Про Методичні рекомендації визнач... от 21.06.2013 № 399 (Страница 1 из 15)
реклама
Законодательство Украины Про Методичні рекомендації визначення технологічних витрат електричної енергії в трансформаторах і лініях електропередавання Документ v0399732-13, текущая редакция — Принятие от 21.06.2013 Сохранить Оглавление документа Карточка документа Поиск в тексте Текст для печати МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ВУГІЛЬНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ УКРАЇНИ НАКАЗ 21.06.2013 № 399 Про Методичні рекомендації визначення технологічних витрат електричної енергії в трансформаторах і лініях електропередавання З метою вдосконалення нормативного документа для визначення технологічних витрат електроенергії в електричних мережах та враховуючи значні обсяги робіт з переоформлення енергопостачальними компаніями договорів на постачання електричної енергії споживачам та модернізації програмного забезпечення, Н А К А З У Ю : 1. Затвердити Методичні рекомендації визначення технологічних витрат електричної енергії в трансформаторах і лініях електропередавання (далі - Методичні рекомендації), що додаються. 2. Методичні рекомендації набирають чинності з 01.01.2014. 3. Суб'єктам господарювання, які належать до сфери управління Міненерговугілля, до 01.01.2014 рекомендовано привести договори у відповідність до Методичних рекомендацій та внести відповідні зміни до програмного забезпечення в частині обрахування технологічних витрат електричної енергії. 4. Об'єднанню енергетичних підприємств "Галузевий резервно-інвестиційний фонд розвитку енергетики" (Єрмаков О.М.) в установленому порядку внести Методичні рекомендації до реєстру бази даних нормативних документів Міненерговугілля та забезпечити видання необхідної кількості примірників, відповідно до замовлень та оплати. 5. З 01.07.2013 наказ Міненерговугілля від 22.09.2011 № 532 "Про затвердження нормативного документа "Визначення технологічних витрат електричної енергії в трансформаторах і лініях електропередавання. Методика" визнати таким, що втратив чинність. 6. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра Чеха С.М. Міністр Е. Ставицький ЗАТВЕРДЖЕНО Наказ Міністерства енергетики та вугільної промисловості України 21.06.2013 № 399 МЕТОДИЧНІ РЕКОМЕНДАЦІЇ визначення технологічних витрат електричної енергії в трансформаторах і лініях електропередавання 1 СФЕРА ЗАСТОСУВАННЯ 1.1 Ці Методичні рекомендації рекомендовано застосовувати для визначення технологічних витрат електричної енергії в елементах електричної мережі (силових трансформаторах, лініях електропередавання і реакторах) споживачів та інших суб'єктів господарювання при виконанні розрахунків обсягів споживання, передачі, постачання і виробництва електроенергії у випадках, передбачених Правилами користування електричною енергією, затвердженими постановою Національної комісії з питань регулювання електроенергетики України від 31.07.96 № 28, та іншими нормативними документами (якщо розташування точок вимірювання електричної енергії не збігається з межею балансової належності елементів електричної мережі), для визначення технологічних витрат електричної енергії, що пов'язані з передачею електричної енергії електричними мережами суб'єктів господарювання, а також при складанні балансів електричної енергії в електричних мережах із переважно симетричним навантаженням. В цих Методичних рекомендаціях до технологічних витрат електричної енергії відносять втрати енергії, обумовлені електромагнітними процесами у струмопровідних частинах електричної мережі і осердях апаратів при її передачі, а також кліматичні втрати та втрати енергії в ізоляції елементів мережі (далі - втрати електричної енергії). 1.2 Ці Методичні рекомендації рекомендовано для застосування електропередавальними організаціями, які мають ліцензії на здійснення підприємницької діяльності з передачі електричної енергії магістральними або місцевими (локальними) електричними мережами, компаніями, що здійснюють постачання електричної енергії споживачам, відповідно до ліцензій на здійснення підприємницької діяльності з постачання електричної енергії, проектними організаціями, а також виробниками та споживачами електричної енергії. 1.3 Ці Методичні рекомендації не поширюється на визначення технологічних витрат електричної енергії в елементах міждержавних електричних мереж, які визначають відповідно до укладених договорів та Регламенту з обліку міждержавних перетікань електроенергії. 1.4 Ці Методичні рекомендації не поширюється на електричні мережі, спорудження яких визначають спеціальні правила і норми (контактна мережа електротранспорту, лінії зв'язку, сигналізації тощо). 2 НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ У цих Методичних рекомендаціях є посилання на такі нормативні документи: Правила користування електричною енергією, затверджені постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України 31.07.96 № 28 (в редакції постанови НКРЕ від 17.10.2005 № 910); Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами, затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 17.01.2002 № 19; ДСТУ 2681-94 Метрологія. Терміни та визначення; ДСТУ 2104-92 Трансформатори силові масляні загального призначення класів напруги 110 та 150 кВ. Технічні умови; ДСТУ 2105-92 Трансформатори силові масляні загального призначення напругою до 35 кВ включно. Технічні умови; ДСТУ 3270-95 Трансформатори силові. Терміни та визначення; ДСТУ 4743:2007 Проводи самоутримні ізольовані та захищені для повітряних ліній електропередавання. Загальні технічні умови; ГОСТ 8.010-99 ГСИ. Методики выполнения измерений. Основные положения (ДСВ. Методики виконання вимірювань. Основні положення); ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В (Системи електропостачання, мережі, джерела, перетворювачі і приймачі електричної енергії. Номінальні напруги понад 1000 В); ГОСТ 839-80 Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия (Проводи неізольовані для повітряних ліній електропередавання. Технічні умови); ГОСТ 21128-83 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения до 1000 В (Системи електропостачання, мережі, джерела, перетворювачі і приймачі електричної енергії. Номінальні напруги до 1000 В); ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний (Трансформатори силові. Методи електромагнітних випробувань); ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия (Трансформатори силові. Загальні технічні умови); ГОСТ 14794-79 Реакторы токоограничивающие бетонные. Технические условия (Реактори струмообмежувальні бетонні. Технічні умови); ГОСТ 17441-84 Соединения контактне электрические. Правила приемки и методы испытаний; НАОП 8.5.20-1.01-89 Правила по технике безопасности на топографо-геодезических работах. ПТБ-88 (Правила з техніки безпеки на топографо-геодезичних роботах), які є чинними згідно з Постановою Верховної Ради України № 1545-XII від 12.09.91 р.; ДНАОП 0.00-1.21-98 Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів; РМГ 29-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения (Державна система забезпечення єдності вимірювань. Метрологія. Основні терміни та визначення); ГКД 34.20.507-2003 Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила; ГКД 34.51.101-96 Вибір та експлуатація зовнішньої ізоляції електроустановок 6 - 750 кВ на підприємствах Міненерго України. Інструкція; ГНД 34.09.104-2003 Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38 - 150 кВ, аналізу його складових і нормування технологічних витрат електроенергії (із змінами, внесеними наказом МПЕ України від 03.02.2009 № 52); ГНД 34.09.204.2004 Методичні вказівки з аналізу технологічних витрат електроенергії та вибору заходів щодо їх зниження, затверджені наказом Міністерства палива та енергетики України від 09.06.2004 № 300; СОУ-Н МПЕ 40.1.20.509:2005 Експлуатація силових кабельних ліній напругою до 35 кВ. Інструкція; СОУ-Н ЕЕ 11.315:2007 (МВУ 031/08-2007) Кількість електричної енергії та електрична потужність. Типова методика виконання вимірювань, затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 12.04.2007 № 189; Правила улаштування електроустановок. Глава 1.9 Зовнішня ізоляція електроустановок; Інструкція про порядок комерційного обліку електричної енергії, затверджена Радою Оптового ринку електричної енергії України, протокол № 12 від 08.10.98. Р-50-072-98 Енергозбереження. Методика розрахунку технологічних втрат електроенергії в діючих мережах електропостачання напругою від 0,4 до 110 кВ включно. Рекомендації; ИКЭС-Р-005-2008 Регламент учета межгосударственных перетоков электроэнергии (Регламент обліку міждержавних перетікань електроенергії); ТУ16-672.089-85 Трансформаторы серий ТМГ, ТМВГ классов напряжений 6, 10 кВ. Технические условия (Трансформатори серій ТМГ, ТМВГ класів напруги 6, 10 кВ. Технічні умови); ТУ У3.49-05758084-016-95 Трансформаторы силовые масляные мощностью от 25 до 250 кВА класса напряжения 10 кВ. Технические условия (Трансформатори силові масляні потужністю від 25 до 250 кВА класу напруги 10 кВ. Технічні умови). 3 ТЕРМІНИ ТА ВИЗНАЧЕННЯ ПОНЯТЬ 3.1 В цих Методичних рекомендаціях використано терміни, установлені в: ДСТУ 2681 та РМГ 29: вимірювання, засіб вимірювальної техніки, метрологічна характеристика, поправка; ДСТУ 3270: основні втрати в струмоведучих частинах трансформатора; Правилах користування електричною енергією: засоби обліку, активна електрична енергія, електропередавальна організація, реактивна електрична енергія, об'єкт, проектне рішення, розрахунковий період, споживач електричної енергії, точка вимірювання (електричної енергії), межа балансової належності; Правилах улаштування електроустановок: повітряна лінія електропередавання, кабельна лінія. 3.2 Нижче подано терміни, додатково використані у Методичних рекомендаціях, та визначення означених ними понять: автоматизована система обліку електроенергії - сукупність засобів вимірювальної техніки (лічильників, трансформаторів струму, трансформаторів напруги та їх кіл) та/або локального устаткування збору та обробки даних засобів обліку, каналів зв'язку, пристроїв приймання, обробки та відображення інформації, апаратного та програмного забезпечення, а також баз даних обліку, функціонально об'єднаних з метою забезпечення збору, обробки та передачі результатів вимірювань і формування даних обліку, які використовуються в процесі обліку електроенергії. Складові і дані автоматизованих систем, які використовуються для комерційних (фінансових) розрахунків, називаються розрахунковими (комерційними), а такі автоматизовані системи обліку електроенергії - комерційними; внутрішньобудинкова мережа - ділянка електричної мережі живлення споживачів від ввідно-розподільчого пристрою до поверхових щитків; зовнішня мережа - ділянка електричної мережі живлення споживачів будинку від трансформаторної підстанції до ввідно-розподільчого пристрою; індивідуальні метрологічні характеристики - метрологічні характеристики засобу вимірювальної техніки, отримані шляхом його державної метрологічної атестації; лічильники інтегрального типу - засоби обліку, які використовуються для визначення обсягу електричної енергії та реалізують процедуру реєстрації показів наростаючим підсумком сумарно; лічильники інтервального (диференційного) типу - засоби обліку, які використовуються для визначення обсягу електричної енергії та реалізують процедуру реєстрації показів за заданими інтервалами часу; локальне устаткування збору та обробки даних - сукупність засобів обліку (або один засіб обліку), які забезпечують вимірювання, збір, накопичення, оброблення результатів вимірювань за відповідними періодами часу (формування первинної вимірювальної інформації) про обсяги і параметри потоків електричної енергії та значення споживаної потужності на окремій площадці вимірювання і мають інтерфейс дистанційного зчитування даних; нерозгалужена частина стояка - ділянка стояка від ввідно-розподільчого пристрою будинку до першого приєднаного поверхового щитка; рівень інформаційного забезпечення визначення втрат А (рівень А) - визначення втрат електричної енергії за умов, коли вимірювання обсягів електричної енергії здійснюється з використанням лічильників інтегрального типу; рівень інформаційного забезпечення визначення втрат Б (рівень Б) - визначення втрат електричної енергії за умов, коли вимірювання обсягів електричної енергії здійснюється з використанням лічильників інтервального типу за допомогою засобів локального устаткування збору та обробки даних та/або автоматизованих систем обліку електричної енергії, прийнятих у промислову (постійну) експлуатацію відповідно до вимог діючих нормативних документів; розгалужена частина стояка - ділянка стояка між першим і останнім приєднаними поверховими щитками; стояк - переважно вертикально прокладена частина внутрішньобудинкової мережі для електропостачання квартир (офісів) багатоповерхового будинку. Кабелі (проводи) стояка прокладають у трубах або нішах. Електрична частина стояка, як правило, починається на одному з комутаційних апаратів у ввідно-розподільчому пристрої будинку і закінчується останнім приєднаним до неї поверховим щитком; 4 ПОЗНАЧЕННЯ ТА СКОРОЧЕННЯ У цих Методичних рекомендаціях застосовано такі познаки та скорочення: ВРП - ввідно-розподільчий пристрій ЗВТ - засіб вимірювальної техніки КЛ - кабельна лінія електропередавання ЛЕП - лінія електропередавання ПКЕЕ - Правила користування електричною енергією ПЛ - повітряна лінія електропередавання ПУЕ - Правила улаштування електроустановок СЗА (СЗ) - ступінь забрудненості атмосфери ТН - трансформатор напруги ТП - трансформаторна підстанція ТС - трансформатор струму ТУ - технічні умови 5 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ 5.1 Втрати електричної енергії в електричній мережі (елементах електричної мережі) визначаються за результатами вимірювань як різниця обсягів електричної енергії, обчислених за одночасно знятими показами лічильників, встановлених на вході і виході електричної мережі (елементів електричної мережі). У разі технічної неможливості або економічної недоцільності вимірювання втрат, їх (втрати) визначають розрахунковим шляхом відповідно до цих Методичних рекомендацій як суму втрат в окремих елементах електричної мережі. Розрахунок втрат проводиться для схеми нормального режиму. 5.2 Лічильники активної енергії і реактивної енергії потрібно встановлювати у точках, передбачених ПУЕ та чинними нормативно-правовими актами (ПКЕЕ тощо). 5.3 У разі визначення втрат електричної енергії в елементах мережі розрахунковим шляхом потрібно враховувати перетікання активної і реактивної енергії через ці елементи мережі. У випадках, коли передбачені чинними нормативно-технічними документами і нормативноправовими актами лічильники реактивної енергії тимчасово відсутні, до моменту їх установлення дозволено розрахункове перетікання реактивної енергії обчислювати згідно з Методикою обчислення плати за перетікання реактивної енергії між електропередавальною організацією та її споживачами. 