выражаются в процентах от полезногопотребления (Эа): d% = dЭпер• 100/Эа , %. В дальнейшем при проведении расчетов размер переменных потерьопределяется 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 периодприсоединенными 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 сетейтрехфазного исполнения. dЭнн(dЭвэп)=2•dwнн•L , кВт•час – для сетей и электропроводокоднофазного исполнения. L – длина воздушной (кабельной) линии или внутреннейэлектропроводки, 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 суказанными в таблице 3.2, прилагаемой к настоящей методике,производится корректировка удельного норматива потерь наружных ивнутренних сетей низкого напряжения путем принятия соответствующихсоразмерных значений. Данный метод не применяется для низковольтных сетей и внутреннихэлектропроводок с сечением проводов менее 16 мм2. В случае определения потерь во внутренних электропроводкахмногоквартирных жилых домов (dЭвдэс) их количество рассчитывается поформуле:dЭвдэс= 0,005•Эа, кВт•час. Эа – количество электроэнергии, кВт•час, отпущенное потребителямжилого 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 потребителямилокального участка за расчетный период, кВт•час. В случае использования соответствующих установленным требованиямизмерительных трансформаторов тока и напряжения класса точности – 0,5и индукционных счетчиков электрической энергии класса точности -2,5, данные о метрологической поверки которых отсутствуют, суммарнаяпогрешность 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 энергиирасположенным в городской местности 20 одноквартирным жилым домамусадебного типа и 40-квартирному жилому дому, присоединенным кнаходящимся в собственности организации электрическим сетям, к которымотносятся воздушная и кабельная линия напряжением 0,4 кВ,трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ и воздушная линия напряжением 10кВ. Дома усадебного типа, имеющие однофазную нагрузку, присоединены котходящей от подстанции 10/04 кВ с трансформатором ТМ-160/10 (S =160 кВА) трвоздушной низковольтной (U = 0,4 кВ) линии (ВЛ04-01) трехфазногоисполнения с нпроводом А-25 (q = 25 кв. мм, ро = 0,0295 Ом х кв. мм/м) длиной L =0,6 км. 20Ответвления к домам выполнены в однофазном исполнении (U = 0,22 кB)проводом нА-16 (q = 16 кв. мм, pо = 0,0295 Ом х кв. мм/м). Длина каждогоответвления 20L = 0,02 км. Потребители равномерно распределены по длине линии.Через равныепромежутки длиной L = 0,06 км выполнено два ответвления, к каждому изкоторыхприсоединено соответственно по одному жилому дому. Присоединеннаянагрузкаравномерно распределена по трем фазам ВЛ04-01. Многоквартирный пятиэтажный дом жилой площадью F = 2070 кв. мприсоединенк подстанции через выполненную в трехфазном исполнении низковольтнуюкабельнуюлинию (КЛ04-01) длиной L = 50 м сечением токоведущей жилы q = 70кв. мм,изготовленной из алюминия (ро = 0,0295 Ом х кв. мм/м). 20 Трансформаторная подстанция 10/04 кВ присоединена кпринадлежащему ОАО"Костромаэнерго" центру питания 110/35/10 кВ через воздушную линию(ВЛ10) спроводом АС-16 (q = 16 кв. мм, ро = 0,0295 Ом х кв. мм/м)напряжением U = 20н10 кВ, длиной L = 1,8 км. Расчеты между организацией и ОАО "Костромаэнерго"осуществляются наосновании показаний измерительного комплекса (Wh ), установленного награнице 0балансовой принадлежности, в распределительном устройстве 10 кВназванногоцентра питания. В состав комплекса (Wh ) входят измерительныетрансформаторы 0тока и напряжения класса точности - 0,5, электронный счетчик классаточности- 1,0. Оплата электроэнергии бытовыми потребителями производитсяорганизации всоответствии с показаниями индивидуальных однофазных счетчиковиндукционноготипа прямого включения класса точности - 2,5. Для организации контроля за количеством отпущенной ипотребленнойэлектроэнергии установлено два измерительных комплекса техническогоучета. Обакомплекса состоят из трансформаторов тока класса точности - 0,5 иэлектронныхсчетчиков класса точности - 1,0. Один из комплексов (Wh ),учитывающий 1количество электрической энергии, отпущенной домам усадебного типа,установленв головной части локального участка, в распределительном устройственапряжения0,4 кВ подстанции 10/04 кВ. Вторым комплексом (Wh ),смонтированным в 2Распределительном устройстве 40-квартирного жилого дома,осуществляетсяКонтроль за потреблением электрической энергии жителями этогодома.Вышеперечисленными средствами учета, данные о метрологической поверкикоторыхотсутствуют, зарегистрировано за период с 01.01.2005 по 31.03.2005следующееколичество электрической энергии: - расчетными приборами учета, установленными у жителей40-квартирногожилого дома Э = 19200 кВт х час, домов усадебного типа Э = 10800 кВтх час; а а - средствами технического (группового) учета,установленными враспределительном устройстве 40-квартирного жилого дома (Wh ) Э =22000 кВт 2 отх час, распределительном устройстве напряжения 0,4 кВтрансформаторнойподстанции (Wh ) Э = 11500 кВт х час; 1 от - измерительным комплексом расчетного учета, установленным нацентрепитания акционерного общества "Костромаэнерго" (Wh ) Э = 35000 кВт хчас. 0 от С целью осуществления контроля за количеством электрическойэнергии, потребляемой абонентами, а также предъявляемой к оплатеакционерным обществом "Костромаэнерго", данная сеть, представленная насхеме, 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 кодноквартирным домам усадебного типа - 20 шт(А-16, 0,02 км). К локальному участку N 1 отнесена линия ВЛ04-01 с присоединеннымик ней домами усадебного типа, локальному участку N 2 - 40-квартирныйжилой дом, локальному участку N 3 - кабельная линия КЛ04-01,трансформаторная подстанция ТП 10/04 кВ и высоковольтная воздушнаялиния 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 кПоложению, дляопределения допустимого небаланса (НБ ) локального участкапроизводится расчет дпотерь (дельтаЭ), которые будут иметь место в линии ВЛ04-01(дельтаЭ ),а.