5.4 Кількість спожитої, переданої чи виробленої електричної енергії визначають за різницею показів лічильника на початок та кінець розрахункового періоду (з урахуванням коефіцієнтів трансформації ТС та ТН), встановленого на межі балансової належності. У разі, якщо точка вимірювання електричної енергії (місце встановлення розрахункового засобу обліку) не збігається з межею балансової належності елементів електричної мережі, кількість електричної енергії на межі балансової належності обчислюють відповідно до ПКЕЕ з урахуванням поправки П, величина якої обумовлена втратами електричної енергії в елементах електричної мережі від межі балансової належності до точки вимірювання. Кількість активної електричної енергії W(P) C у кВт·год. та кількість реактивної енергії W(Q) C у кВАр·год. за період часу від T1 до T2, яка перетікає через межу балансової належності, обчислюють за різницею показів лічильника в кінці та на початку цього періоду часу за формулами: W(P)C = W(P) ± П(P). (5.1) W(Q)C = W(Q) ± П(Q), (5.2) де W(P) - кількість активної електричної енергії за період часу від T1 до T2, яку визначено за показами лічильників електричної енергії відповідно до СОУ-Н ЕЕ 11.315, кВт·год.; W(Q) - кількість реактивної електричної енергії за період часу від T1 до T2, яку визначено за показами лічильників електричної енергії відповідно до СОУ-Н ЕЕ 11.315, кВАр·год.; П(P) - поправка до кількості активної електричної енергії, яка обумовлена незбігом точки вимірювання електричної енергії з межею балансової належності елементів електричної мережі, кВт·год.; П(Q) - поправка до кількості реактивної електричної енергії, яка обумовлена незбігом точки вимірювання електричної енергії і межі балансової належності елементів електричної мережі, кВАр·год. У формулах 5.1 і 5.2 знак "+" ставлять у випадках, якщо у напрямку передачі електричної енергії точку вимірювання встановлено після межі балансової належності елементів електричної мережі і ділянка мережі від межі балансової належності до точки вимірювання знаходиться на балансі споживача (субспоживача); знак "-" ставлять у випадках, якщо точку вимірювання електричної енергії встановлено до межі балансової належності елементів електричної мережі і ділянка мережі від межі балансової належності до точки вимірювання знаходиться на балансі електропередавальної організації (основного споживача). 5.5 За рівня інформаційного забезпечення А поправки розраховують за формулами: Δ Δ = ΔW Δ + ΔW Δ + ΔW Δ П(P) = W(P)T + W(P)П + W(P)P + W(P)K + W(P)ІЗк П(Q) (Q) T (Q) П (Q) P, (5.3) (5.4) Δ де W(P)T - втрати активної енергії в силових трансформаторах і автотрансформаторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВт·год.; ΔW (P) П ΔW (P) P - втрати активної енергії в проводах ПЛ і жилах кабелів КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВт·год.; - втрати активної енергії в реакторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВт·год.; ΔW (P) K ΔW (P) ІЗк ΔW (Q) T ΔW (Q) П ΔW (Q) P - кліматичні втрати активної енергії в ПЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, які обумовлені короною ( W(P)Kкор) та недосконалістю ізоляції ПЛ ( W(P)Кіз) і залежать від погодних умов, кВт·год.; Δ Δ - втрати активної енергії в КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, які обумовлені недосконалістю ізоляції КЛ, кВт·год.; - втрати реактивної енергії в силових трансформаторах і автотрансформаторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВАр·год.; - втрати реактивної енергії в проводах ПЛ і жилах кабелів КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВАр·год.; - втрати реактивної енергії в реакторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВАр·год. 5.6 За рівнів інформаційного забезпечення Б, поправки розраховують за формулами: , , (5.5) (5.6) Δ де W(P)T i - втрати активної енергії в силових трансформаторах і автотрансформаторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го інтервалу часу з умовно-сталим навантаженням, кВт·год.; ΔW (P) Пi ΔW (P) P i ΔW (P) Ki ΔW (P) ІЗк i ΔW (Q) Ti ΔW (Q) Пi ΔW (Q) P i - втрати активної енергії в проводах ПЛ і жилах кабелів КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го інтервалу часу з умовно-сталим навантаженням, кВт·год.; - втрати активної енергії в реакторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го інтервалу часу з умовно-сталим навантаженням, кВт·год.; - кліматичні втрати активної енергії в ПЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, які обумовлені короною та недосконалістю ізоляції ПЛ і залежать від погодних умов, протягом i-го інтервалу часу, кВт·год.; - втрати активної енергії в КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, які обумовлені недосконалістю ізоляції КЛ, протягом i-го інтервалу часу, кВт·год.; - втрати реактивної енергії в силових трансформаторах і автотрансформаторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го інтервалу часу з умовно-сталим навантаженням, кВАр·год.; - втрати реактивної енергії в проводах ПЛ і жилах кабелів КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го інтервалу часу з умовно-сталим навантаженням, кВАр·год.; - втрати реактивної енергії в реакторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го інтервалу часу з умовно-сталим навантаженням, кВАр·год.; N - кількість інтервалів часу з умовно-сталим навантаженням за період часу від T1 до T2. Значення інтервалу часу із умовно-сталим навантаженням рекомендовано приймати для всіх ступенів напруги T = 0,5 год., якщо інше не визначено нормативними документами з автоматизації обліку електричної енергії. Δ 5.7 Вимоги до ЗВТ повинні відповідати вимогам розділу 7 СОУ-Н ЕЕ 11.315 і додатково до них: - границі відносних похибок ЗВТ, що використовуються у разі вимірювання довжини проводів ПЛ або кабелів КЛ, не повинні перевищувати 0,5%; - границі відносних похибок ЗВТ, що використовуються у разі вимірювання діаметрів проводів ПЛ або діаметрів жил КЛ, не повинні перевищувати 0,5%; - границі відносних похибок ЗВТ, що використовуються у разі вимірювання характеристик трансформаторів, повинні відповідати вимогам ГОСТ 3484.1; - границі відносних похибок ЗВТ, що використовуються у разі вимірювання інтервалу часу з умовно-сталим навантаженням, не повинні перевищувати 0,5%. Метрологічні характеристики ЗВТ, що рекомендовані до вимірювання лінійних розмірів і часу, наведено в таблиці 5.1. Дозволено застосовувати інші ЗВТ, метрологічні характеристики яких відповідають вимогам таблиці 5.1. Таблиця 5.1 - Метрологічні характеристики засобів вимірювальної техніки для вимірювання лінійних розмірів Назва ЗВТ Метрологічні характеристики Електронний тахеометр Trmb Діапазон вимірювання від 0,2 м до 5500 м 5601 DRStandart Границі допустимої похибки ±(1 + 1 · 10-6 · L) мм, де L - довжина, км Мікрометр МК-25 Діапазон вимірювання від 0 до 25 мм. Клас точності 2. Границі допустимої похибки ±4 мкм Мікрометр МК-50 Діапазон вимірювання від 25 мм до 50 мм. Клас точності 2. Границі допустимої похибки ±4 мкм Штангенциркуль ШЦ-1-250- Діапазон вимірювання від 0 до 250 мм. Клас точності 2. 01 Границі допустимої похибки ±0.1 мм Мікрометр відліковий МПБ Діапазон вимірювання від 0 до 15 мм. Границі допустимої похибки ±0,05 мм Годинник Середній добовий хід, с/добу, за температури 20 ± 5° C дорівнює ±10. 5.8 Умови проведення вимірювань повинні відповідати вимогам розділу 8 СОУ-Н ЕЕ 11.315 і вимогам, наведеним в паспортах ЗВТ вимірювання лінійних розмірів і часу. 5.9 У разі виконання вимірювань слід дотримуватися вимог безпеки, передбачених розділом 9 СОУ-Н ЕЕ 11.315, і додатково до них ГОСТ 3484.1, НАОП 8.5.20-1.01, ГКД 34.20.507, ДНАОП 0.00-1.21-98. 5.10 Оперативний контроль точності результатів вимірювання виконують відповідно до вимог розділу 13 СОУ-Н ЕЕ 11.315, а також додатково до них у разі зміни параметрів ділянки електричної мережі від точки вимірювання до межі балансової належності елементів електричної мережі або зміни параметрів електричної мережі споживача. 5.11 Відповідно до ПКЕЕ однолінійна розрахункова схема ділянки електричної мережі від точки вимірювання до межі балансової належності або електричних мереж суб'єкта господарювання (споживача) із визначенням всіх необхідних для розрахунку втрат електричної енергії параметрів, а також порядок розрахунку втрат електричної енергії (за необхідності) є невід'ємною частиною договору на постачання (передачу) електричної енергії (договору про спільне використання технологічних мереж, про технічне забезпечення електропостачання споживача тощо), яка узгоджується за встановленим порядком усіма сторонами договірних відносин. Рекомендований вигляд відповідного додатку до договору наведений у додатку А до цих Методичних рекомендацій. 5.12 Втрати активної і реактивної енергії в елементі електричного ланцюга, складеного з послідовних елементів електричної мережі, визначаються з урахуванням втрат електричної енергії в попередніх елементах цього ланцюга. При цьому, розрахунок втрат слід розпочинати із елемента мереж на приєднанні якого розташована точка вимірювання. 5.13 За наявності зустрічних перетікань електричної енергії у точці вимірювання втрати в елементах електричної мережі за розрахунковий період визначають окремо для режимів "прийому" та "віддачі" електричної енергії за допомогою засобів вимірювань, передбачених для рівня інформаційного забезпечення Б. Втрати електричної енергії в елементі мережі за наявності зустрічних перетікань за період інтеграції (інтервалу часу із умовно сталим навантаженням) розраховують з використанням формули (7.3). При цьому TP розподіляють між "прийомом" та "віддачею" пропорційно обсягам отриманої та відданої електроенергії. Для проведення розрахунків втрат електроенергії в елементах технологічної мережі споживача за наявності зустрічних компенсуючих перетікань реактивної потужності, при урахуванні транзитних перетікань реактивної електроенергії, при необхідності дольового розподілу втрат, при визначенні розрахункових значень споживання (генерації) реактивної електроенергії в точках обліку на межі балансового розділу мереж та при виконанні розрахунків в умовах складних розгалужених мереж споживачів слід керуватися Методикою обчислення плати за перетікання реактивної енергії між електропередавальною організацією та її споживачами. 6 ПІДГОТОВКА ДО ВИЗНАЧЕННЯ ВТРАТ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ 6.1 Підготовка до визначення втрат електричної енергії повинна складатися з етапів, передбачених розділом 10 СОУ-Н ЕЕ 11.315, та додатково до них: - визначення довжин ПЛ і КЛ, зокрема ділянок ЛЕП від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання; - визначення діаметрів проводів ПЛ і діаметрів жил кабелів КЛ, зокрема на ділянках ЛЕП від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання; - визначення характеристик трансформаторів і автотрансформаторів, зокрема установлених на ділянці електричної мережі від межі балансової належності елементів електричних мереж до точки вимірювання; - визначення характеристик реакторів, зокрема установлених на ділянці електричної мережі від межі балансової належності елементів електричних мереж до точки вимірювання; - визначення ступеня забрудненості атмосфери (СЗА, СЗ) та кліматичних умов протягом розрахункового періоду; - обрахування електричних опорів елементів електричної мережі. 6.2 Довжину ПЛ і КЛ визначають за паспортними даними об'єкта, проектною документацією (проектними рішеннями), а в разі їх відсутності - шляхом вимірювання. Вимірювання довжин ПЛ і КЛ, у тому числі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, потрібно виконувати відповідно до вимог паспортів і інструкцій на використовувані ЗВТ та вимог 5.7 цих Методичних рекомендацій. 6.3 Площі поперечного перерізу проводів ПЛ та жил кабелів КЛ визначають за паспортними або каталожними даними, проектною документацією об'єкта або в разі їх відсутності - вимірюваннями. Вимірювання діаметрів проводів ПЛ і діаметрів жил кабелів КЛ потрібно виконувати відповідно до вимог паспортів і інструкцій на використовувані ЗВТ та вимог 5.7 цих Методичних рекомендацій. 6.4 Характеристики трансформаторів і автотрансформаторів визначають за паспортними даними. У разі відсутності паспорта характеристики трансформаторів і автотрансформаторів приймають згідно з каталогами виробників, складеними відповідно до ДСТУ 2104, ДСТУ 2105, ГОСТ 11677, ТУ 16-672.089, ТУ У 3.49-05758084-016 або визначають шляхом вимірювання. Вимірювання характеристик трансформаторів і автотрансформаторів потрібно виконувати відповідно до вимог ГОСТ 3484.1. Відомості про параметри трансформаторів і автотрансформаторів наведено у додатку Б. 6.5 Характеристики реакторів визначають за паспортними даними. У разі відсутності паспорта характеристики реакторів приймають згідно з ТУ або визначають шляхом вимірювання. Вимірювання характеристик реакторів потрібно виконувати відповідно до вимог ГОСТ 3484.1. Відомості про параметри реакторів наведено у додатку Б. 6.6 Питомий активний опір ПЛ з розщепленою фазою обчислюють за формулою: r0 = r0 пр _____ n , (6.1) де r0 пр - питомий активний опір провода, Ом/км; n - кількість проводів у фазі. Відомості про питомий активний опір проводів ПЛ наведено у додатку В. 6.7 Питомий індуктивний опір транспонованої ПЛ з розщепленою фазою з однаковим перерізом проводів з кольорових металів в Ом/км обчислюють за формулою: , (6.2) де - середньогеометрична відстань між проводами окремих фаз ПЛ (параметр Dсер на рис. В1 - В3 додатка В), aAB, aBC, aCA - відповідно відстані між проводами фаз A, B і C, м; - еквівалентний радіус проводу, м (тут aср. - середньогеометрична відстань між проводами однієї фази, м, r - радіус проводу, м). Питомий індуктивний опір транспонованої ПЛ з нерозщепленою фазою розраховується за формулою (6.2) при n = 1 та re = r. Відомості про питомий індуктивний опір ПЛ наведено у додатку В. 6.8 Питому реактивну ємнісну провідність транспонованої ПЛ з розщепленою фазою з однаковим перерізом проводів в мкСм/км обчислюють за формулою: , (6.3) Питома реактивна ємнісна провідність транспонованої ПЛ з нерозщепленою фазою розраховується за формулою (6.3) при re = r. Відомості про питому ємнісну провідність ПЛ наведено у додатку В. 6.9 Питому реактивну ємнісну провідність фази КЛ напругою понад 20 кВ з однаковим перерізом жил в мкСм/км приймають згідно з ТУ на кабель або обчислюють за формулою: , де (6.4) ω = 2 · π · f, f - частота електричного струму, Гц; ε - відносна діелектрична проникність матеріалу ізоляції (для зшитого поліетилену ε = 2,5; для паперової просоченої ε = 3,5 ÷ 3,7); r r r Dіз - зовнішній діаметр основної ізоляції кабелю, мм; dіз - внутрішній діаметр основної ізоляції кабелю, мм. Відомості про питому ємнісну провідність КЛ наведено у додатку В. 6.10 Тривалість у розрахунковому періоді погодних умов певного виду визначають за даними метеорологічної служби, усередненими за 3 - 5 років. 6.11 Коефіцієнти форми графіка навантаження k2Ф приймають за таблицями 7.1 - 7.3 цих Методичних рекомендацій або обраховують згідно з Р 50-072-98. У разі відсутності інформації щодо форми графіка за згодою сторін приймають k2Ф = 1,15. У випадку, якщо розрахунковий період починається не з 1 числа місяця, значення коефіцієнта форми графіка приймається відповідно до сезону, на який припадає більша частина розрахункового періоду. 7 ВИЗНАЧЕННЯ ВТРАТ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ В ЕЛЕМЕНТАХ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ Δ Δ Втрати активної W(P) чи реактивної електроенергії W(Q) в електричних мережах за розрахунковий період визначаються окремо для кожного елемента електричної мережі (лінії електропередачі, реактора, трансформатора чи автотрансформатора тощо) за перетоками активної чи реактивної електроенергії в точках обліку, розташованих на приєднані елемента мережі у відповідності до узагальнених формул: ΔW ΔW (P) = a · I2 · R · k2Ф · TP + PУ.П · TH, (7.1) (Q) = a · I2 · X · k2Ф · TP + QУ.П · TH, (7.2) де a - коефіцієнт, що залежить від виду мережі (трифазна, однофазна); I - середнє діюче значення сили струму в елементі мережі; k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження елемента мережі; R - активний опір елемента мережі; X - реактивний опір елемента мережі; PУ.П - умовно-постійні втрати активної енергії в елементі мережі, що залежать від напруги і не залежать від сили струму; QУ.П - умовно-постійні втрати реактивної енергії в елементі мережі, що залежать від напруги і не залежать від сили струму; TP = 24 х Nd - кількість годин роботи елемента мережі під навантаженням протягом розрахункового періоду; Nd - кількість діб роботи елемента мережі у розрахунковому періоді; TH = TРП - TB - число годин находження елемента мережі під напругою протягом розрахункового періоду; TРП - тривалість розрахункового періоду, години; TB - час, протягом якого елемент мережі було вимкнено, години. Квадрат середнього діючого значення сили струму в елементі електричної мережі протягом розрахункового періоду в А2 обчислюють за формулою: I2 = , (W(P))2 + (Q) 2 (W ) _____________ b · T2P · U2H (7.3) де W(P), W(Q) - перетікання відповідно активної і реактивної енергії через елемент мережі за розрахунковий період, кВт·год. (кВАр·год.); b - коефіцієнт, що дорівнює 3 для трифазної мережі і 1 для однофазної мережі; UH - номінальна вища напруга трансформатора (автотрансформатора) згідно з ГОСТ 11677 або номінальна напруга ПЛ (КЛ) або іншого елемента мережі згідно з ГОСТ 721, ГОСТ 21128, кВ. Вимірювання кількості активної енергії W(P) у кВт·год. або кількості реактивної енергії W(Q) у кВАр·год. за допомогою лічильника виконують згідно з розділом 11 СОУ-Н ЕЕ 11.315. 7.1 Рівень інформаційного забезпечення А Втрати електроенергії в трансформаторах і автотрансформаторах 7.1.1 Втрати активної енергії у двообмоткових трансформаторах у кВт·год. розраховують за формулами: ΔW (Q) T = 3 · I2 · RT · k2Ф · 10-3 · TP + PН.Х. · TH = = 3 · I2 · RT · k2Ф · 10-3 · TP + gT · U2H · TH · 10-3, (7.4) де I - середнє протягом розрахункового періоду діюче значення сили струму трансформатора, квадрат якого обчислюється за формулою (7.3), А; k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження трансформатора, значення якого визначено згідно з 6.11; RT - активний опір трансформатора, Ом; PН.Х. - втрати неробочого ходу трансформатора, кВт; gT - активна провідність трансформатора, мкСм; TP - час роботи трансформатора під навантаженням протягом розрахункового періоду, години; TH - час находження трансформатора під напругою протягом розрахункового періоду, години; UH - вища номінальна напруга трансформатора, кВ. Значення параметрів RT, gT і втрат неробочого ходу PН.Х. трансформаторів наведено у додатку Б. Втрати активної енергії в струмоведучих частинах двообмоткових трансформаторів з розщепленою обмоткою низької напруги визначають враховуючи втрати від відповідних струмів в кожній із обмоток окремо з використанням значень опорів обмоток, визначених по формулам, наведеним у додатку Б. У разі застосування трансформатора із сполученими паралельно гілками розщепленої обмотки втрати у трансформаторі визначають з використанням параметра RT. 7.1.2 Втрати реактивної енергії у двообмоткових трансформаторах у кВАр·год. розраховують за формулами: ΔW (Q) T = 3 · I2 · XT · k2Ф · 10-3 · TP + QН.Х. · TH = (7.5) = 3 · I2 · XT · k2Ф · 10-3 · TP + bT · U2H · TH · 10-3, де XT - реактивний опір трансформатора, Ом; QН.Х. - реактивна потужність втрат неробочого ходу трансформатора, кВАр; bT - реактивна провідність трансформатора, мкСм. Значення параметрів XT, bT і реактивної потужності втрат неробочого ходу QН.Х. трансформаторів наведено у додатку Б. Втрати реактивної енергії в струмоведучих частинах двообмоткових трансформаторів з розщепленою обмоткою низької напруги визначають враховуючи втрати від відповідних струмів в кожній із обмоток окремо з використанням значень реактивних опорів обмоток, визначених по формулам, наведеним у додатку Б. У разі застосування трансформатора із сполученими паралельно гілками розщепленої обмотки втрати у трансформаторі визначають з використанням параметра XT. Таблиця 7.1 - Коефіцієнти форми графіка навантаження на шинах підстанцій 10(6)/0,38 кВ у разі відсутності автоматизованих засобів компенсації реактивної потужності в мережах споживача Значення коефіцієнта форми графіка k2Ф Характеристика споживача сезонне середньорічне зима весна літо осінь 2 3 4 5 6 Сільські житлові будинки 1,17 1,13 1,14 1,15 1,15 Міські житлові будинки 1,13 1,11 1,13 1,12 1,12 Житлові будинки, обладнані стаціонарними електроплитами для приготування їжі 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 Житлові будинки з електроопаленням в акумуляційному режимі, в тому числі обладнані стаціонарними електроплитами для приготування їжі 2,38 1,79 1,15 2,00 1,83 Житлові будинки з електроопаленням в вільному режимі, в тому числі обладнані стаціонарними електроплитами для приготування їжі 1,03 1,05 1,15 1,04 1,07 Сільські комунальнопобутові споживачі 1,15 1,15 1,16 1,16 1,16 1 Міські комунальнопобутові споживачі 1,09 1,08 1,09 1,09 1,09 Комунально-побутові споживачі з частково змішаним навантаженням 1,07 1,07 1,07 1,07 1,07 Виробничі споживачі з частково змішаним навантаженням 1,08 1,09 1,08 1,08 1,08 Сільські виробничі споживачі 1,12 1,13 1,11 1,12 1,12 Птахофабрики 1,05 1,06 1,05 1,06 1,06 Зрошення землі 1,60 1,18 1,10 1,35 1,31 Сезонні літньо-осінні споживачі - - 1,12 1,12 1,12 Тепличні комбінати з обігріванням від вогневих котельних 1,03 1,02 1,10 1,02 1,04 Однозмінні промислові підприємства 1,48 1,46 1,48 1,49 1,48 Двозмінні промислові підприємства 1,27 1,25 1,26 1,27 1,26 Тризмінні промислові підприємства 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 Акумуляційні електрокотельні 3,07 3,12 3,12 3,12 3,11 Таблиця 7.2 - Коефіцієнти форми графіка навантаження на шинах підстанцій 10(6)/0,38 кВ за наявності автоматизованих засобів компенсації реактивної потужності в мережах споживача Значення коефіцієнта форми графіка k2Ф Характеристика споживача сезонне середньорічне зима весна літо осінь 2 3 4 5 6 Сільські житлові будинки 1,24 1,20 1,24 1,23 1,23 Міські житлові будинки 1,18 1,15 1,20 1,17 1,18 1 Житлові будинки, обладнані стаціонарними електроплитами для приготування їжі 1,22 1,24 1,28 1,24 1,25 Житлові будинки з електроопаленням в акумуляційному режимі, в тому числі обладнані стаціонарними електроплитами для приготування їжі 2,40 1,80 1,25 2,01 1,87 Житлові будинки з електроопаленням в вільному режимі, в тому числі обладнані стаціонарними електроплитами для приготування їжі 1,03 1,06 1,25 1,04 1,10 Сільські комунальнопобутові споживачі 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 Міські комунальнопобутові споживачі 1,12 1,10 1,12 1,11 1,11 Комунально-побутові споживачі з частково змішаним навантаженням 1,07 1,06 1,07 1,06 1,07 Виробничі споживачі з частково змішаним навантаженням 1,06 1,07 1,07 1,07 1,07 Сільські виробничі споживачі 1,07 1,10 1,10 1,09 1,09 Птахофабрики 1,02 1,03 1,04 1,02 1,03 Зрошення землі 1,60 1,18 1,10 1,35 1,31 Сезонні літньо-осінні споживачі - - 1,12 1,12 1,12 Тепличні комбінати з обігріванням від вогневих котельних 1,03 1,02 1,10 1,03 1,05 Однозмінні промислові підприємства 1,44 1,43 1,46 1,44 1,44 Двозмінні промислові підприємства 1,24 1,23 1,26 1,24 1,24 Тризмінні промислові підприємства 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 Акумуляційні електрокотельні 3,07 3,12 3,12 3,12 3,11 Таблиця 7.3 - Коефіцієнти форми графіка навантаження на шинах підстанцій 110(150)-35/10 кВ Значення коефіцієнта форми k2Ф Характеристика споживача сезонне середньорічне зима весна літо осінь Сільськогосподарські споживачі 1,07 1,07 1,07 1,07 1,07 Промислові споживачі 1,07 1,06 1,06 1,06 1,06 Комунально-побутові споживачі з частково змішаним навантаженням 1,07 1,06 1,07 1,06 1,07 Виробничі споживачі з частково змішаним навантаженням 1,08 1,07 1,07 1,07 1,07 Тваринницькі комплекси та птахофабрики 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 Парники і теплиці з електрообігрівом 1,04 1,02 1,07 1.07 1,05 Зрошення 1,09 1,07 1,05 1,08 1,07 7.1.3 Втрати активної енергії у триобмоткових трансформаторах і автотрансформаторах у кВт·год. розраховують за формулою: ΔW (P) T = 3 · (I2В.Н. · RВ.Н. · k2Ф.В. + I2С.Н. · RН.Н. · k2Ф.Н.) · 10-3 · TP + PН.Х. · TH = = 3 · (I2В.Н. · RВ.Н. · k2Ф.В. + I2С.Н. · RС.Н. · k2Ф.С. + I2Н.Н. · RН.Н. · k2Ф.Н.) · 10-3 · TP + gT · U2H · TH (7.6) · 10-3, де IВ.Н., IС.Н., IН.Н. - середні протягом розрахункового періоду діючі значення сил струмів обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої, середньої і низької напруги, квадрати яких обчислюються за формулою (7.3) і зведені до вищої напруги трансформатора (автотрансформатора), А; RВ.Н., RС.Н., RН.Н. - активні опори трансформатора (автотрансформатора) відповідно для високої середньої і низької напруги, Ом; k2Ф.В., k2Ф.С., k2Ф.Н. - коефіцієнти форми графіка навантаження обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої середньої і низької напруги, значення яких визначено згідно з 6.11; gT - активна провідність трансформатора, мкСм; PН.Х. - втрати неробочого ходу трансформатора (автотрансформатора), кВт. Значення активних опорів обмоток, провідності і втрат неробочого ходу PН.Х. трансформаторів (автотрансформаторів) наведено у додатку Б. 7.1.4 Втрати реактивної енергії у триобмоткових трансформаторах і автотрансформаторах у кВАр·год. розраховують за формулою: ΔW (Q) T = 3 · (I2В.Н. · XВ.Н. · k2В.Н. + I2С.Н. · XС.Н. · k2С.Н. + I2Н.Н. · XН.Н. · k2Н.Н.) · 10-3 · TP + QН.Х. · TH = = 3 · (I2В.Н. · XВ.Н. · k2В.Н. + I2С.Н. · XС.Н. · k2С.Н. + I2Н.Н. · XН.Н. · k2Н.Н.) · 10-3 · TP + bT · U2H · TH (7.7) · 10-3, де XВ.Н., XС.Н., XН.Н. - реактивні опори обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої середньої і низької напруги, Ом; bT - реактивна провідність трансформатора, мкСм. QН.Х. - реактивна потужність втрат неробочого ходу трансформатора (автотрансформатора), кВАр. Значення реактивних опорів обмоток, провідності і реактивної потужності втрат неробочого ходу QН.Х. трансформаторів (автотрансфоматорів) наведено у додатку Б. Формули для визначення значень опорів обмоток та провідності трансформаторів (автотрансформаторів) через їх паспортні характеристики наведені у додатку Б. 7.2 Рівень інформаційного забезпечення А Втрати електроенергії в лініях електропередавання і реакторах 7.2.1 Втрати активної енергії у кВт·год. в проводах ПЛ або жилах кабелів КЛ розраховують за формулою: ΔW (P) П = a · I2 · REK · k2Ф · TP · 10-3, (7.8) де a - коефіцієнт, що дорівнює 3 для трифазної мережі і 2 для однофазної мережі; I - середнє протягом розрахункового періоду діюче значення сили струму ЛЕП, квадрат якого обчислюється за формулою (7.3), А; - еквівалентний активний опір фази ЛЕП, Ом; км; RПm - питомий опір фази m-тої ділянки ЛЕП із однаковим перерізом проводу (кабелю), Ом/ lm - довжина m-тої ділянки ЛЕП із однаковим перерізом проводу (кабелю) з урахуванням його провисання, укладання "змійкою" тощо, км; n - кількість ділянок ЛЕП із однаковим перерізом проводу (кабелю); k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження ЛЕП, значення якого визначено згідно з 6.11; TP - час роботи ЛЕП під навантаженням протягом розрахункового періоду, години. Значення питомого опору фази ЛЕП приймають згідно з ТУ на провід (кабель) або за додатком В. У разі встановлення на ПЛ високочастотного загороджувача зв'язку його активний опір додається до опору ЛЕП, на якій він встановлений. Значення опору, Ом розраховується на основі його паспортних даних за формулою: Δ R = ( Pном / I2ном) · 103, (7.9) Δ де Pном - номінальні втрати потужності в високочастотному загороджувачі, кВт; Iном - номінальний струм високочастотного загороджувача зв'язку, Ф. При відсутності паспортних даних дозволяється користуватися даними, що наведені у таблиці В.9 додатка В. 7.2.2 Втрати реактивної енергії у кВАр·год. в ПЛ розраховують за формулою: , де (7.10) - еквівалентний індуктивний опір фази ЛЕП, Ом; XПm - питомий індуктивний опір фази m-тої ділянки ПЛ з однаковим перерізом проводу, Ом/км; lm - довжина m-тої ділянки ПЛ з однаковою площею перерізу проводу з урахуванням його провисання, км; ΔQ - питома генерація реактивної потужності m-тої ділянки ПЛ з однаковою площею перерізу проводу, кВАр/км; m n - кількість ділянок ЛЕП із однаковим перерізом проводу (кабелю); bm - питома ємнісна провідність фази m-тої ділянки ПЛ з однаковою площею перерізу проводу, мкСм/км; UH - номінальна напруга ПЛ; TH - час находження ПЛ під напругою, години. Якщо UH < 110 кВ, другий доданок у формулі (7.10) приймають рівним нулю. У разі встановлення на ПЛ високочастотного загороджувача зв'язку його індуктивний опір додається до опору ЛЕП, на якій він встановлений. Значення індуктивного опору, Ом розраховується на основі його паспортних даних за формулою: X= де ω · L · 10 , -3 (7.11) ω = 2 · π · f, f - частота електричного струму, Гц; L - індуктивність котушки високочастотного загороджувача, мГн. При відсутності паспортних даних дозволяється користуватися даними, що наведені у таблиці В.9 додатка В. При врахуванні опорів високочастотних загороджувачів слід мати на увазі, що вони не завжди встановлюються у всіх фазах ЛЕП. Таке їх встановлення здійснюється, як правило, тільки на ЛЕП 330 кВ і вище. На ЛЕП 220 кВ для високочастотного зв'язку використовуються одна-дві фази, а на ЛЕП 110 кВ - одна фаза. Так як розрахунки ведуться на основі однолінійної схеми, що представляє симетричне трифазне виконання, то за наявності високочастотного загороджувача тільки в одній фазі в розрахункову схему слід включати тільки 1/3 опору високочастотного загороджувача, за наявності в двох фазах - 2/3. Також слід мати на увазі те, що якщо високочастотний загороджувач встановлений на грозозахисному тросі, то додавати його опір до опору ЛЕП не потрібно. 7.2.3 Втрати реактивної енергії у кВАр·год. в КЛ розраховують за формулою: (7.12) де - еквівалентний індуктивний опір фази КЛ, Ом; XПm - питомий індуктивний опір фази m-тої ділянки КЛ з однаковим перерізом проводу, Ом/км; lm - довжина m-тої ділянки КЛ з однаковою площею перерізу жили з урахуванням його укладання "змійкою", км; ΔQ - питома генерація реактивної потужності m-тої ділянки КЛ з однаковою площею перерізу жили (зарядна потужність кабелю), кВАр/км; m bm - питома ємнісна провідність однієї фази m-тої ділянки КЛ з однаковою площею перерізу жили, мкСм/км; UH - номінальна напруга КЛ, кВ; TH - час находження кабеля під напругою, години. У разі UH < 20 кВ другий доданок у формулі (7.12) приймають рівним нулю. Δ Значення Qm приймають згідно з ТУ на кабель або за додатком В, значення bm наведено у додатку В. 7.2.4 Втрати активної енергії у кВт·год. в трифазних групах струмообмежувальних реакторів розраховують за формулами: Δ W(P)P ΔW (P) P I2 = 3 · ______ · PНОМ · k2Ф · TP, I2НОМ Δ = 3 · 10-3 · I2 · RP · k2Ф · TP, (7.13) (7.14) де I - середнє протягом розрахункового періоду діюче значення сили струму ЛЕП, квадрат якого обчислюється за формулою (7.3), А; ΔP IНОМ - номінальний струм реактора, А; НОМ - втрати активної потужності в одній фазі реактора за номінального струму, кВт; k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження, значення якого визначено згідно з 6.11; RP - активний опір фази реактора, Ом; TP - час роботи реактора під навантаженням, години. 7.2.5 Втрати реактивної енергії у кВАр·год. в трифазних групах струмообмежувальних реакторів розраховують за формулою: ΔW (Q) P = 3 · I2 · XНОМ · k2Ф · TP · 10-3, (7.15) де XНОМ - номінальний індуктивний опір реактора, Ом; TP - час роботи реактора під навантаженням, години. 