л.мответвлениях к вводам в жилые дома (дельтаЭ ), а такжеобусловленных а.л.отвналичием погрешности средств учета (дельтаЭ ). Перечисленные потериотносятся прк переменным составляющим баланса. 4.1.1. Нагрузочные технологические потери в наружных линияхэлектропередачсостоят из потерь в воздушной линии ВЛ04-01 (дельтаЭ ) иответвлениях 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 расчетныеучастки, каждый из которых имеет одинаковую нагрузку. Данному условиюсоответствуют участки протяженностью L = 0,06 км, расположенные междусоседними ответвлениями. Потери по каждому расчетному участкуопределяются 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 отнесеныжилые домаусадебного типа, их электропотребление незначительно отличается другот друга.Учитывая данное обстоятельство, а также с целью упрощения расчетаразмерпотерь определяется не на основании фактического количестваэлектрическойэнергии, прошедшей через каждый расчетный участок, а исходя изсреднейвеличины 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 расчетныйучасток, (Э )апринимается, исходя из полученной средней величины потребленияжилого 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 такжепроизводитсяне на основании фактической нагрузки каждого ответвления, а исходя изсреднейвеличины 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 хчас 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,суммарнаяпредельная погрешность (б ) локального участка принимается равнойпогрешности прустановленного в распределительном устройстве напряжения 0,4 кВподстанции10/0,4 кВ измерительного комплекса (б ), регистрирующегоколичество икэлектрической 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, обуславливающиеналичиедопустимого 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 впроцентах. дельта% = 290 х 100 / 10800 = 2,7%. В дальнейшем при составлении последующих балансов по локальномуучастку N 1 расчет потерь не производится. Допустимый небалансопределяется через первоначально установленный в результатепроведенных выше расчетов процент. НБ = 2,7 х Э / 100, кВт х час. д а Фактический небаланс определяется как разница количестваэлектрическойэнергии (Э ), зарегистрированной измерительным комплексомтехнического учета от(Wh ) установленным в распределительном устройстве 0,4 кВ подстанции10/04 кВ, 1И суммарными показаниями индивидуальных (расчетных) приборовучетапотребителей (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 фдлокальному участку N 1 не выполняется. Количество электрическойэнергиинеучтенной расчетными средствами учета (дельтаЭ ) составляет: н дельтаЭ = 700 - 290 = 410 кВт х час. н Для выявления неучтенного электропотребления необходиморазработать и реализовать мероприятия по проверке средств учета и ихсхем подключения, а также обнаружению возможных фактов хищенияэлектрической энергии. При отсутствии возможности выполнить данныеработы собственным персоналом, для их выполнения необходимо привлечьспециализированные организации, осуществляющие энергетическиеобследования. Потребителям, у которых будет установлено нарушениеучета, 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 производитсярасчетсоставляющих баланса, которые не учитываются средствами расчетногоучета.Данные составляющие подразделяются на постоянные (дельтаЭ ) ипеременные пост(дельтаЭ ). К постоянным относится количество электрическойэнергии, перрасходуемой на освещение мест общего пользования (дельтаЭ = делтаЭ). К постмоппеременным - потери во внутридомовых сетях и обусловленныеналичиемпогрешностей средств учета (дельтаЭ = дельтаЭ + дельтаЭ ). пер вдэс пр В связи с тем, что данные о конструктивных элементахвнутридомовых сетей и осветительных устройствах мест общегопользования отсутствуют, расчет указанных составляющих балансапроизводится на основании укрупненных нормативов в соответствии сприложением N 3 к Положению. 4.2.1. Постоянные составляющие (дельтаЭ ), к которымотносится постколичество электрической энергии, расходуемой на освещение местобщегопользования (дельтаЭ ). моп дельтаЭ = дельтаЭ = дельтаW х F, кВт х час. пост моп моп дельтаW = 1,6 кВт х час/кв. м - удельный нормативэлектропотребления мопмест общего пользования принимается согласно таблице 3.1приложения N 3 кПоложению. F = 2070 кв. м. дельтаЭ = 1,6 х 2070 = 3312 кВт х час. моп С целью упрощения последующих расчетов, в дальнейшем постояннаясоставляющая баланса локального участка N 2 будет определяться последующей 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 полученнуюформулуподставляются определенные согласно таблице 3.1 приложения N 3 кПоложениюзначения удельного норматива электропотребления мест общегопользования(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 приложенияN 3 к прПоложению. 