7.2.6 Втрати активної енергії у кВт·год. в шунтувальному реакторі розраховують за формулою: ΔW (P) P Δ = PНОМ · TH, (7.16) Δ де PНОМ - втрати активної потужності в реакторі за номінальної напруги, кВт; TH - час находження реактора під напругою, години. Відомості про параметри реакторів наведено у додатку Б. 7.3 Рівень інформаційного забезпечення Б Втрати електроенергії в трансформаторах і автотрансформаторах 7.3.1 Втрати активної енергії у двообмоткових трансформаторах у кВт·год. за період часу від T1 до T2 розраховують за формулою: , (7.17) де It - діюче значення сили струму навантаження трансформатора, квадрат якого обчислюється за формулою (7.3) для інтервалу часу Tt із умовно сталим навантаженням і зведений до вищої напруги трансформатора, А; Δ RT - активний опір трансформатора, Ом; ΔT - тривалість t-го інтервалу часу із умовно сталим навантаженням, годин; t gT - активна провідність трансформатора, мкСм; UH - вища номінальна напруга трансформатора, кВ; PН.Х. - втрати неробочого ходу трансформатора, кВт. Значення параметрів RT, gT і втрат неробочого ходу PН.Х. трансформаторів наведено у додатку Б. Втрати активної енергії в струмоведучих частинах двообмоткових трансформаторів з розщепленою обмоткою низької напруги визначають враховуючи втрати від відповідних струмів в кожній із обмоток окремо з використанням значень опорів обмоток, визначених по формулам, наведеним у додатку Б. У разі застосування трансформатора із сполученими паралельно гілками розщепленої обмотки втрати у трансформаторі визначають з використанням параметра RT. 7.3.2 Втрати реактивної енергії у двообмоткових трансформаторах у кВАр·год. за період часу від T1 до T2 розраховують за формулою: , (7.18) де XT - реактивний опір трансформатора, Ом; bT - реактивна провідність трансформатора, мкСм. QН.Х. - реактивна потужність втрат неробочого ходу трансформатора, кВАр. Значення параметрів XT, bT і реактивної потужності втрат неробочого ходу QН.Х. трансформаторів наведено у додатку Б. Втрати реактивної енергії в струмоведучих частинах двообмоткових трансформаторів з розщепленою обмоткою низької напруги визначають враховуючи втрати від відповідних струмів в кожній із обмоток окремо з використанням значень опорів обмоток, визначених по формулам, наведеним у додатку Б. У разі застосування трансформатора із сполученими паралельно гілками розщепленої обмотки втрати у трансформаторі визначають з використанням параметра XT. 7.3.3 Втрати активної енергії у триобмоткових трансформаторах і автотрансформаторах у кВт·год. за період часу від T1 до T2 розраховують за формулою: , (7.19) де IВ.Н.t, IС.Н.t, IН.Н.t - діючі значення сил струмів обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої, середньої і низької напруги, квадрати яких обчислюються за формулою (7.3) для інтервалу часу Tt із умовно сталим навантаженням і зведені до вищої напруги трансформатора (автотрансформатора), А; Δ RВ.Н., RС.Н., RН.Н. - активні опори обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої, середньої і низької напруги, Ом; gT - активна провідність трансформатора, мкСм; PН.Х. - втрати неробочого ходу трансформатора (автотрансформатора), кВт. Значення активних опорів обмоток, провідності і втрат неробочого ходу PН.Х. трансформаторів (автотрансформаторів) наведено у додатку Б. 7.3.4 Втрати реактивної енергії у триобмоткових трансформаторах і автотрансформаторах у кВАр·год. за період часу від T1 до T2 розраховують за формулою: , (7.20) де XВ.Н., XС.Н., XН.Н. - реактивні опори обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої, середньої і низької напруги, Ом; bT - реактивна провідність трансформатора, мкСм. QН.Х. - реактивна потужність втрат неробочого ходу трансформатора (автотрансформатора), кВАр. Значення реактивних опорів обмоток, провідності і реактивної потужності втрат неробочого ходу QН.Х. трансформаторів (автотрансформаторів) наведено у додатку Б. 7.4 Рівень інформаційного забезпечення Б Втрати електроенергії в лініях електропередавання і реакторах 7.4.1 Втрати активної енергії у кВт·год. в проводах ПЛ або жилах кабелів КЛ за період часу від T1 до T2 розраховують за формулою: , (7.21) де a - коефіцієнт, що дорівнює 3 для трифазної мережі і 2 для однофазної мережі; It - середнє значення сили струму навантаження, квадрат якого обчислюється за формулою (7.3) для інтервалу часу Tt із умовно сталим навантаженням, А; - еквівалентний активний опір фази ЛЕП, Ом; км; RПm - питомий опір фази m-тої ділянки ЛЕП із однаковим перерізом проводу (кабелю), Ом/ lm - довжина m-тої ділянки ЛЕП із однаковим перерізом проводу (кабелю) з урахуванням його провисання, укладання "змійкою" тощо, км; n - кількість ділянок ЛЕП із однаковим перерізом проводу (кабелю). У разі встановлення на ПЛ високочастотного загороджувача зв'язку його активний опір додається до опору ЛЕП, на якій він встановлений (див. 7.2.1). 7.4.2 Втрати реактивної енергії у кВАр·год. в ПЛ за період часу розраховують за формулою: ΔT P , де від T1 до T2 (7.22) - еквівалентний індуктивний опір ПЛ від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, Ом; XПm - питомий індуктивний опір m-тої ділянки ПЛ з однаковим перерізом проводу (кабелю), Ом/км; lm - довжина m-тої ділянки ПЛ з однаковою площею перерізу проводу з урахуванням його провисання, км; Δ Qm - питома генерація реактивної потужності m-тої ділянки ПЛ з однаковою площею перерізу проводу, кВАр/км; n - кількість ділянок ПЛ із однаковим перерізом проводу; bm - питома ємнісна провідність фази m-тої ділянки ПЛ з однаковою площею перерізу проводу, мкСм/км; UH - номінальна напруга ПЛ, кВ. У разі UH < 110 кВ другий доданок у формулі (7.22) приймають рівним нулю. У випадку встановлення на ПЛ високочастотного загороджувача зв'язку його індуктивний опір додається до опору ЛЕП, на якій він встановлений (див. 7.2.2). 7.4.3 Втрати реактивної енергії у кВАр·год. в КЛ за період часу розраховують за формулою: , де ΔT P від T1 до T2 (7.23) - еквівалентний індуктивний опір фази КЛ, Ом; XПm - питомий індуктивний опір фази m-тої ділянки КЛ з однаковим перерізом проводу, Ом/км; lm - довжина m-тої ділянки КЛ з однаковою площею перерізу жили з урахуванням його укладання "змійкою", км; ΔQ - питома генерація реактивної потужності m-тої ділянки КЛ з однаковою площею перерізу m жили (зарядна потужність кабелю), кВАр/км; bm - питома ємнісна провідність однієї фази m-тої ділянки КЛ з однаковою площею перерізу жили, мкСм/км; UH - номінальна напруга КЛ, кВ. У разі UH < 20 кВ другий доданок у формулі (7.23) приймають рівним нулю. Δ Значення Qm приймають згідно з ТУ на кабель або за додатком В, значення bm наведено у додатку В. 7.4.4 Втрати активної енергії у кВт·год. в трифазних групах струмообмежувальних реакторів за період часу від T1 до T2 розраховують за формулами: , (7.24) , (7.25) де It - середнє значення сили струму навантаження, квадрат якого обчислюється за формулою (7.3) для інтервалу часу Tt із умовно сталим навантаженням, А; Δ IНОМ - номінальний струм реактора, А; ΔP - втрати активної потужності в одній фазі реактора за номінального струму, кВт; ΔT - тривалість i-го інтервалу часу із умовно сталим навантаженням, годин; НОМ t RP - активний опір фази реактора, Ом. Параметри реакторів визначаються за формулами, наведеними у додатку Б. 7.4.5 Втрати реактивної енергії у кВАр·год. в трифазних групах струмообмежувальних реактора за період часу від T1 до T2 розраховують за формулою: , (7.26) де XP - індуктивний опір фази реактора, Ом. 7.4.6 Втрати активної енергії у кВт·год. в шунтувальному реакторі за період часу від T1 до T2 розраховують за формулою: , (7.27) Δ де PНОМ - втрати активної потужності в реакторі за номінальної напруги, кВт; Ut - напруга протягом t-го інтервалу часу, коли вона лишається незмінною, кВ; UНОМ - номінальна напруга реактора, кВ; ΔT - тривалість t-го інтервалу часу із умовно сталою напругою U , годин. t t У разі відсутності відомостей щодо зміни у часі напруги приймають, що Ut = UНОМ. 7.5 Кліматичні втрати електроенергії в повітряних лініях 7.5.1 Втрати електричної енергії на корону ПЛ напругою 220 кВ і вище у кВт·год. обчислюють за формулою: , (7.28) Δ де Pнор,k,m - питомі втрати потужності на корону ПЛ m-го виду за k-тих погодних умов, кВт/км; ΔT k lm - довжина ПЛ m-го виду, км; - тривалість погодних умов k-го виду за час находження ПЛ під напругою, годин. Значення питомих втрат потужності на корону приймають за таблицею 7.4. Таблиця 7.4 - Питомі втрати потужності на корону ПЛ Номінальна напруга, кВ Номінальний переріз проводу, мм2 Питомі втрати активної потужності за типами погодних умов, кВт/км ясно сніг дощ паморозь 220 240 300 0,4 0,3 1,9 1,5 6,8 5,4 20,6 16,5 330 2 х 300 2 х 400 1,0 0,8 4,5 3,3 15,0 11,0 44,0 33,5 400 2 х 500 1,3 5,0 18,1 54,4 500 3 х 300 3 х 400 3 х 500 8 х 300 2,8 2,4 1,8 0,1 11,0 9,1 6,5 0,5 36,0 30,2 22,0 1,5 96,0 79,2 56,0 4,5 750 4 х 600 5 х 240 4,6 3,9 17,5 15,5 65,0 55,0 130,0 115,0 За відсутності відомостей про погодні умови втрати електричної енергії на корону дозволено обчислювати за формулою: , (7.29) Δ де Pкор,сер,m - середньорічні питомі втрати потужності на корону ПЛ m-го виду, кВт/км; TH - час находження ПЛ під напругою за розрахунковий період, годин. Значення середньорічних питомих втрат потужності на корону таблицею 7.5. ΔP кор,сер,m приймають за Таблиця 7.5 - Середньорічні питомі втрати потужності на корону ПЛ Напруга лінії, кВ Номінальний переріз проводу, мм2 Кількість проводів в фазі Питомі середньорічні втрати потужності, кВт/ км 220 240 300 400 500 1 1 1 1 1,5 1,2 1,0 0,7 330 240 300 400 500 2 2 2 2 4,8 3,8 2,9 1,6 400 500 2 5,7 500 300 400 500 3 3 3 11,5 8,5 5,5 750 400 500 600 240 4 4 4 5 23,8 19,0 15,0 13,0 Під час визначення помісячних значень втрат на корону слід множити середньорічні втрати на 1,4 - для місяців першого і четвертого кварталів і на 0,6 - для місяців другого та третього кварталів. 7.5.2 Втрати електроенергії в ізоляції ПЛ обчислюють згідно з розділом Д.6 ГНД 34.09.1042003 або з урахуванням ступеня забруднення атмосфери (СЗА) у кВт·год. за формулою: Δ W(P)Кіз U2НОМ = _________ Tвол · Nгір, 3 · Rіз · Nіз (7.30) де UНОМ - номінальна напруга ПЛ, кВ; Rіз = 1345 - 215 · (NP - 1) - електричний опір одного ізолятора, кОм, (NP - номер рівня СЗА, визначений відповідно до ГКД 34.51.101); Nіз - кількість ізоляторів у фазі ПЛ, яку приймають згідно з проектом ПЛ, ГКД 34.51.101 або середня кількість ізоляторів в гірляндах на лініях згідно з таблицею 7.6; Nгір - кількість гірлянд ізоляторів, яку приймають згідно з проектом ПЛ; Tвол - тривалість у розрахунковому періоді вологої погоди (туман, роса, дощ, мокрий сніг, паморозь), годин. Таблиця 7.6 - Середня кількість ізоляторів на опорах повітряних ліній за різного ступеня забрудненості атмосфери Рівень СЗА Середня кількість ізоляторів в гірляндах на лініях напругою, кВ 6 10 20 35 110 150 220 330 500 750 I 1 1 2 3 6 9 12 18 25 39 II 1 1 2 3 7 10 15 19 27 42 III 1 1 2 3 8 11 16 20 30 48 IV 1 1 3 4 10 13 20 25 35 60 V 2 2 3 4 10 14 20 28 40 60 VI 2 2 4 5 12 17 24 34 49 72 VII 2 2 4 6 15 20 29 40 59 87 Дозволено визначати кількість гірлянд ізоляторів на ПЛ за формулою Nгір = nгір · l, (7.31) де nгір - питома кількість гірлянд ПЛ відповідно до таблиці 7.7, шт./км; l - довжина ПЛ, км. Таблиця 7.7 - Середня кількість гірлянд ізоляторів на опорах повітряних ліній Напруга ПЛ, кВ 6 - 20 35 110 150 220 330 500 750 Питома кількість гірлянд nгір, шт./км 46,8 23,4 12,9 11,4 9,8 8,6 8,0 7,1 Перехід від ступеню забрудненості атмосфери (СЗА) згідно з ГКД 34.51.101 до ступеня забрудненості (СЗ) згідно з Главою 1.9 ПУЕ:2006 і навпаки виконують за таблицею 7.8. Таблиця 7.8 - Порівняльна таблиця ступенів забрудненості Ступінь забрудненості (СЗ) відповідно до Глави 1.9 ПУЕ:2006 1 2 3 4 5 Ступінь забрудненості атмосфери (СЗА) відповідно до ГКД 34.51.101 I та II III IV та V VI VII У разі відсутності даних щодо тривалості груп погоди у розрахункових періодах втрати електроенергії в ізоляції ПЛ i-го ступеня напруги у кВт·год. обчислюють з використанням питомих середньорічних втрат електроенергії, що наведені в таблиці 7.9, за формулою: ΔW (P) Кіз Δ (7.32) = Wіз.сер,i,r · li · TH · 103 / 8760, Δ Wіз.сер,i,r - питомі середньорічні втрати електроенергії в ізоляції ПЛ і-го ступеня напруги у r-тому регіоні, тис. кВт·год./км; li - довжина ПЛ i-го ступеня напруги, км. Таблиця 7.9 - Питомі середньорічні втрати електроенергії в ізоляції ПЛ, тис. кВт·год./ км Номер регіону Напруга ПЛ, кВ 6 10 20 35 110 150 220 330 500 750 Перший 0,31 0,51 1,00 1,07 1,68 1,93 2,10 3,14 4,75 7,13 Другий 0,27 0,44 0,87 0,92 1,46 1,68 1,82 2,72 4,11 6,18 До першого регіону належать області: Харківська, Полтавська, Сумська, Чернігівська, Житомирська, Київська, Черкаська, Вінницька, Хмельницька, Тернопільська, Рівненська, Львівська, Волинська, Івано-Франківська, Закарпатська, Чернівецька; до другого: Донецька, Луганська, Дніпропетровська, Кіровоградська, Одеська, Миколаївська, Херсонська, Запорізька, Автономна Республіка Крим. При визначенні помісячних значень втрат електроенергії в ізоляції ПЛ слід множити середньорічні втрати на 1,4 - для місяців першого і четвертого кварталів і на 0,6 - для місяців другого та третього кварталів. 7.6 Втрати електроенергії в ізоляції кабельних ліній електропередавання Втрати електроенергії в ізоляції КЛ обчислюють згідно з розділом Д.6 ГНД 34.09.104-2003 у кВт·год. за формулою: (7.33) Δ де Q0j - питома зарядна потужність кабелю j-го поперечного перерізу, кВАр/км; lkj - сумарна довжина ділянок ЛЕП, виконаних кабелем j-го поперечного перерізу, км; tgd - тангенс кута діелектричних втрат; TH - час находження КЛ під напругою за розрахунковий період, годин. Δ Значення Q0j приймають згідно з ТУ на кабель або за додатком В. Значення тангенса кута діелектричних втрат tgd залежно від терміну експлуатації кабелів лежить в межах від 0,016 до 0,022. Перше значення відповідає усередненому терміну експлуатації КЛ до 20 років, друге - більше ніж 40 років. При терміні експлуатації від 20 до 40 років значення тангенса кута діелектричних втрат приймається рівним 0,019. 7.7 Особливі ситуації 7.7.1 В лініях електропередавання між різними суб'єктами електроенергетики (енергопостачальними компаніями) у разі встановлення лічильників не на межі балансової належності, а на кінцях лінії електропередавання, втрати електричної енергії в лінії розподіляються між суб'єктами електроенергетики пропорційно опорам ділянок лінії електропередавання, що знаходяться на їхніх балансах. Кількість відданої W(P)С.від. і прийнятої W(P)С.пр. активної енергії у кожному напрямку обраховують за показами лічильників, встановлених на кінцях лінії електропередавання, за формулами: W(P)С.від. W(P)С.пр. W(P)від. - W(P)пр. - ______________ · Rвід., Rвід. + Rпр. (7.34) = W(P)від. = W(P)від. - W(P)пр. - ______________ · Rпр., Rвід. + Rпр. (7.35) W(P)пр. де W(P)від. - кількість відданої активної енергії за показами лічильника, кВт·год.; W(P)пр. - кількість прийнятої активної енергії за показами лічильника, кВт·год.; Rвід. - активний опір лінії електропередавання, що знаходиться на балансі організації, яка віддає енергію, Ом; Rпр. - активний опір лінії електропередавання, що знаходиться на балансі організації, яка приймає енергію, Ом. Активні опори лінії електропередавання визначають згідно з цими Методичними рекомендаціями. У випадках, коли лінія електропередавання виконана проводами (кабелями) однакового перерізу, втрати активної енергії в лінії W(P)від. - W(P)пр. розподіляють між суб'єктами пропорційно довжинам ділянок лінії, які знаходяться на їхніх балансах. 7.7.2 Кількість відданої W(Q)С.від. і прийнятої W(Q)С.пр. реактивної енергії у кожному напрямку обраховують за показами лічильників, встановлених на кінцях лінії електропередавання, за формулами: W(Q)від. - W(Q)пр. W(Q)С.від. = W(Q)від. - ______________ · Xвід., Xвід. + Xпр. (7.36) W(Q)від. - W(Q)пр. - ______________ · Xпр., Xвід. + Xпр. (7.37) W(Q)С.пр. = W(Q)пр. де W(Q)від. - кількість відданої реактивної енергії за показами лічильника, кВАр·год.; W(Q)пр. - кількість прийнятої реактивної енергії за показами лічильника, кВАр·год.; Xвід. - реактивний опір лінії електропередавання, що знаходиться на балансі організації, яка віддає енергію, Ом; Xпр. - реактивний опір лінії електропередавання, що знаходиться на балансі організації, яка приймає енергію, Ом. Реактивні опори лінії електропередавання визначають згідно з цими Методичними рекомендаціями. 7.7.3 У випадках, коли лінія електропередавання виконана проводами (кабелями) однакового перерізу, втрати реактивної енергії в лінії W(Q)від. - W(Q)пр. розподіляють між суб'єктами пропорційно довжинам лінії, які знаходяться на їхніх балансах. 7.8 Втрати електроенергії у розгалужених лініях електропередавання 7.8.1 Втрати активної і реактивної електроенергії у розгалуженій лінії електропередавання протягом розрахункового періоду обчислюють відповідно до абзацу першого пункту 5.1 Методичних рекомендацій. 7.8.2 У разі неможливості одночасного зчитування показів лічильників на вході і виходах розгалуженої ПЛ або відсутності лічильника на вході лінії втрати електроенергії за розрахунковий період обчислюють за рівнем інформаційного забезпечення Б як суму втрат електроенергії у кожному з її елементів за інтервали часу із умовно сталим навантаженням. При цьому, електричні навантаження в мережах номінальною напругою 6 кВ і більше приймають симетричними. 7.8.3 Квадрат діючого значення сили струму кожної ділянки розгалуженої лінії електропередавання для кожного інтервалу часу із умовно сталим навантаженням розраховують за активним і реактивним навантаженнями і параметрами лінії електропередавання та приєднаних трансформаторів (у випадках розташування точок вимірювання на стороні нижчої напруги трансформатора) за формулою (7.3). 7.8.4 На час впровадження обліку з рівнем інформаційного забезпечення Б (до моменту розроблення і сертифікації відповідного програмного забезпечення) дозволено розрахунки виконувати для розрахункового періоду в цілому, визначаючи діюче значення квадрата сили струму кожної ділянки за цей період за формулою (7.3). 7.9 Втрати електроенергії у внутрішньобудинкових мережах 7.9.1 Втрати електричної енергії у внутрішніх мережах багатоповерхових житлових (офісних) будинків потрібно обчислювати для кожного із вводів як різницю одночасних показів лічильника електричної енергії, встановленого на вводі у житловий будинок і лічильників, за якими здійснюють облік електроенергії на внутрішньобудинкові потреби (освітлення сходів, сходових клітин, коридорів і технічних поверхів; потреби водопостачання і теплопостачання; світлозагорожа; робота ліфтів тощо) та у фізичних (юридичних) осіб цього будинку. 7.9.2 У разі відсутності лічильника на вводі у багатоповерховий житловий (офісний) будинок або лічильника обліку внутрішньобудинкових потреб або неможливості одночасного зчитування показів лічильників найменше можливе значення втрат електричної енергії, пов'язаних із електропостачанням будинку, розраховують як суму втрат у зовнішній живильній мережі W(P)з.м. і внутрішньобудинковій мережі живлення споживачів (квартир, офісів тощо) W(P)в.м., а також втрат у лічильниках електричної енергії WPл та втрат в опорах контактних з'єднань відгалужень до лічильників WPz. Δ Δ Δ Δ 7.9.3 У розрахунках приймають, що: - навантаження споживачів рівномірно розподілено уздовж розгалуженої частини стояка по довжині; - між фазами зовнішній живильній мережі навантаження розподілено рівномірно. 7.9.4 У разі відсутності лічильника на вводі у будинок та наявності лічильника обліку внутрішньобудинкових потреб втрати активної електроенергії в кВт·год. у зовнішній мережі обчислюють за формулою: (7.38) , де W(P)в.п. - споживання активної енергії на внутрішньобудинкові потреби протягом розрахункового періоду, кВт·год.; W(P)m,k - споживання активної енергії т-м споживачем k-го стояка протягом розрахункового періоду, кВт·год.; W(Q)в.п. - споживання реактивної енергії на внутрішньобудинкові потреби протягом розрахункового періоду, кВАр·год.; k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження; Rз - питомий активний опір кабелю (проводу) зовнішньої мережі, Ом/км; lз - довжина кабелю (проводу) зовнішньої мережі, км; T - тривалість розрахункового періоду, годин; m - кількість квартир (офісів), приєднаних до стояка; k - кількість стояків. 7.9.5 Втрати активної електроенергії в кВт·год. внутрішньобудинкової мережі обчислюють за формулою: у кожному з k стояків (7.39) , де Rв.k - питомий активний опір кабелю (проводу) k-го стояка, Ом/км; lн.k - довжина кабелю (проводу) нерозгалуженої частини k-го стояка, км; lр.k - довжина кабелю (проводу) розгалуженої частини k-го стояка, км; kнс - коефіцієнт збільшення втрат в лінії 0,38 кВ стояка з несиметричним навантаженням фаз, який приймається для ліній з R0 / Rф = 1 рівним 1,13, для ліній з R0 / Rф = 2 рівним 1,20 (R0 і Rф - опори нульового і фазного проводів відповідно, Ом). 7.9.6 У разі неможливості одночасного зчитування показів з лічильників споживачів і наявності лічильника на вводі у будинок та лічильника обліку внутрішньобудинкових потреб дозволено потужності стояків живлення споживачів приймати однаковими і втрати активної електроенергії в кВт·год. обчислювати за формулами: - у зовнішній мережі: Δ W(P)з.м. W(P)2б + W(Q)2б(в.п) · k2ф · Rз · lз · 10-3, = _______________ U2H · T (7.40) - у внутрішньобудинковій мережі: , (7.41) де W(P)б. - споживання активної енергії протягом розрахункового періоду за показами лічильника на вводі у будинок, кВт·год.; k - кількість стояків. 7.9.7 У разі неможливості віднести споживання електричної енергії до кожного із k стояків і/або відсутності лічильника на вводі в будинок та лічильника обліку внутрішньобудинкових потреб дозволено потужності стояків приймати однаковими і втрати активної електроенергії в кВт·год. обчислювати за формулами: - у зовнішній мережі: (7.42) , де cos φ = 0,9 - середній коефіцієнт потужності у зовнішній мережі; - у внутрішньобудинковій мережі: . (7.43) 7.9.8 У разі наявності лічильника на вводі у будинок та відсутності лічильника обліку внутрішньобудинкових потреб втрати активної електроенергії в кВт·год. у зовнішній мережі обчислюють за формулою (7.40), у внутрішньобудинковій мережі - за формулою (7.43). 7.9.9 Втрати електричної енергії в лічильниках в кВт·год. обчислюють за формулою: , (7.44) де Ni - кількість лічильників i-того типу; Pi - втрати електричної енергії в лічильниках i-того типу відповідно до паспорта лічильника, Вт; T - тривалість розрахункового періоду, годин. 7.9.10 Обсяг втрат електричної енергії у з'єднаннях внутрішньобудинкових мереж в кВт·год. може бути врахований за взаємною згодою сторін на підставі вимірювань опорів контактних з'єднань відповідно до ГОСТ 17441-84 за формулами: ΔW (P) z = Nz · I2 · Rz · k2Ф · T · 10-3, (7.45) де Nz - кількість контактних з'єднань на відгалуженнях до лічильників; I - середній струм фази, А; Rz - опір контактного з'єднання, Ом. Значення квадрату середнього струму в А2 розраховується по формулі: , (7.46) де b - коефіцієнт, що дорівнює 3 для споживача трифазної енергії і 1 для споживача однофазної енергії. Додаток А (обов'язковий) Додаток до Договору № ПОРЯДОК РОЗРАХУНКУ ВТРАТ електроенергії в мережі споживача за станом на ___ ____________ 201_ р. 1. Найменування Споживача ______________________________________________ 2. Адреса ________________________________________________________________ 3. Точка обліку (N ТП, місце установки засобу обліку) ________________________ Розрахунок втрат електричної енергії в мережі здійснюється для рівня інформаційного забезпечення _____. Розрахункові втрати додаються/віднімаються (необхідне підкреслити) до показів лічильника. Розрахункова схема: А. Вихідні дані для розрахунку втрат в трансформаторах 1. Розрахункові формули або посилання на пункт Методичних рекомендацій: (заповнюється енергопостачальником) 2. Таблиця з вихідними даними: Точка обліку (№ ТП) 1 Паспорті дані трансформатора Номінальна потужність, SH, кВА Номінальна напруга, UH, кВ 2 3 Втрати, кВт PН.Х PК.З Струм н.х., IН.Х., % 4 5 6 Напруга к.з., UК.З, % 7 Сезонні коефіцієнти форми графіка навантаження* 8 __________ * Колонка заповнюється для рівня інформаційного забезпечення А. Б. Вихідні дані для розрахунку втрат в лініях електропередавання 1. Розрахункові формули або посилання на пункт Методичних рекомендацій: (заповнюється енергопостачальником) 2. Таблиця з вихідними даними: Точка обліку (№ ТП) 1 Паспорті дані ЛЕП Номінальна напруга, UH, кВ 2 Питомий опір, Ом/км R0 X0 3 4 __________ * Колонка заповнюється для рівня інформаційного забезпечення А. В. Вихідні дані для розрахунку втрат в реакторах Довжина, км 5 Сезонні коефіцієнти форми графіка навантаження* 6 1. Розрахункові формули або посилання на пункт Методичних рекомендацій: (заповнюється енергопостачальником) 2. Таблиця з вихідними даними: Точка обліку (№ ТП) Паспорті дані реактора Номінальна напруга, UH, кВ Номінальна потужність, SH, кВА Втрати (на фазу), P, кВт або активний опір фази реактора, Ом Δ Реактивний опір, XP, Ом 2 3 4 5 1 Сезонні коефіцієнти форми графіка навантаження* 6 __________ * Колонка заповнюється для рівня інформаційного забезпечення А. Г. Вихідні дані для розрахунку втрат у внутрішньобудинкових мережах № Адреса п/п будинку Вихідні дані будинку Паспортні дані мережі Число Число Зовнішньої Внутрішньої квартир, стояків, од. од. Питомий Довжина, Питомий Довжина опір, км опір, стояка, Ом/км Ом/км км 1 2 3 4 5 6 7 Сезонні коефіцієнти форми графіка * Коефіцієнт навантаження несиметрії* 8 9 10 __________ * Колонка заповнюється для рівня інформаційного забезпечення А. Розрахункову схему і вихідні дані перевірив: Інспектор _____________ "___" ____________ 201_ р. Д. Розрахункові значення втрат у мережі споживача за _______________ місяць № п/ п Точка обліку (№ ТП, № лічильника) Кількість Кількість годин роботи Значення втрат за розрахунковий період, кВт·год./кВАр·го отриманої обладнання за активної і розрахунковий період, реактивної год* енергії за розрахунковий Під Під У У лініях електропередавання, у т.ч. У реакторах період навантаженням напругою трансформаторах проводах ПЛ, ізоляції ПЛ на жилах КЛ (КЛ) корону 1 2 W(P) W(Q) TP TH 3 4 5 6 ΔW ΔW ΔW ΔW ΔW P T 7 Q T 8 P П 9 Q П 10 P Кіз(ІЗк) 11 ΔW P Ккор 12 ΔW ΔW P P 13 __________ * Колонки заповнюються для рівня інформаційного забезпечення А. У разі різних значень годин роботи обладнання під навантаженням та/або під напругою для різних видів обладнання ці значення мають відображатися в таблиці. Q P 14 Е. Розрахункові значення втрат у внутрішньобудинкових мережах за ___________ місяць № Адреса Споживання активної п/п будинку електроенергії за розрахунковий період, кВт·год. Значення втрат за розрахунковий період, кВт·год. Споживачами На внутрішньо- У зовнішній У Всього будинкові потреби мережі внутрішньобудинковій мережі 1 2 3 4 5 6 7 Додаток Б (обов'язковий) ТЕХНІЧНІ ДАНІ ТРАНСФОРМАТОРІВ І РЕАКТОРІВ Б.1 Параметри двообмоткового трансформатора (рис. Б.1) обчислюють за його паспортними даними за формулами: Pкз · U2ВН х 103. RT = _________ S2H ZT = UКЗ % · U2ВН х 103, _____ _____ 100 SH (Б.1) (Б.2) (Б.3) gT = PНХ , (Б.4) _____ U2ВН bT = IНХ % _____ 100 · SH , ____ U2ВН (Б.5) QНХ = IНХ % · SH, _____ 100 де RT - активний опір трансформатора, Ом; PКЗ - втрати короткого замикання трансформатора, кВт; UВН - вища номінальна напруга трансформатора, кВ; SH - номінальна потужність трансформатора, кВ·А; ZT - повний опір трансформатора, Ом; XT - реактивний опір трансформатора, Ом; UКЗ - напруга короткого замикання трансформатора, %; gT - активна провідність трансформатора, мСм; bT - реактивна провідність трансформатора, мСм; IНХ - струм неробочого ходу трансформатора, %; PНХ - втрати неробочого (холостого ходу) трансформатора, кВт; QНХ - реактивна потужність втрат неробочого (холостого ходу) трансформатора, кВАр. (Б.6) а) б) Рисунок Б.1 - Умовне позначення (а) та схема заміщення (б) двообмоткового трансформатора. У разі відсутності паспорта параметри двообмоткового трансформатора обчислюють за формулами (Б.1) - (Б.6) на підставі каталожних даних. Значення параметрів двообмоткових трансформаторів, які обчислено за каталожними даними, наведено в табл. Б.1 - Б.10. Б.2 Знижувальні трансформатори потужністю 25 МВ·А і більше виготовляють, зазвичай, з розщепленими обмотками нижчої напруги (рис. Б.2). Паспортні дані таких трансформаторів такі ж, як і у двообмоткових, тому їх параметри обчислюють за формулами (Б.1) - (Б.6). а) б) Рисунок Б.2 - Умовне зображення (а) та схема заміщення (б) трансформатора з розщепленою обмоткою низької напруги. У трифазних трансформаторів з розщепленою обмоткою низької напруги величина магнітного зв'язку між гілками розщепленої обмотки залежить від конструкції та розміщення обмоток на магнітопроводі. З достатньою для інженерних розрахунків точністю приймається: (Б.7) , (Б.8) де R'НН, R"НН - відповідно активні опори першої і другої обмоток низької напруги, Ом; X'НН, X"НН - відповідно реактивні опори першої і другої обмоток низької напруги, Ом. Для трифазної групи однофазних трансформаторів XВН = 0, X'НН = X"НН = 2 · XТ. Значення параметрів двообмоткових трансформаторів з розщепленими обмотками, які обчислено за каталожними даними, наведено в табл. Б.2 - Б.9. Б.3 Параметри триобмоткового трансформатора (рис. Б.3) обчислюють за його паспортними даними з урахуванням наступного. У разі наведення у паспортних даних одного значення потужності короткого замикання Pкз (для пари обмоток ВН-СН) активні опори схеми заміщення трансформатора розраховуються за формулами: RT = Pкз · U2ВН ; _________ S2H (Б.9) - у разі співвідношення потужностей обмоток високої (SВ), середньої (SС) і низької (SН) напруги 100/100/100%: RВН = RСН = RНН = 0,5 · RT, Ом; (Б.10) де RВН, RСН, RНН - відповідно активні опори обмоток високої, середньої і низької напруги, а) б) Рисунок Б.3 - Умовне зображення (а) та схема заміщення (б) триобмоткового трансформатора. - для співвідношень потужностей обмоток трансформатора, відмінних від 100/100/100% активні опори обмоток трансформатора визначаються згідно з таблицею Б.0. Таблиця Б.0 - Визначення активних опорів обмоток триобмоткового трансформатора для співвідношень потужностей обмоток трансформатора, % SВ SС SН RВН RСН RНН 100 67 100 0,5 RT 0,75 RT 0,5 RT 100 100 67 0,5 RT 0,5 RT 0,75 RT 100 67 67 0,55 RT 0,82 RT 0,82 RT 100 100 50 0,5 RT 0,5 RT RT 100 50 50 0,5 RT RT RT 100 100 33 0,5 RT 0,5 RT 1,5 RT Якщо у паспортних даних наведено три значення потужностей короткого замикання для пар обмоток: PкзВ-С, PкзВ-Н, PкзС-Н, то в такому випадку активні опори схеми заміщення трансформатора визначають за формулами: RВН = Pкз ВН · U2ВН , ___________ S2H (Б.11) RСН = Pкз СН · U2ВН , ____________ S2H (Б.12) RНН = Pкз НН · U2ВН , ____________ S2H (Б.13) де . (Б.14) Інші параметри схеми заміщення розраховуються за формулами: ZВН = uкзВ % ______ 100 ZСН = uкзС % ______ 100 ZНН = uкзН % ______ 100 · U2ВН ; _____ SH (Б.15) U2ВН ; _____ SH · · (Б.16) U2ВН ; _____ SH (Б.17) де uкзВ %, uкзС %, uкзН % - напруги короткого замикання обмоток високої, середньої і низької напруги, %, які розраховують за формулами: , (Б.18) де uкзВ-С %, uкзВ-Н %, uкзС-Н % - напруги короткого замикання для пар обмоток високої і середньої, високої і низької, середньої і низької напруги відповідно, %, (Б.19) (Б.20) (Б.21) У разі, якщо отримано від'ємне значення Z, то приймається X = 0. gT = PНХ ____ U2ВН IНХ % bT = _____ · 100 , (Б.22) SH _____ U2ВН , (Б.23) IНХ % QНХ = _____ · SН. 100 (Б.24) У разі відсутності паспорта параметри трансформатора обчислюють за формулами (Б.9) (Б.24) на підставі каталожних даних. Значення параметрів триобмоткових трансформаторів, які обчислено за каталожними даними, наведено в табл. Б.11 - Б.13. Б.4 Параметри автотрансформатора (рис. Б.4) обчислюють за його паспортними даними за формулами (Б.9) - (Б.24) з урахуванням наступних особливостей: - за номінальну потужність автотрансформатора приймають потужність, яку можна передати через обмотку високої напруги: (Б.25) , де IВН, UВН - номінальні струм і номінальна напруга обмотки високої напруги; - обмотку низької напруги завжди виконують на потужність меншу, ніж номінальна (до неї, зазвичай, приєднують тільки додаткові джерела реактивної потужності та власні потреби підстанції) (Б.26) SНН = aНН · SH, де aНН - частка потужності обмотки низької напруги по відношенню до номінальної потужності автотрансформатора (для сучасних автотрансформаторів величина aНН = 0,25; 0,4 або 0,5); а) б) Рисунок Б.4 - Умовне зображення (а) та схема заміщення (б) триобмоткового автотрансформатора. - у випадках, коли в каталозі (довіднику) для автотрансформатора наведено параметри P'кз(В-Н), P'кз(С-Н), u'кз(В-Н), u'кз(С-Н), які зведені до номінальної потужності обмотки низької напруги, перед розрахунком параметрів схеми заміщення їх необхідно звести до номінальної потужності автотрансформатора за формулами: (Б.27) - у випадку, коли у паспорті наведено лише одне значення Pкз (В-С), то активні опори обмоток високої і середньої напруги автотрансформатора рівні між собою: RВН = RСН = 1 _ 2 · RT, (Б.28) де RT - загальний активний опір обмоток високої і середньої напруги автотрансформатора, який визначають за формулою (Б.9); - активний опір обмотки низької напруги визначають за формулою: RНН = 1 · RТ . _ ____ 2 a (Б.29) НН У разі відсутності паспорта параметри автотрансформатора обчислюють за формулами (Б.9) - (Б.29) на підставі каталожних даних. Значення параметрів автотрансформаторів, які обчислено за каталожними даними, наведено в табл. Б.12 - Б.15. Б.5 Параметри реакторів розраховуються за формулами: Δ Rр = P · 103 / I2НОМ, Ом , Ом (Б.30) (Б.31) де UНОМ - номінальна напруга реактора, кВ; IНОМ - номінальний струм реактора, А; ΔP - втрати потужності (на фазу) при номінальному струмі, кВт; X%p - номінальний індуктивний опір реактора, % (параметри реактора можуть містити значення Xp безпосередньо в Ом). Для здвоєних реакторів (рис. Б.5): R1 = R2 = P · 103 / 2 · I2НОМ, Ом; Δ (Б.32) X1 = X2 = X0,5, (Б.33) де X0,5 - номінальний індуктивний опір реактора при перетіканні потужності по його гілках в одному напрямку, Ом. а) б) Рисунок Б.5 - Умовне зображення (а) та схема заміщення (б) здвоєного реактора. Значення параметрів реакторів наведено в табл. Б.16 - Б.20. Б.6 Параметри повітряних та кабельних ліній електропередавання розраховуються за формулами: R = R0 · l, Ом; (Б.34) X = X0 · l, Ом; (Б.35) b = b0 · l, мкСм, (Б.36) де l - довжина ЛЕП, км; R0 - питомий активний опір ЛЕП, Ом/км; X0 - питомий реактивний опір ЛЕП, Ом/км; b0 - питома ємнісна провідність фази ЛЕП, мкСм/км. Для повітряних і кабельних ліній: Δ (Б.37) b0 = Q0 · 103 / U2H, мкСм/км, Δ де Q0 - питома генерація реактивної потужності ЛЕП (зарядна потужність лінії), кВАр/км; UH - номінальна напруга ЛЕП, кВ. Технічні дані проводів, кабелів та параметри ЛЕП наведені в додатку В. Таблиця Б.1 - Трифазні двообмоткові трансформатори 6 та 10 кВ Тип трансформатора SH, Каталожні дані Розрахункові дані кB.A UH обмоток, кВ ВН UКЗ, PКЗ, PНХ, IНХ, % кВт кВт % R, Ом X, Ом g, мкСм b, мкСм QНХ, кВАр НН ТМ-25/10(6) 25 10 (6) 0,4; 0,23 4,5 0,60 0,13 3,2 96,0 (34,6) 152,3 (54,8) 1,30 (3,61) 8,00 (22,2) 0,80 ТМ-40/10(6) 40 10 (6) 0,4; 0,23 4,5 0,88 0,19 3,0 55,0 (19,8) 98,1 (35,3) 1,90 (5,28) 12,0 (33,3) 1,20 ТМ-63/10(6) 63 10 (6) 0,4; 0,23 4,5 1,28 0,265 2,8 32,2 (11,6) 63,7 (22,9) 2,65 (7,36) 17,6 (49,0) 1,76 ТМ100/10(6) 100 10 (6) 0,4; 0,23 4,5 1,97 0,365 2,6 19,7 (7,09) 40,5 (14,6) 3,65 (10,14) 26,0 (72,2) 2,60 ТМ-160/10(6) 160 10 (6) 0,4; 0,23 4,5 2,65 0,565 2,4 10,35 (3,73) 26,15 (9,41) 5,65 (15,69) 38,4 (106,7) 3,84 ТМ-250/10(6) 250 10 (6) 0,4; 0,23 4,5 3,7 0,82 2,3 5,92 (2,13) 17,0 (6,12) 8,20 (22,78) 57,5 (159,7) 5,75 ТМ-400/10(6) 400 10 (6) 0,23; 0,4 4,5 5,5 1,05 2,1 3,44 (1,24) 10,7 (3,86) 10,5 (29,17) 84,0 (233,3) 8,40 ТМ-400/10(6) 400 10 (6) 0,69; 0,4 4,5 5,5 0,92 3,5 3,44 (1,24) 10,7 (3,86) 9,20 (25,55) 140 (388,9) 14,0 ТМ-630/10(6) 630 10 (6) 0,23; 5,5 0,4; 0,69 7,6 1,56 2,0 1,91 (0,69) 8,52 (3,07) 15,6 (43,33) 126 (350) 12,6 ТМ-630/10(6) 630 10 (6) 0,4; 0,69 5,5 8,5 1,56 2,0 2,14 (0,77) 8,46 (3,05) 15,6 (43,33) 126 (350) 12,6 ТМ-1000/10(6) 1000 10 (6) 0,4; 5,5 0,69; 0,525; 3,15; 6,3 12,2 2,45 1,4 1,22 (0,44) 5,36 (1,93) 24,5 (68,06) 140 (388,9) 14,0 ТМ-1600/10(6) 1600 10 (6) 0,4; 5,5 0,69; 3,15; 6,3 18,0 3,3 1,3 0,70 (0,25) 3,36 (1,21) 33,0 (91,7) 208 (577,8) 20,8 ТМ-2500/10(6) 2500 10 (6) 0,4; 5,5 0,69; 3,15; 6,3 25,0 4,6 1,0 0,40 (0,14) 2,16 (0,78) 46,0 (127,8) 250 (694,4) 25,0 ТМ(ТМН)-4000/10(6) 4000 10 (6) 0,4; 6,5 3,15; 6,3 33,5 6,4 0,90 0,21 (0,08) 1,61 (0,58) 64,0 (177,8) 360 (1000) 36,0 ТМ(ТМН)-6300/10(6) 6300 10 (6) 0,4; 6,5 3,15; 6,3 46,5 9,0 0,80 0,12 (0,04) 1,03 (0,37) 90,0 (250,0) 504 (1400) 50,4 60,0 9,0 0,25 0,07 0,88 81,6 226,8 25,0 10,0 85,0 18 0,55 0,04 0,69 163,3 798,2 88,0 ТД-10000/10 10000 10,5 6,3 (3,15) ТДНС-16000/10 16000 10,5 6,3 8,0 У дужках наведені значення опорів для трансформаторів 6 кВ. Таблиця Б.2 - Трифазні двообмоткові трансформатори 20 кВ Тип трансформатора SH, Каталожні дані Розрахункові дані MB.A UH обмоток, UКЗ, PКЗ, PНХ, IНХ, кВ % кВт кВт % ВН НН R, Ом X, Ом g, мкСм b, мкСм QНХ, кВАр ТМ-63/20 0,063 20 0,23; 0,4 5,30 1,47 0,29 2,80 148,2 302,1 0,73 4,41 1,76 ТМ(ТМН)-100/20 0,10 20 0,23; 0,4 6,65 2,12 0,46 2,60 84,8 252,1 1,15 6,50 2,60 ТМ(ТМН)-160/20 0,16 20 0,23; 0,4 6,65 2,80 0,66 2,40 43,8 160,4 1,65 9,60 3,84 ТМ(ТМН)-250/20 0,25 20 0,23; 0,4 6,65 3,95 0,96 2,30 25,3 103.4 2,40 14,38 5,75 ТМ(ТМН)-400/20 0,40 20 0,23; 0,4 6,50 5,50 1,35 2,10 13,75 63,53 3,38 20,0 8,40 ТМ-630/20 0,63 20 0,4; 6,3; 10,5 6,5 6,3 2,45 1,97 6,35 40,78 6,125 31,0 12,4 ТМН-630/20 0,63 20 6,3; 10,5 6,5 7,6 2,00 2,00 7,66 40,55 5,00 31,5 12,6 ТМН(ТМ)-1000/20 1,0 20 0,4; 6,3; 10,5 6,5 11,9 2,75 1,50 4,76 25,56 6,88 37,5 15,0 ТМН(ТМ)-1600/20 1,6 20 6,3; 10,5 6,5 17,2 3,65 1,40 2,69 16,03 9,125 56,0 22,4 ТМН(ТМ)-2500/20 2,5 20 6,3; 11 6,5 24,2 5,10 1,10 1,55 10,28 12,75 68,8 27,5 ТМН(ТМ)-4000/20 4,0 20 6,3; 10,5 7,5 33,5 6,70 1,00 0,84 7,45 16,75 100,0 40,0 ТМН(ТМ)-6300/20 6,3 20 6,3; 10,5 7,5 46,5 9,40 0,90 0,47 4,74 23,5 141,8 56,7 ТРДН-25000/20 25 20 6,3/10,5 9,5 145 29 0,70 0,09 1,52 72,5 437,5 175 ТРДН-32000/20 32 20 6,3/10,5 11,5 180 33 0,70 0,07 1,44 82,5 560 224 ТРДН-40000/20 40 20 6,3/6,3 14 225 39 0,65 0,06 1,40 97,5 650 260 ТРДН-63000/20 63 20 10,5/10,5 11,5 280 55 0,60 0,03 0,73 137,5 945 378 Таблиця Б.3 - Трифазні двообмоткові трансформатори 35 кВ Тип SH, Каталожні дані Розрахункові дані MB.A UH обмоток, кВ ВН НН UКЗ, PКЗ, PНХ, IНХ, % кВт кВт % R, Ом X, Ом g, мкСм b, мкСм QНХ, кВАр ТМ-100/35 0,10 35 0,4 6,5 1,9 0,5 2,6 232,8 761,5 0,41 2,12 2,6 ТМ-160/35 0,16 35 0,4; 0,69 6,5 3,1 0,7 2,4 148,3 475,0 0,57 3,13 3,8 ТМ-250/35 0,25 35 0,4; 0,69 6,5 4,2 1,0 2,3 82,3 307,7 0,82 4,69 5,7 ТМН(ТМ)-400/35 0,40 35 0,4; 0,69 6,5 8,5 1,9 2,0 65,1 188,1 1,55 6,53 12,6 ТМН(ТМ)-630/35 0,63 35 0,4; 0,69; 6,3; 10,5 6,5 12,2 2,7 1,5 37,7 120,7 2,20 7,71 15 ТМН(ТМ)-1000/35 1,0 35 0,4; 0,69; 6,3; 10,5 6,5 18,0 3,6 1,4 22,1 76,5 2,94 11,43 22,1 ТМН(ТМ)-1600/35 1,6 35 0,4; 0,69; 6,3; 10,5 6,5 26 5,1 1,1 12,4 48,2 4,16 14,37 17,6 ТМН(ТМ)-2500/35 2,5 35 0,4; 3,15; 6,3; 10,5 6,5 26 5,1 1,1 5,10 31,4 4,16 22,45 27,5 ТМН(ТМ)-4000/35 4,0 35 0,4; 3,15; 6,3; 10,5 7,5 33,5 6,7 1,0 2,56 22,8 5,47 32,65 40 ТМН(ТМ)-6300/35 6,3 35 3,15; 6,3; 10,5 7,5 46,5 9,2 0,9 1,44 14,5 7,51 46,29 56,7 ТД-10000/35 10 38,5 6,3; 10,5 7,5 65 14,5 0,8 0,96 11,1 9,78 53,97 80 ТМН-10000/35 10 36,75 6,3; 10,5 7,5 65 14,5 0,8 0,88 10,1 10,74 59,23 80 ТДНС-10000/35 10 36,75 6,3; 10,5 8,0 60 12,5 0,6 0,81 10,8 9,26 44,43 60 ТД-16000/35 16 38,5 6,3; 10,5 8,0 90 21 0,6 0,52 7,39 14,17 64,77 96 ТДНС-16000/35 16 36,75 6,3 - 6,3; 10,5 - 10,5 10 85 18 0,55 0,45 8,43 13,33 65,16 88 ТРДНС-25000/35 25 36,75 6,3 - 6,3; 10,5 - 10,5 9,5 115 25 0,5 0,25 5,13 18,51 92,55 125 ТРДНС-32000/35 32 36,75 6,3 - 6,3; 10,5 - 10,5 11,5 145 30 0,45 0,19 4,85 22,21 106,62 144 ТРДНС-40000/35 40 36,75 6,3 - 6,3; 10,5 - 10,5 11,5 170 36 0,4 0,14 3,88 26,66 118,47 160 ТРДНС-63000/35 63 36,75 6,3 - 6,3; 10,5 - 10,5 11,5 250 50 0,3 0,09 2,46 37,02 139,94 220 Таблиця Б.4 - Технічні дані двохобмоточних трифазних трансформаторів типу ТМ, випуску до 1970 р. Тип SH, Каталожні дані Розрахункові дані кВ.А UH обмоток, кВ ВН НН Втрати, кВт ΔP ΔP н,х Струм Напруга н,х, к,з, Uк,з, Iн,х, % % R, Ом X, Ом g, мкСм b, QHX, мкСм кВАр к,з ТМ-20/6 20 6,3 0,23; 0,4 0,18 0,6 9 5,5 59,5 91,5 4,54 45,4 1,8 ТМ-20/10 20 10 0,23; 0,4 0,22 0,6 10 5,5 150 230,5 2,20 20,0 2 ТМ-30/6 30 6,3 0,23; 0,4 0,25 0,85 8 5,5 37,5 62,4 6,30 60,5 2,4 ТМ-30/10 30 10 0,4 0,3 0,85 9 5,5 94,4 157,1 3,00 27,0 2,7 ТМ-50/6 50 6,3 0,23; 0,4; 0,525 0,35 1,32 7 5,5 21,0 38,3 8,82 88,2 3,5 ТМ-50/10 50 10 0,23; 0,4 0,44 1,32 8 5,5 52,8 96,5 4,40 40,0 4 ТМ-100/6 100 6,3 0,23; 0,4; 0,525 0,6 2,4 6,5 5,5 9,53 19,6 16,7 180,6 6,5 ТМ-100/10 100 10 0,23; 0,4; 0,525 0,73 2,4 7,5 5,5 24,0 49,5 7,30 75,0 7,5 ТМ-100/35 100 35 0,525 0,9 2,4 8 6,5 294 740,0 0,73 6,53 8 ТМ-180/6 180 6,3 0,23; 0,4; 0,525 1,0 4,0 6 5,5 4,90 11,1 25,2 272,1 10,8 ТМ-180/10 180 10 0,23; 0,4; 0,525 1,2 4,1 7 5,5 12,7 27,9 12,0 126,0 12,6 ТМ-180/35 180 35 0,23; 0,4; 1,5 0,525; 10,5 4,1 8 6,5 155 414,3 1,22 11,76 14,4 ТМ-320/6 320 6,3 0,23; 0,4; 0,525 1,6 6,1 6 5,5 2,36 6,40 40,3 483,8 19,2 ТМ-320/10 320 10 0,23; 0,4; 0,525 1,9 6,2 7 5,5 6,05 16,1 19,0 224,0 22,4 ТМ-320/35 320 35 0,23; 0,4; 6,3; 0,525; 10,5 2,3 6,2 7,5 6,5 74,2 237,4 1,88 19,6 24 ТМ-560/10 560 10 0,23; 0,4; 0,525 2,5 9,4 6 5,5 3,00 9,35 25,0 336 33,6 ТМ-560/35 560 35 0,23; 0,4; 0,525 3,35 9,4 6,5 6,5 36,7 137,4 2,73 29,7 36,4 ТМ-750/10(6) 750 10 (6,3) 0,23; 0,4; 0,525 4,1 11,9 6 5,5 2,12 (0,84) ТМ-1000/6 1000 6,3 0,23; 0,4; 0,525 4,9 15 5 5,5 0,60 2,10 136,1 1388 50 ТМ-1000/10 1000 10 6,3; 0,525; 0,4 5,1 15 5,5 6,5 1,50 6,32 51,0 550,0 55 ТМ-1000/35 1000 35 10,4; 10,5 5,1 15 5,5 6,5 18,4 77,5 4,16 44,9 55 ТМ-1800/10(6) 1800 10 (6,3) 6,3; 0,525; 0,4 8,0 24 4,5 5,5 0,74 (0,29) ТМ-1800/35 1800 35 6,3; 0,525; 0,4; 10,5 8,3 24 5 6,5 9,07 43,3 6,78 73,5 90 ТМ-3200/10 3200 10 6,3 11,0 37 4 5,5 0,36 1,68 110,0 1280 128 ТМ-3200/35 3200 38,5 6,3; 10,5 11,5 37 4,5 7 5,36 32,0 7,76 97,2 144 ТМ-5600/10 5600 10 6,5 18,0 56 4 5,5 0,18 0,97 180,0 2240 224 ТМ-5600/35 5600 38,5 6,3; 10,5 18,5 57 4,5 7,5 2,69 19,7 12,5 170,0 252 7,02 41,0 450 (2,79) (103,3) (1133) 2,96 80,0 810 (1,18) (201,6) (2040) 45 81 Таблиця Б.5 - Технічні дані двохобмоточних трифазних трансформаторів типу ТСМ, випуску до 1970 р. Тип SH, Каталожні дані Розрахункові дані кВ·А UH обмоток, Втрати, кВт кВ ВН НН ΔP ΔP н.х Струм Напруга н.х. к.з. Iн.х., % Uк.з., % R, Ом X, Ом g, b, мкСм мкСм QHX, кВАр к.з ТСМ-20/6 20 6,3 0,23; 0,4 0,15 0,51 9,5 4,5 50,6 73,6 3,78 47,9 1,9 ТСМ-20/10 20 10 0,23; 0,4 0,15 0,51 9,5 4,5 127,5 185,4 1,50 19,0 1,9 ТСМ-35/6 35 6,3 0,23; 0,4 0,23 0,83 8,5 4,5 26,9 43,4 5,79 75,0 3,0 ТСМ-35/10 35 10 0,23; 0,4 0,23 0,83 8,5 4,5 67,8 109,3 2,30 29,8 3,0 ТСМ-60/6 60 6,3 0,23; 0,4; 0,525 0,35 1,3 7,5 4,5 14,3 26,1 8,82 113,4 4,5 ТСМ-60/10 60 10 0,23; 0,4; 0,525 0,35 1,3 7,5 4,5 36,1 65,7 3,50 45,0 4,5 ТСМ-100/6 100 6,3 0,23; 0,4; 0,525 0,5 2,07 6,5 4,5 8,22 15,9 12,6 163,8 6,5 ТСМ-100/10 100 10 0,23; 0,4; 0,525 0,5 2,07 6,5 4,5 20,7 40,0 5,00 65,0 6,5 ТСМ-180/6 180 6,3 0,23; 0,4; 0,525 0,8 3,2 6 4,5 3,92 9,12 20,2 272,1 10,8 ТСМ-180/10 180 10 0,23; 0,4; 0,525 0,8 3,2 6 4,5 9,88 23,0 8,00 108,0 10,8 ТСМ-320/6 320 6,3 0,23; 0,4; 0,525 1,35 4,85 5,5 4,5 1,88 5,26 34,0 443,4 17,6 ТСМ-320/10 320 10 0,23; 0,4; 0 1,35 525 4,85 5,5 4,5 4,74 13,2 13,5 176,0 17,6 ТСМ-560/6 560 6,3 0,23; 0,4; 0,525 2 7,2 5 4,5 0,91 3,06 50,4 705,5 28,0 ТСМ-560/10 560 10 0,23; 0,4; 0,525 2 7,2 5 4,5 2,30 7,70 20,0 280,0 28,0 Таблиця Б.6 - Трифазні двообмоткові трансформатори 110 кВ Тип SH, Каталожні дані Розрахункові дані МВ·А UH обмоток, кВ UКЗ, PКЗ, % кВт PНХ, IНХ, кВт % R, Ом X, Ом g, мкСм b, мкСм QНХ, кВАр ВН НН ТМН-2500/110 2,5 110 6,6; 11 10,5 22 5,5 1,5 42,6 506 0,45 3,10 37,5 ТМН-6300/110 6,3 115 6,6; 11 10,5 44 11,5 0,8 14,7 220 0,87 3,81 50,4 ТДН-10000/110 10 115 6,6; 11 10,5 60 14 0,7 7,94 139 1,06 5,29 70 ТДН-16000/110 16 115 6,6; 11; 34,5 10,5 85 19 0,7 4,39 86,7 1,44 8,47 112 ТРДН-25000/110 (ТРДНФ-25000/110) 25 115 6,3 - 6,3; 10,5 6,3 - 10,5; 10,5 - 10,5 120 27 0,7 2,54 55,5 2,04 13,23 175 ТДНЖ-25000/110 25 115 10,5 120 30 0,7 2,54 55,5 2,27 13,23 175 ТД-40000/110 40 121 3,15; 6,3; 10,5 10,5 160 50 0,65 1,46 38,4 3,42 17,76 260 ТРДН-40000/110 40 115 6,3 - 6,3; 10,5 6,3 - 10,5; 10,5 - 10,5 172 36 0,65 1,42 34,7 2,72 19,66 260 ТРДЦН-63000/110 (ТРДН) 63 115 6,3 - 6,3; 10,5 6,3 - 10,5; 10,5 - 10,5 245 59 0,6 0,82 22,0 4,46 28,58 378 ТРДЦНК-63000/110 63 115 6,3 - 6,3; 10,5 6,3 - 10,5; 10,5-10,5 245 59 0,6 0,82 22,0 4,46 28,58 378 ТДЦ-80000/110 80 121 6,3; 10,5; 10,5 13,8 310 70 0,6 0,71 19,2 4,78 32,78 480 ТРДЦН-80000/110 (ТРДН,ТРДЦНК) 80 115 6,3 - 6,3; 10,5 6,3 - 10,5; 10,5 - 10,5 310 70 0,6 0,64 17,4 5,29 36,29 480 ТДЦ-125000/110 125 121 10,5; 13,8 10,5 400 120 0,55 0,37 12,3 8,20 46,96 687,5 ТРДЦН-125000/110 125 115 10,5 - 10,5 10,5 400 100 0,55 0,34 11,1 7,56 51,99 687,5 ТДЦ-200000/110 200 121 13,8; 15,75 10,5 550 170 0,5 0,20 7,68 11,61 68,30 1000 ТДЦ-250000/110 250 121 15,75 10,5 640 200 0,5 0,15 6,15 13,66 85,38 1250 ТДЦ-400000/400 400 121 20 10,5 900 320 0,45 0,08 3,84 21,86 122,9 1800 27,5 Трансформатори типу ТРДН можуть виготовлятися також з нерозщепленою обмоткою НН 38,5 кВ, трансформатори 25 МВ·А з 27,5 кВ (для електрифікації залізниць). Таблиця Б.7 - Трифазні двообмоткові трансформатори 150 кВ Тип SH, Каталожні дані Розрахункові дані МВ·А UH обмоток, UКЗ, PКЗ, PНХ, IНХ, кВ % кВт кВт % R, Ом 11 85 21 0,8 ВН НН 6,6; 11 X, Ом g, мкСм b, мкСм QНХ, 8,29 171,4 0,84 5,13 128 кВАр ТДН-16000/150 16 158 ТРДН-32000/150 32 158 6,3 - 6,3; 10,5 6, - 10,5; 10,5 10,5 145 35 0,7 3,53 81,8 1,40 8,97 224 ТРДН-63000/150 63 158 6,3 - 6,3; 10,5 6, - 10,5; 10,5 10,5 235 59 0,65 1,48 41,6 2,36 16,40 410 ТЦ-125000/150 125 165 10,5; 13,8 11 380 110 0,5 0,66 24,0 4,04 22,96 625 ТЦ-250000/150, ТДЦ-250000/150 250 165 640 190 0,5 0,27 12,0 6,98 45,91 1250 10,5; 13,8; 15,75 11 Таблиця Б.8 - Трифазні двообмоткові трансформатори 220 кВ Тип SH, Каталожні дані Розрахункові дані МВ·А UH обмоток, кВ ВН НН UКЗ, PКЗ, PНХ, IНХ, % кВт кВт % R, Ом X, Ом g, мкСм b, мкСм QНХ, кВАр ТРДН-40000/220 40 230 6,6 - 6,6; 11 - 11 12 170 50 0,9 5,62 158,6 0,95 6,81 360 ТРДЦН-63000/220 (ТРДН) 63 230 6,6 - 6,6; 11 - 11 12 300 82 0,8 4,00 100,7 1,55 9,53 504 ТДЦ-80000/220 80 242 6,3; 10,5; 13,8 11 320 105 0,6 2,93 80,5 1,75 8,20 480 ТРДЦН-100000/220 100 230 11 - 11; 38,5 12 360 115 0,7 1,90 63,5 2,17 13,23 700 ТДЦ-125000/220 125 242 10,5; 13,8 11 380 135 0,5 1,42 51,5 2,31 10,67 