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 локальномуучастку N 2 определение переменной составляющей осуществляется черезпервоначально установленный в результате проведенных выше расчетовпроцент по формуле: дельтаЭ = 1,5 х Э / 100, квт х час пер а Допустимый небаланс (НБ ) локального участка N 2, обусловленныйналичием дпотерь (дельтаЭ): НБ = дельтаЭ = дельтаЭ + дельтаЭ , кВт х час. д пост пер НБ = 3312 + 288 = 3600 кВт х час. Д Фактический небаланс определяется как разница междуколичествомЭлектрической энергии, зарегистрированной измерительнымкомплексом (Wh )2группового (общедомового) учета, установленным в распределительномустройствежилого дома (Э ), и суммарными показаниями индивидуальных(квартирных) отприборов 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 фдлокальному участку N 2 выполняется. В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальномуучастку N 2 расчет потерь не производятся. Допустимый небалансопределяется 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 полученнуюформулуподставляются значения удельного норматива мест общегопользования(дельтаW ) для соответствующих расчетных периодов согласнотаблице 3.1 мопприложения N 3 к Положению и количество электрическойэнергии,зарегистрированного квартирными приборами учета жителей 40-квартирногожилогодома. 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 которогопроизводится всоответствии с приложением N 2 к Положению, обусловлен наличиемпотерьэлектрической энергии в воздушной линии напряжением 10 кВ (ВЛ10),силовомтрансформаторе ТМ-160/10 подстанции 10/0,4 кВ, кабельной линиинапряжением 0,4кВ (КЛ04-01) и погрешности средств учета. Данные составляющиеподразделяютсяна постоянные (дельтаЭ ) и переменные (дельтаЭ ). К постояннымотносятся пост перпотери холостого хода в силовом трансформаторе ТМ-160/10(дельтаЭ =постдельтаЭ ). К переменным относятся нагрузочные потери ввоздушной линии а.тр.постВЛ10, кабельной линии КЛ04-01 и трансформаторе ТМ-160/10, атакже,обусловленные наличием погрешности средств учета (дельтаЭ =дельтаЭ + пера.влдельтаЭ + дельтаЭ + дельтаЭ ). Расчет указанныхсоставляющих а.кл а.тр.пер прбаланса производится в соответствии с приложением N 2 к Положению. 4.3.1. Постоянные составляющие баланса (дельтаЭ ), к которымотносятся постпотери 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, равноепродолжительности прасчетного 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 электрическойэнергии (Э )аопределяется как суммарные показания измерительных комплексовтехнического(группового) учета, установленных в распределительных устройствахнапряжения0,4 кВ трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ и многоквартирногожилого 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.клрассчитываются также, как и для линии ВЛ10. Количество прошедшейпо линииКЛ04-01 электрической энергии соответствует показаниямизмерительногоКомплекса (Wh ) технического (группового) учета,установленного в 2распределительном устройстве многоквартирного жилого дома. (Э =22000 кВт х ачас) 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 трансформатореТМ 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 одинаковоеколичествоэлектрической 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 триизмерительныхкомплекса, установленные в следующих местах: на головной подстанции110/35/10кВ, принадлежащей ОАО "Костромаэнерго" (Wh ), в распределительномустройстве 00,4 кВ подстанции 10/04 кВ (Wh ) и распределительном устройстве40-квартирного 1жилого 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 распределительномустройстве 0,4кВ подстанции 10/0,4 кВ (Wh ) и на вводе в 40-квартирный жилойдом (Wh ) 12состоят из трансформаторов тока (б = 0,5) и электронных счетчиков(б = ттсч1,0). 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 общемэлектропотреблении 1 а1 аколичества отпущенной жителям домов усадебного типа электрическойэнергии,зарегистрированной измерительным комплексом (Wh ),установленным в 1распределительном устройстве 0,4 кВ подстанции 10/0,4 кВ. К = Э / Э = 22000 / 335000 = 0,66 - доля потребителейлокального 2 а2 аучастка N 2, отпуск электроэнергии которым регистрируетсяизмерительнымкомплексом (Wh ), установленным в распределительном устройстве40-квартирного 2жилого дома. Измерительный комплекс (Wh ), установленный на головнойподстанции 0110/35/10 кВ, состоит из трансформаторов напряжения (б = 0,5), тока(б = тнтт0,5) 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.перперквт 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 локальномуучастку N 3 определение переменной составляющей осуществляется черезпервоначально 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 фдлокальному участку N 3 выполняется. В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальномуучастку N 3 расчеты потерь не производятся. Допустимый небалансопределяется 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 полученнуюформулуПодставляется количество электрической энергии (Э ), равноесуммарным апоказаниям измерительных комплексов, установленных враспределительныхустройствах трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ (Wh ) и40-квартирного 1жилого дома (Wh ). 2