625 ТРДЦН-160000/220 160 230 11 - 11; 38,5 12 525 167 0,6 1,08 39,7 3,16 18,15 960 ТДЦ-200000/220 200 242 13,8; 15,75; 18 11 580 200 0,45 0,85 32,2 3,42 15,37 900 ТДЦ-250000/220 250 242 13,8; 15,75 11 650 240 0,45 0,61 25,8 4,10 19,21 1125 ТДЦ-400000/220 400 242 13,8; 15,75; 20 880 330 0,4 0,32 16,1 5,63 27,32 1600 ТЦ-630000/220 630 242 15,75; 20 12,5 1300 380 0,35 0,19 11,6 6,49 37,65 2205 ТЦ-1000000/220 1000 242 480 0,35 0,13 6,73 8,20 59,76 3500 24 11 11,5 2200 Трансформатори з розщепленою обмоткою нерозщепленою обмоткою НН на 38,5 кВ. можуть виготовлятися так само Таблиця Б.9 - Трифазні двообмоткові трансформатори 330 кВ Тип SH, Каталожні дані Розрахункові дані МВ·А UH обмоток, кВ ВН UКЗ, PКЗ, PНХ, IНХ, % кВт кВт % R, Ом X, Ом g, мкСм b, мкСм QНХ, кВАр НН ТРДНС-40000/330 40 330 6,3 - 6,3; 11 6,3 - 10,5; 10,5 - 10,5 180 80 1,4 12,3 299 0,73 5,14 560 ТРДЦН-63000/330 63 330 6,3 - 6,3; 11 6,3 - 10,5; 10,5 - 10,5 265 120 0,7 7,27 190 1,10 4,05 441 ТДЦ-125000/330 125 347 10,5; 13,8 11 360 145 0,5 2,77 106 1,20 5,19 625 ТДЦ-200000/330 200 347 13,8; 15,75; 18 11 560 220 0,45 1,69 66,2 1,83 7,47 900 ТДЦ-250000/330 250 347 13,8; 15,75 11 605 240 0,45 1,17 53,0 1,99 9,34 1125 ТЦС-400000/330, ТДЦ-400000/330 400 347 15,75; 20 11 810 365 0,4 0,61 33,1 3,03 13,3 1600 ТЦ-630000/330 630 347 15,75; 20; 24 11 1300 405 0,35 0,39 21,0 3,36 18,3 2205 ТЦ-1000000/330 1000 347 24 11,5 2200 480 0,4 0,26 13,8 3,99 33,2 4000 ТЦ-1250000/330 1250 347 24 750 0,75 0,17 13,5 6,23 77,9 5375 14 2300 Таблиця Б.10 - Трифазні і однофазні двообмоткові трансформатори 500 - 750 кВ Тип SH, Каталожні дані Розрахункові дані МВ·А UH обмоток, кВ ВН UКЗ, PКЗ, % НН кВт PНХ, IНХ, кВт % R, Ом X, Ом g, мкСм b, мкСм QНХ, кВАр з ТДЦ-250000/500 ТЦ-250000/500 250 525 13,8; 15,75; 20 13 600 250 0,45 2,65 143 0,91 4,08 1125 ТДЦ-400000/500 ТЦ-400000/500 400 525 13,8; 15,75; 20 13 800 350 0,40 1,40 89,5 1,27 5,80 1600 ТЦ-6300000/500 630 525 15,75; 20; 24; 36,75 14 1300 500 0,35 0,90 61,3 1,81 8,00 2205 ТЦ-1000000 1000 525 24 14,5 2000 600 0,38 0,55 40,0 2,18 13,79 3800 ОЦ-533000/500 533 525/ 15,75; 24 13,5 1400 300 0,30 0,45 23,3 1,09 5,80 1600 ОРЦ-417000/750 417 786/ 400 0,3 69,3 0,65 2,02 1250 20; 24 14 800 0,96 Таблиця Б.11 - Трифазні триобмоткові трансформатори 110 кВ Тип SH Каталожні дані Розрахункові дані МВ·А UH обмоток, UКЗ, % PКЗ, PНХ, IНХ, кВ ВН СН R, Ом X, Ом g, b, QНХ, мкСм мкСм кВАр кВт кВт % НН В-С В-Н С-Н ВН СН НН ВН СН НН ТМТН-6300/110 6,3 115 38,5 6,6; 11 10,5 17 6 58 14 1,2 9,66 9,66 9,66 225,5 0 130,8 1,06 5,72 75,6 ТДТН-10000/110 10 115 11,5; 6,6; 11 10,5 17 22,0; 34,5; 38,5 6 76 17 1,1 5,03 5,03 5,03 142,1 0 82,5 1,29 8,32 110 ТДТН-16000/110* 16 115 22,0; 6,6; 11 10,5 17 6 34,5; (17) (10,5) 38,5 100 23 1,0 2,58 2,58 2,58 88,8 0 51,6 1,74 12,1 (51,6) (0) 160 ТДТН-25000/110 25 115 11; 6,6;11 10,5 17,5 6,5 140 31 22,0; 34,5; 38,5 0,7 1,48 1,48 1,48 56,8 ТДТНЖ-25000/110 25 115 38,5; 6,6;11; 10,5 17 6 27,5 27,5 (17) (10,5) 140 42 ТДТН-40000/110* 40 115 11; 6,6;11 10,5 17 6 22; (17) (10,5) 34,5; 38,5 ТДТНЖ-40000/110 40 115 27,5; 6,6;11; 10,5 17 6 35,5 27,5 (17) (10,5) ТДНТ-63000/110* (ТДЦНТ,ТДТНМ) 63 0 35,7 2,34 13,2 175 0,9 1,48 1,48 1,48 56,8 0 33,0 3,18 17,0 (33,0) (0) 225 200 43 0,6 0,82 0,82 0,82 35,5 0 20,7 3,25 18,2 (20,7) (0) 240 200 63 0,8 0,82 0,82 0,82 35,5 0 20,7 4,76 24,2 (20,7) (0) 320 115 11; 6,6;11 10,5 17 6,5 290 56 34,5; (17) (10,5) 38,5 0,7 0,48 0,48 0,48 22,0 0 13,6 4,23 33,4 (13,6) (0) 441 ТДТН-80000/110* (ТДЦТН,ТДЦТНК) 80 115 38,5 6,6;11 11 18,5 7 390 82 (17) (10,5) (6,5) 0,6 0,40 0,40 0,40 18,6 0 12,0 6,20 36,3 (21,7) (10,7) (0) 480 __________ * При Xт обмотки СН, рівному нулю, обмотки НН виготовляється з UHOM, рівним 6,3 або 10,5 кВ. Таблиця Б.12 - Трифазні триобмоткові трансформатори й автотрансформатори 150 кВ Тип SH, Каталожні дані Розрахункові дані МВ·А UH обмоток, UКЗ, PКЗ, PНХ IНХ, кВ % кВт кВт % ВН СН НН В-С В-Н С-Н В-С В-Н С-Н R, Ом X, Ом g, b, QНХ мкСм мкСм кВА ВН СН НН ВН СН НН ТДНТ-16000/150 16 158 38,5 6,6; 10,5 18 11 6 96 - - 25 1,0 4,68 4,68 4,68 175,5 0 105,2 1,00 6,41 160 ТДТН-25000/150 25 158 38,5 6,6; 10,5 18 11 6 145 - - 34 0,9 2,90 2,90 2,90 112,3 0 67,3 1,36 9,01 225 ТДТНЖ-25000/150 25 158 27,5; 6,6; 10,5 18 38,5 11; 27,5 6 145 - - 34 0,9 2,90 2,90 2,90 112,3 0 67,3 1,36 9,01 225 ТДТН-40000/150 40 158 38,5 6,6; 10,5 18 11 6 185 - - 53 0,8 1,44 1,44 1,44 70,2 0 42,1 2,12 12,8 320 ТДТН-63000/150 63 158 38,5 6,6; 10,5 18 11 6 285 - - 67 0,7 0,90 0,90 0,90 44,6 0 26,7 2,68 17,7 431 АТДТНГ100000/150 100 158 115 6,6 5,3 15 15 310 235 230 75 1,5 0,54 0,23 14,2 6,6 6,6 27,4 3,00 60,1 1500 Для автотрансформатора потужність обмотки НН дорівнює 20% номінальної. Таблиця Б.13 - Трифазні триобмоткові трансформатори й автотрансформатори 220 кВ Тип SH, Каталожні дані МВ·А UH обмоток, UКЗ, кВ % PКЗ, Р НХ, кВт I R, Oм НХ, % ВН СН НН ВН-СН ВН- СН- ВН-СН ВН- СННН НН НН НН ВН СН ТДТН-25000/220 25 230 38,5 6,6; 11 12,5 20 6,5 135 - - 50 1,2 5,71 5,71 ТДТНЖ-25000/220 25 230 27,5; 6,6; 11; 38,5 27,5 12,5 20 6,5 135 - - 50 1,2 5,71 5,71 ТДТН-40000/220 40 230 38,5 6,6; 11 12,5 22 9,5 220 - - 55 1,1 3,64 3,64 ТДТНЖ-40000/220 40 230 27,5; 6,6; 11; 38,5 27,5 12,5 22 9,5 240 - - 66 1,1 3,97 3,97 АТДЦТН-63000/220/110 63 230 121 6,6; 11; 27,5; 38,5 11,0 35,7 21,9 215 - - 45 0,5 1,43 1,43 АТДЦТН-63000/220/110/0,4* 63 230 121 11,0 4,1 180 - - 33 0,4 1,20 1,20 АТДЦТН-125000/220/110 (у знаменнику - випуск після 1985 г.) 125 230 121 6,3; 6,6; 11,0/11,0 31/45 19/28 290/305 10,5; 11; 38,5 0,4 АТДЦТН-125000/220/110/0,4* 125 230 121 0,4 - 85/65 0,5 0,49/0,52 0,49/0,52 0 11,0 14 14 305 - - 54 0,25 0,52 0,52 32 20 430 - - 125 0,5 0,28 0,28 520 - - 145 0,5 0,22 0,22 АТДЦТН-200000/220/110 200 230 121 6,3; 6,6; 10,5; 1115,75; 38,5 11,0 АТДЦТН-250000/220/110 250 230 121 11,5 10,5; 38,5 6,8 33,4 20,8 __________ * Призначені для зв'язку електричних мереж напругою 220 і 110 кВ і живлення власних потреб ПС потужністю 0,63 і 1,25 МВ.А напругою 0,4 кВ відповідно. 1. Для автотрансформаторів потужність обмотки НН дорівнює 50% від номінальної. Таблиця Б.14 - Трифазні й однофазні автотрансформатори 330 кВ Тип SH, Каталожні дані Розрах МВ·А UH обмоток, UКЗ, PКЗ, PНХ, IНХ, кВ % кВт кВт % ВН СН НН В-С В-Н С-Н В-С В-Н С-Н R, Ом ВН СН НН ВН АТДЦТН125 330 115 6,3; 125000/330/110 10,5; 15,75; 38,5 10 35 24 370 - - 115 0,5 1,29 1,29 2,58 91,5 АТДЦТН200 330 115 6,6; 200000/330/110 10,5; 38,5 10 34 22,5 600 - - 180 0,5 0,81 0,81 2,02 58,5 АТДЦТН250 330 158 10,5; 250000/330/150 38,5 10,5 54 42 660 490 400 165 0,5 1,07 0,085 4,27 49,0 АТДЦТН240 330 242 11; 7,3/9,6 70/74 60/60 430/560 260/260 250/250 130 0,5 0,56/0,68 0,25/0,38 7,3/7,2 39,2/5 240000/330/220 38,5 АОДЦТН133 330/ 230/ 10,5; 133000/330/220 38,5 9 60 48 280 125 105 55 0,4 0,62 0 3,5 Для автотрансформаторів потужність обмотки НН становить 50% номінальної, за винятком автотрансформаторів потужністю 200 і 250, 240 і 133 МВ.А, для яких вона становить 40% і 25% номінальної потужності відповідно. Таблиця Б.15 - Трифазні й однофазні автотрансформатори 400 - 750 кВ 28,7 Тип SH, Каталожні дані Ро МВ·А UH обмоток, UКЗ, PКЗ, РНХ, QНХ, кВ % кВт кВт ВН СН НН В-С В-Н С-Н В-С В-Н С-Н 399 264 249 АОДЦТГ133 400/ 231/ 133000/400/220 34 10,1 45,2 33,8 АОДДТН133 400/ 231/ 133000/400/220 35 9,94 97,1 87,1 228,8 237,3 239,1 АТДЦТН250 500 121 10,5; 10,5/13 24/33 13/18,5 550/640 250000/500/110 11; 38,5 - - АТДЦТН500 500 500000/500/220 - 230 R, Ом кВАр ВН СН НН 130 1200 0,74 0,46 4,23 35,3 800 0,33 0,36 3,20 270/230 1125 1,70/2,28 0,47/0,28 3,52/5,22 10 - 11,5 - 1050 - - 230 1500 1,05 0 1,05 АОДЦТН167 500/ 230/ 11; 167000/500/220 13,8; 15,75; 20; 38,5 11 35 21,5 325 - - 125 585 0,65 0,32 2,80 АОДЦТН167 500/ 330/ 10,5; 167000/500/330 38,5 9,5 67 61 320 - - 70 585 0,48 0,48 2,40 АОДЦТН267 500/ 230/ 10,5; 267000/500/220 15,5; 20,2 11,5 37 23 490 - - 150 935 0,28 0,28 1,12 АОДЦТН267 750/ 220/ 10,5 267000/750/220 13 31 17 600 - - 200 935 0,79 0,79 2,63 АОДЦТН333 750/ 330/ 15,75 333000/750/330 10 28 17 580 - - 250 1170 0,49 0,49 1,36 АОДЦТН417 750/ 500/ 10,5; 417000/750/500 15,75 11,5 81 68 700 - - 280 830 0,12 0,12 3,24 Таблиця Б.16 - Шунтувальні реактори 6 - 1150 кВ Тип UНОМ, кВ IНОМ, А SНОМ, МВ.А ΔP, кВт Трифазні РТД 38,5 300 20 120 РТМ 11 170 3,3 40 РТМ 6,6 290 3,3 40 Однофазні РОДЦ РОДБС РОМ РОМ 1200/ 430 300 3 х 900 787/ 242 110 3 х 320 (МЭЗ) 525/ 198 60 3 х 150 (МЭЗ) и 3 х 106 (ЗТЗ) 121/ 475 33,3 3 х 180 38,5/ 1350 30 3 х 180 11/ 173 1,1 3 х 20 6,6/ 288 1,1 3 х 20 Для ШР 500 кВ, виробництва МЕЗ, можливі два варіанти заземлення нейтралі:глухе заземлення на землю;заземлення через компенсаційний реактор. Для ШР 500 кВ, виробництва ЗТЗ, можливий один варіант заземлення нейтралі: глухе заземлення на землю. Таблиця Б.17 - Одинарні реактори 10 кВ єдиної серії за ГОСТ 14794-79 (типів РБ, РБУ, РБГ, РБД, РБДУ, РДБГ, РБНГ) IНОМ, А 400 630 1000 1600 SНОМ, МВ·А 6,9 10,8 17,3 27,7 ΔP (на фазу), кВт XP, Ом РБУ, РБ, РБД, РБГ, РБДУ, РБГД РБНГ 0,35 1,6 - 0,45 1,9 - 0,25 2,5 - 0,40 3,2 - 0,56 4,0 - 0,14 3,5 - 0,22 4,4 - 0,28 5,2 - 0,35 5,9 - 0,45 6,6 7,2 0,56 7,8 8,2 0,14 6,1 - 0,20 7,5 - 2500 43,3 4000 69,2 0,25 8,3 9,8 0,35 11,0 12,8 0,14 11,0 13,5 0,20 14,0 16,8 0,25 16,1 19,7 0,35 20,5 23,9 0,105 18,5 - 0,18 27,7 - Таблиця Б.18 - Здвоєні реактори 10 кВ єдиної серії за ГОСТ 14794-79 (типів РБС, РБСУ, РБСГ, РБСД, РБСДГ, РБСНГ) IНОМ, А SНОМ, X0,5, Ом МВ·А X0,5р, Ом ΔP (на фазу), кВт Xс, Ом РБС, РБСД РБСНГ РБС, РБСУ, РБСД, РБСДУ РБСНГ РБС, РБСД РБСНГ 2 х 630 21,6 0,25 0,40 0,56 0,14 0,20 0,26 - 0,7 1,2 1,7 - 4,8 6,3 7,8 - 2 х 1000 34,6 0,14 0,22 0,28 0,35 0,45 0,56 0,07 0,10 0,13 0,16 0,23 0,28 0,25 0,33 0,42 0,67 0,86 1,08 1,34 1,68 1,3 1,3 6,4 8,4 10,0 11,5 13,1 15,7 15,4 17,5 2 х 1600 55,4 0,14 0,20 0,25 0,06 0,10 0,12 0,12 0,44 0,60 0,76 0,75 11,5 14,3 16,7 22,1 2 х 2500 86,6 0,35 0,14 0,20 0,20 0,07 0,11 0,06 - 1,07 0,43 0,58 0,45 - 22,0 22,5 32,1 29,3 - Xс, X0,5, X0,5р, - індуктивні опори реактора відповідно у разі вмикання обох віток послідовно, однієї вітки у разі відсутності струму в іншій, однієї вітки у разі однакових і зустрічно направлених струмах в обох вітках з урахуванням взаємної індукції Таблиця Б.19 - Струмообмежувальні реактори 110 - 220 кВ Тип UНОМ, кВ IНОМ, А SНОМ, МВ·А XP, % X, Ом ТОРМТ-110-1350-15А 110/ 1350 86,0 15 7,4 ТОРМ-220-324-12 220/ 324 41,0 12 46,8 Таблиця Б.20 - Одинарні реактори 10 - 20 кВ Тип реактора РОСА-10-600-3,3 УХЛ2 Номінальна лінійна напруга мережі UНОМ, кВ Номінальний активний опір RP, мОм 600 3,3 48,61 РОСА-10-1000-0,35 У3 1000 0,35 21,50 РОСА-10-1600-0,14 У3 1600 0,14 6,25 РОСА-10-1600-0,2 У3 0,2 7,62 РОСА-10-1600-0,25 У3 0,25 8,59 РОСА-10-1600-0,35 У3 0,35 8,79 РОСА-10-1600-0,45 У3 0,45 9,38 0,14 7,20 РОСА-10-2500-0,2 У3 0,2 5,36 РОСА-10-2500-0,25 У3 0,25 6,56 РОСА-10-2500-0,28 У3 0,28 7,68 РОСА-10-2500-0,35 УХЛ3 0,35 4,00 РОСА-10-2500-0,56 У3 0,56 4,48 0,25 4,00 РОСА-10-3200-0,35 У3 0,35 1,56 РОСА-10-3200-0,45 У3 0,45 2,15 0,1 1,69 РОСА-10-2500-0,14 У3 РОСА-10-3200-0,25 У3 РОСА-10-4000-0,1 У3 10,5 Номінальний Номінальний струм IНОМ, індуктивний опір XP, Ом А 2500 3200 4000 РОСА-10-4000-0,18 У3 0,18 1,44 РОСА-10-4000-0,25 У3 0,25 2,13 0,14 2,56 РОСА-20-2500-0,25 У3 0,25 3,52 РОСА-20-2500-0,35 У3 0,35 4,32 0,14 2,25 0,25 3,32 РОСА-20-2500-0,14 У3 РОСА-20-3200-0,14 У3 РОСА-20-3200-0,25 У3 20 2500 3200 Додаток В (довідковий) ТЕХНІЧНІ ДАНІ ПРОВОДІВ І КАБЕЛІВ Таблиця В.1 - Характеристики алюмінієвих проводів Марка проводу Кількість і діаметр дротів, мм Розрахунковий переріз, мм2 Розрахунковий діаметр проводу, мм Опір постійному струму для 20° C, Ом/км, не більше А 16 7 х 1,7 15,9 5,1 1,838 А 25 7 х 2,13 24,9 6,4 1,165 А 35 7 х 2,5 34,3 7,5 0,850 А 50 7 х 3,0 49,5 9,0 0,588 А 70 7 х 3,55 69,2 10,7 0,420 А 95 7 х 4,10 92,4 12,3 0,315 А 120 19 х 2,80 117 14,0 0,251 А 150 19 х 3,15 148 15,8 0,198 А 185 19 х 3,50 183 17,5 0,161 Таблиця В.2 - Характеристики сталеалюмінієвих проводів Марка проводу Кількість і діаметр дротів, мм Розрахунковий переріз, мм2 алюмінієвих сталевих алюмінію Розрахунковий діаметр, мм сталі сталевого осердя проводу Опір постійному струму для 20° C, Ом/ км, не більше 1 2 3 4 5 6 7 8 АС 10/1,8 6 х 1,5 1 х 1,5 10,6 1,77 1,5 4,6 2,766 АС 16/2,7 6 х 1,85 1 х 1,85 16,1 2,69 1,9 5,6 1,801 АС 25/4,2 6 х 2,3 1 х 2,3 24,9 4,15 2,3 6,9 1,176 АС 35/6,2 6 х 2,8 1 х 2,8 36,9 6,15 2,8 8,4 0,790 АС 50/8 6 х 3,2 1 х 3,2 48,2 8,04 3,2 9,6 0,603 АС 70/11 6 х 3,8 1 х 3,8 68,0 11,3 3,8 11,4 0,429 АС 70/72 18 х 2,2 19 х 2,2 68,4 72,2 11,0 15,4 0,428 АС 95/16 6 х 4,5 1 х 4,5 95,4 15,9 4,5 13,5 0,306 АС 95/141 24 х 2,2 37 х 2,2 91,2 141,0 15,4 19,8 0,321 АС 120/19 26 х 2,4 7 х 1,85 118 18,8 5,6 15,2 0,249 АС 120/27 30 х 2,22 7 х 2,2 116 26,6 6,6 15,5 0,253 АС 150/19 24 х 2,8 7 х 1,85 148 18,8 5,5 16,8 0,199 АС 150/24 26 х 2,7 7 х 2,1 149 24,2 6,3 17,1 0,198 АС 150/34 30 х 2,5 7 х 2,5 147 34,3 7,5 17,5 0,201 АС 185/24 24 х 3,15 7 х 2,1 187 24,2 6,3 18,9 0,157 АС 185/29 26 х 2,98 7 х 2,30 181 29,0 6,9 18,8 0,162 АС 185/43 30 х 2,80 7 х 2,80 185 43,1 8,4 19,6 0,158 АС 185/128 54 х 2,10 37 х 2,10 187 128,0 14,7 23,1 0,158 АС 240/32 24 х 3,60 7 х 2,40 244 31,7 7,2 21,6 0,121 АС 240/39 26 х 3,40 7 х 2,65 236 38,6 8,0 21,6 0,124 АС 240/56 30 х 3,20 7 х 3,20 241 56,3 9,6 22,4 0,122 АС 300/39 24 х 3,00 7 х 2,65 301 38,6 8,0 24,0 0,098 АС 300/48 26 х 3,80 7 х 2,95 295 47,8 8,9 24,1 0,099 АС 300/66 30 х 3,50 19 х 2,10 288,5 65,8 10,5 24,5 0,102 АС 300/67 30 х 3,50 7 х 3,50 288,5 67,3 10,5 24,5 0,103 АС 300/204 54 х 2,65 37 х 2,65 298 204,0 18,6 29,2 0,099 АС 400/18 42 х 3,40 7 х 1,85 387 18,8 5,6 26,0 0,078 АС 400/22 76 х 2,57 7 х 2,0 394 22,0 6,0 26,6 0,075 АС 400/51 54 х 3,05 7 х 3,05 394 51,1 9,2 27,5 0,075 АС 400/64 26 х 4,37 7 х 3,4 390 63,5 10,2 27,7 0,075 АС 400/93 30 х 4,15 19 х 2,5 406 93,2 12,5 29,1 0,072 Рисунок В.1 - Номограми (довідкові) для визначення погонного індуктивного опору ПЛ напругою 0,38 - 10 кВ Рисунок В.2 - Номограми (довідкові) для визначення погонного індуктивного опору ПЛ напругою 35 кВ Рисунок В.3 - Номограми (довідкові) для визначення погонного індуктивного опору ПЛ напругою 110 кВ Таблиця В.3 - Питомі опори жил кабелів за температури 20° C Номінальний переріз жили (екрана), мм2 Опір, Ом/км, не більше алюмінієвої жили мідної жили 10 3,12 1,84 16 1,94 1,15 25 1,24 0,74 35 0,89 0,53 50 0,62 0,37 70 0,44 0,26 95 0,326 0,195 120 0,258 0,153 150 0,206 0,122 185 0,167 0,099 240 0,129 0,077 300 0,103 0,061 350 0,089 0,054 400 0,077 0,046 500 0,060 0,037 625 (630) 0,047 0,028 800 0,038 0,022 Таблиця В.4 - Активні та індуктивні опори самоутримних проводів Номінальний переріз жил проводу, мм2 Опір фазної жили, Ом/км активний Опір нульової жили, Ом/км індуктивний активний R за температури 20° C R за температури 70° C X R за температури 20° C R за температури 70° C 1 х 16 + 25 1,910 2,295 0,090 1,380 1,622 3 х 16 + 25 1,910 2,295 0,108 1,380 1,622 3 х 25 + 25 1,200 1,442 0,106 0,968 1,159 3 х 35 + 50 0,868 1,043 0,104 0,690 0,811 3 х 50 + 70 0,641 0,770 0,101 0,493 0,759 3 х 70 + 95 0,443 0,532 0,097 0,363 0,427 3 х 95 + 95 0,320 0,384 0,094 0,363 0,427 3 х 120 + 95 0,253 0,304 0,092 0,363 0,427 Таблиця В.5 - Середні значення реактивних опорів та ємнісних провідностей ПЛ Номінальний переріз проводу, мм2 Індуктивний опір X та ємнісна провідність b ПЛ із алюмінієвими (сталеалюмінієвими) проводами напругою 0,4 кВ 6 - 10 кВ 35 кВ 110 кВ 150 кВ x, b, x, b, x, b, x, b, x, b, Ом/ мкСм/км Ом/км мкСм/ Ом/км мкСм/ Ом/км мкСм/ Ом/км мкСм/км км км км км 16 0,358 3,20 - - - - - - - - 25 0,345 3,33 - - - - - - - - 35 0.336 3,44 0,391 2,92 0,445 2,56 - - - - 50 0,325 3,57 0,380 3,01 0,433 2,63 - - - - 70 0,309 3,70 0,370 3,13 0,420 2,72 0,444 2,55 0,460 2,46 95 0,300 3,82 0,358 3,21 0,411 2,78 0,429 2,65 0,450 2,52 120 0,292 3,92 0,352 3,29 0,403 2,84 0,423 2,69 0,439 2,61 150 0,287 4,03 0,344 3,34 0,398 2,88 0,416 2,74 0,432 2,67 185 0,280 4,13 0,339 3,40 0,384 2,92 0,409 2,82 0,424 2,71 240 - - - - - - 0,401 2,85 0,416 2,75 Середнє значення ємнісної провідності для ПЛ 220 кВ складає 2,69 мкСм/км, для ПЛ 330 3,40 мкСм/км, для ПЛ 500 кВ - 3,64 мкСм/км, для ПЛ 750 кВ - 3,91 мкСм/км. Таблиця В.6 - Середні значення реактивних опорів та ємнісних провідностей КЛ з паперовою і пластмасовою ізоляцією Номінальний переріз проводу, мм2 Індуктивний опір X та ємнісна провідність b КЛ напругою 6 кВ 10 кВ 20 кВ 35 кВ 110 кВ x, b, x, b, x, b, x, b, x, b, Ом/ мкСм/км Ом/км мкСм/ Ом/км мкСм/ Ом/км мкСм/км Ом/км мкСм/ км км км км 16 0,102 72,2 0,113 59,0 - - - - - - 25 0,091 113,9 0,099 86,0 0,135 62,0 - - - - 35 0,087 127,8 0.095 107,0 0,129 69,0 - - - - 50 0,083 144,4 0,090 117,0 0,119 79,5 - - - - 70 0.080 183,3 0,086 135,0 0,116 89,8 0,137 70,2 - - 95 0,078 241,7 0,083 156,0 0,110 100,0 0,126 77,6 - - 120 0.076 263,9 0,081 169,0 0,107 107,0 0,120 80,8 - - 150 0,074 288,9 0,079 183,0 0,104 117,5 0,116 91,4 - - 185 0,073 325,0 0,077 200,0 0,101 127,5 0,113 93,9 - - 240 0,071 361,1 0,075 215,0 0,098 132,0 0,111 97,1 0,144 47,4 300 - - - - 0,095 144,0 0.097 103,7 0,138 50,6 400 - - - - 0,092 160,0 - - 0,131 55,0 500 - - - - - - - - 0,125 59,7 630 - - - - - - - - 0,118 67,2 800 - - - - - - - - 0,113 73,2 Таблиця В.7 - Питома зарядна потужність кабельних ліній з кабелями з ізоляцією із зшитого поліетилену, кВАр/км (розташування кабелів у вершинах трикутника) Переріз жили кабелю, мм2 Напруга КЛ, кВ 6 10 15 20 30 35 110 220 330 35 3,22 7,07 12,94 19,98 - - - - - 50 3,63 7,89 14,35 22,11 38,75 48,88 - - - 70 4,14 8,95 16,19 24,75 42,98 54,26 - - - 95 4,60 9,89 17,82 27,14 46,66 58,90 - - - 120 5,09 10,91 19,51 29,65 50,62 63,50 - - - 150 5,50 11,75 20,99 31,80 53,99 67,72 - - - 185 6,12 13,00 23,12 34,94 59,09 73,49 - - - 240 6,47 14,21 25,17 37,95 63,60 79,28 574,02 - - 300 6,65 15,55 27,51 41,32 68,97 85,85 612,02 - - 400 7,03 17,48 30,74 46,14 76,34 94,67 665,26 - - 500 7,42 19,49 34,20 51,15 84,27 104,26 722,37 2128,63 - 630 (625) 8,13 21,37 37,37 55,79 91,65 113,12 813,73 2280,61 - 800 9,07 23,87 41,59 61,92 100,90 124,74 885,84 2585,04 5131,37 Таблиця В.8 - Середні значення питомих реактивних опорів та зарядної потужності маслонаповнених кабелів 110 - 220 кВ Переріз жили кабелю, мм2 110 кВ 220 кВ x, Ом/км q0, кВАр/км x, Ом/км кВАр/км 150 0,200 1180 0,160 3600 185 0,195 1210 0,155 3650 240 0,190 1250 0,152 3780 270 0,185 1270 0,147 3850 300 0,180 1300 0,145 3930 350 0,175 1330 0,140 4070 q0, 400 0,170 1360 0,135 4200 425 0,165 1370 0,132 4260 500 0,160 1420 0,128 4450 550 0,155 1450 0,124 4600 630 (625) 0,150 1500 0,120 4770 700 0,145 1550 0,116 4920 800 0,140 1600 0,112 5030 Таблиця В.9 - Параметри високочастотних загороджувачів зв'язку Номінальний струм, А Індуктивність на промисловій частоті, мГн Реактивний опір, Ом Втрати потужності при номінальному струмі, кВт Активний опір, Ом 100 0,57 0,179 0,14 0,0140 200 0,60 0,188 0,62 0,0155 400 0,30 0,094 1,00 0,0063 630 0,55 0,173 5,00 0,0126 1250 0,54 0,170 8,50 0,0054 2000 0,58 0,182 16,00 0,0040 2000 1,03 0.323 23,00 0,0058 4000 0,52 0,163 40,00 0,0025 Додаток Г (довідковий) ПРИКЛАДИ РОЗРАХУНКУ Приклад 1 Визначити загальне споживання активної і реактивної електроенергії однозмінним промисловим підприємством (автоматизовані засоби компенсації реактивної потужності відсутні), яке отримує живлення від двообмоткового трансформатора напругою 35/0,4 кВ номінальною потужністю 2500 кВА, що підключений до центра живлення ПЛ 35 кВ з проводами АС-50 протяжністю l = 2,0 км (Київська область). Облік електроенергії здійснюється лічильником інтегрального типу на стороні 0,4 кВ трансформатора. Трансформатор і ЛЕП знаходиться на балансі споживача. Споживання електричної енергії за показами лічильника за місяць червень склало W(P) = 600 тис. кВт·год. та W(Q) = 400 тис. кВАр·год. Розрахунок: а) визначаємо режими роботи елементів мережі в червні (22 робочих дні): розрахунковий період TРП = 24 · 30 = 720 год, TB = 0 год., час роботи ЛЕП та трансформатора під навантаженням Tp = 24 · 22 = 528 год., час находження ЛЕП та трансформатора під напругою TH = 720 - 0 = 720 год. б) за паспортом на трансформатор та таблицею Б.3 визначаємо: UH = 35 кВ, RT = 5,1 Ом, PН.Х = 5,1 кВт, XT = 31,4 Ом, QT = 27,5 кВАр; в) розраховуємо квадрат середнього струму у трансформаторі: I2 = (W(P))2 + (W(Q))2 _______________ 3 · T2P · U2H = (600000)2 + (400000)2 ___________________ 3 · 5282 · 352 = 507,6 А2; г) за таблицею 7.1 Методичних рекомендацій визначаємо коефіцієнт форми графіка навантаження трансформатора та ЛЕП для однозмінного промислового підприємства за відсутності засобів компенсації реактивної потужності: k2Ф = 1,48 д) втрати активної і реактивної електроенергії в трансформаторі за місяць: ΔW (P) T ΔW (Q) T = 3 · I2 · RT · k2Ф · Tp · 10-3 + PН.Х. · TH = 3 · 507,6 · 5,1 · 1,48 · 528 · 10-3 + 5,1 · 720 = 9741 кВт·год.; = 3 · I2 · XТ · k2Ф · Tp · 10-3 + QН.Х. · TH = 3 · 507,6 · 31,4 · 1,48 · 528 · 10-3 + 27,5 · 720 = 57165 кВАр·год.; е) за даними додатка В Методичних рекомендацій визначаємо параметри ЛЕП: R0 = 0,603 Ом/км, X0 = 0,433 Ом/км; Rл = R0 · l = 0,603 · 2,0 = 1,206 Ом; Xл = X0 · l = 0,433 · 2,0 = 0,866 Ом; є) розраховуємо квадрат середнього струму в ЛЕП (з урахуванням втрат електричної енергії у трансформаторі): Δ + ΔW W(P)л = W(P) + W(P)T = 600000 + 9741 = 609741 кВт·год.; W(Q)л = W(Q) I2 = (Q) T = 400000 + 37165 = 437165 кВАр·год.; (W(P)л)2 + (W(Q)л)2 ________________ 3 · T2P · U2H = (609741)2 + (437165)2 __________________ 3 · 5282 · 352 ж) розраховуємо втрати активної електроенергії в проводах ЛЕП: = 549,4 А2; ΔW (P) Пл = 3 · I2 · Rл · k2Ф · TP · 10-3 = 3 · 549,4 · 1,206 · 1,48 · 528 · 10-3 = 1553 кВт·год.; з) за даними таблиці 7.9 Методичних рекомендацій визначаємо кліматичні втрати активної електроенергії в ізоляції ЛЕП (для другого кварталу першого регіону): ΔW (P) Кіз.л Δ = Wіз.сер · l · TH · 103 / 8760 = 1,07 · 0,6 · 2,0 · 720 · 103 / 8760 = 106 кВт·год.; и) розраховуємо втрати реактивної електроенергії в ЛЕП: ΔW (Q) Пл = 3 · I2 · Xл · k2Ф · TP · 10-3 = 3 · 549,4 · 0,866 · 1,48 · 528 · 10-3 = 1115 кВАр·год.; і) розраховуємо поправки для спожитої електричної енергії: Δ = ΔW Δ + ΔW Δ П(P) = W(P)T + W(P)Пл + W(P)Кіз.л = 9741 + 1553 + 106 = 11400 кВт·год.; П(Q) (Q) T (Q) Пл = 57165 + 1115 = 58280 кВАр·год.; к) загальне споживання електричної енергії промисловим підприємством за місяць: W(P)C = W(P) + П(P) = 600 + 11,4 = 611,4 тис. кВт·год.; W(Q)C = W(Q) + П(Q) = 400 + 58,3 = 458,3 тис. кВАр·год. Приклад 2 Визначити втрати активної електроенергії в двообмотковому трансформаторі напругою 110/10/10 кВ з розщепленою обмоткою нижчої напруги та потужністю 25000 кВА, встановленого в лінії живлення двозмінного промислового підприємства (автоматизовані засоби компенсації реактивної потужності відсутні). Споживання електричної енергії за показами лічильника за місяць червень склало по першій обмотці нижчої напруги W(P) = 4000 тис. кВт·год. та W(Q) = 3000 тис. кВАр·год., по другій відповідно 5000 тис. кВт·год. та 4000 тис. кВАр·год. Розрахунок: а) визначаємо режими роботи трансформатора в червні (22 робочих дні): розрахунковий період TРП = 30 · 24 = 720 год., TB = 0 год., час роботи трансформатора під навантаженням Tp = 24 · 22 = 528 год., час находження трансформатора під напругою TH = 720 - 0 = 720 год. б) за паспортом на трансформатор та таблицею Б.6 визначаємо: UH = 115 кВ, RT = 2,54 Ом, PН.Х = 27 кВт. в) визначаємо пропуск електричної енергії вищою обмоткою трансформатора: W(P) = 4000 + 5000 = 9000 тис. кВт·год. W(Q) = 3000 + 4000 = 7000 тис. кВАр·год. г) розраховуємо квадрат середнього струму в обмотках трансформатора: I2H1 = (W(P))2 + (W(Q))2 ______________ 3 · T2P · U2H = (4000000)2 + (3000000)2 _____________________ 3 · 5282 · 1152 = 2260,2 А2; I2H2 = (W(P))2 + (W(Q))2 ______________ 3 · T2P · U2H = (5000000)2 + (4000000)2 _____________________ 3 · 5282 · 1152 = 3706,8 А2; I2B = (W(P))2 + (W(Q))2 = ______________ 3 · T2P · U2H (9000000)2 + (7000000)2 ____________________ 3 · 5282 · 1152 д) визначаємо значення активного опору обмоток трансформатора: RB = 2,54/2 = 1,27 Ом, RH1 = RH2 = 2,54 Ом; = 11753,3 А2; е) за таблицею 7.1 Методичних рекомендацій визначаємо коефіцієнт форми графіка навантаження трансформатора для двозмінного промислового підприємства за відсутності засобів компенсації реактивної потужності: k2Ф = 1,26; ж) втрати активної електроенергії в обмотках трансформатора за місяць: ΔW ΔW ΔW (P) H1 = 3 · I2H1 · RH1 · k2ф · Tp · 10-3 = 3 · 2260,2 · 2,54 · 1,26 · 528 · 10-3 = 11457,9 кВт·год.; (P) H2 = 3 · I2H2 · RH2 · k2ф · Tp · 10-3 = 3 · 3706,8 · 2,54 · 1,26 · 528 · 10-3 = 18791,4 кВт·год.; (P) B = 3 · I2B · RB · k2ф · Tp · 10-3 = 3 · 11753,3 · 1,27 · 1,26 · 528 · 10-3 = 29791,3 кВт·год.; з) втрати активної електроенергії в трансформаторі за місяць: ΔW (P) T Δ Δ Δ = W(P)H1 + W(P)H2 + W(P)B + PН.Х. · TH = 11457,9 + 18791,4 + 29791,3 + 27 · 720 = 79480,6 кВт·год. Приклад 3 Визначити втрати реактивної електроенергії за січень в трифазній групі струмообмежувальних реакторів РОСА-10-600-3,3УХЛ2 з номінальним індуктивним опором XНОМ. = 3,3 Ом, встановлених в лінії 10 кВ живлення тризмінного промислового підприємства (обладнаного автоматизованими засобами компенсації реактивної потужності). За цей місяць в лінію відпущено 203 тис. кВт·год. активної енергії і 139 тис. кВАр·год. реактивної енергії. Розрахунок: а) визначаємо тривалість режимів роботи реакторів в січні (31 день): розрахунковий період TРП = 31 · 24 = 744 год.; TB = 0 год., час роботи реакторів під навантаженням Tp = 24 · 31 = 744 год., час находження під напругою TH = 744 - 0 = 744 год. б) обчислюємо квадрат середнього значення сили струму навантаження протягом розрахункового періоду: I2 = (W(P))2 + (W(Q))2 ______________ 3 · T2p · U2H = (203000)2 + (139000)2 ___________________ 3 · 7442 · 102 = 364,51 А2; в) згідно з таблицею 7.2 Методичних рекомендацій визначаємо коефіцієнт форми графіка навантаження для тризмінного промислового підприємства за наявності засобів компенсації реактивної потужності: k2Ф = 1,02; г) розраховуємо втрати реактивної електроенергії в реакторах за місяць: ΔW (Q) P = 3 · I2 · XНОМ. · k2Ф · Tp · 10-3 = 3 · 364,51 · 3,3 · 1,02 · 744 · 10-3 = 2738,5 кВАр·год. Приклад 4 Визначити річні втрати електроенергії на корону в лінії 500 кВ з проводом 3 х АС-500/64 довжиною 230 км, яка знаходиться в регіоні, де сумарна тривалість періоду дощів, роси та туманів складає 450 годин, снігопадів - 72 годин, паморозі - 19 годин та ясної погоди - 8219 годин на рік. Розрахунок: а) за таблицею 7.4 Методичних рекомендацій визначаємо питомі втрати потужності на корону ПЛ: Δ Δ • період дощів, роси та туманів T1 = 450 год.; Pкор1 = 22,0 кВт/км; Δ Δ • період снігопадів T2 = 72 год.; Pкор2 = 6,5 кВт/км; Δ Δ • період паморозі T3 = 19 год.; Pкор3 = 56,0 кВт/км; Δ Δ • період ясної погоди T4 = 8219 год.; Pкор4 = 1,8 кВт/км; б) обчислюємо річні втрати електричної енергії на корону: Приклад 5 Визначити річні втрати електроенергії в ізоляції повітряних ліній електропередавання 110 кВ та 220 кВ для 100 проміжних опор (300 гірлянд), що знаходяться в районі з другим рівнем СЗА, де загальна тривалість періоду туманів, роси та дощу складає 450 годин на рік. Розрахунок: а) обчислюємо електричний опір одного ізолятора: Rіз = 1345 - 215 · (Np - 1). У відповідності з цією формулою умови нормальної роботи ізоляторів в районі з другим рівнем СЗА відповідають опору ізолятора - Rіз = 1130 кОм; б) згідно з таблицею 7.6 Методичних рекомендацій кількість ізоляторів в фазі лінії 110 кВ, що знаходиться в районі з другим рівнем СЗА, складає Nіз 110 = 7 шт., в фазі лінії 220 кВ - Nіз 220 = 15 шт.; в) розраховуємо електропередавання: ΔW (P) Кіз 110 ΔW = U2НОМ __________ 3 · Rіз · Nіз (P) Кіз 220 = річні втрати електроенергії Tвол. · Nгір. · 10-3 = U2НОМ __________ 3 · Rіз · Nіз в ізоляції повітряних ліній 1102 · 450 · 300 · 10-3 = 68,8 тис. __________ кВт·год.; 3 · 1130 · 7 Tвол. · Nгір. · 10-3 = 2202 · 450 · 300 · 10-3 = 128,5 тис. __________ кВт·год.; 3 · 1130 · 7 Приклад 6 Визначити втрати електричної енергії у дев'ятиповерховому міському житловому будинку у разі відсутності лічильника електроенергії на вводі у будинок та лічильника обліку внутрішньобудинкових потреб. Живлення будинку, який має два під'їзди, 144 квартири та розташований на відстані 0,1 км від ТП, здійснюється по кабелю АВВГ 4 х 70 (Rз. = 0,443 Ом/ км); стояки виконано кабелем АВВГ 4 х 50 (Rв.k = 0,641 Ом/км). Довжина кабелю (проводу) нерозгалуженої частини стояка становить 0,005 км, а розгалуженої частини - 0,023 км. Коефіцієнт збільшення втрат в внутрішньобудинковій мережі прийнятий рівним 1,13. Втрати потужності в однофазних лічильниках електричної енергії споживачів складають 1,3 Вт, опір контактного з'єднання на відгалуженнях до лічильників складає 0,3 Ом, їх кількість 2 · 144 = 288; середній коефіцієнт потужності у зовнішній мережі cos = 0,9. φ Відомості щодо споживання електричної енергії кожною із квартир у липні і жовтні наведено в таблицях Г.1 та Г.2. Розрахунок: 1. а) визначаємо тривалість розрахункового періоду в липні місяці: T = 31 · 24 = 744 год.; б) за табл. 7.1 Методичних рекомендацій визначаємо коефіцієнт форми графіка навантаження міського житлового будинку у разі відсутності засобів КРП (літо): k2Ф = 1,13; в) за даними табл. Г.1 розраховуємо: - втрати активної електроенергії у зовнішній мережі: - втрати активної електроенергії у внутрішньобудинковій мережі: г) втрати електричної енергії в лічильниках: д) розраховуємо втрати електричної енергії у контактних з'єднаннях на відгалуженнях до лічильників: значення квадрату середнього струму складає: втрати електричної енергії у контактних з'єднаннях на відгалуженнях до лічильників: ΔW (P) z = Nz · I2 · Rz · k2Ф · T · 10-3 = 288 · 0,349 · 0,3 · 1,13 · 744 · 10-3 = 25,4 кВт·год.; е) розраховуємо втрати електричної енергії у мережах житлового будинку в липні місяці: ΔW = ΔW (P) (P) з.м. Δ Δ Δ + W(P)в.м. + W(P)л + W(P)z = 111,5 + 9,4 + 139,3 + 25,4 = 285,6 кВт·год. 2. а) визначаємо тривалість розрахункового періоду в жовтні місяці: T = 31 · 24 = 744 год.; б) за таблицею 7.1 Методичних рекомендацій визначаємо коефіцієнт форми графіка навантаження міського житлового будинку у разі відсутності засобів КРП (осінь): k2Ф = 1,12; в) за даними табл. Г.2 розраховуємо: - втрати активної електроенергії у зовнішній мережі: - втрати активної електроенергії у внутрішньобудинковій мережі: г) втрати електричної енергії в лічильниках: д) розраховуємо втрати електричної енергії у контактних з'єднаннях на відгалуженнях до лічильників: значення квадрату середнього струму складає: ΔW втрати електричної енергії у контактних з'єднаннях на відгалуженнях до лічильників: (P) z = Nz · I2 · Rz · k2Ф · T · 10-3 = 288 · 0,785 · 0,3 · 1,12 · 744 · 10-3 = 56,5 кВт·год.; е) розраховуємо втрати електричної енергії у мережах житлового будинку в жовтні місяці: ΔW = ΔW (P) (P) з.м. Δ Δ Δ + W(P)в.м. + W(P)л + W(P)z = 248,5 + 20,9 + 139,3 + 56,5 = 465,2 кВт·год. Таблиця Г.1 - Споживання активної електроенергії квартирами будинку в липні місяці, кВт·год. Пора року - літо (липень) № кв. 1 секція № кв. 1 секція № кв. 1 секція № кв 2 секція № кв 2 секція № кв 2 секція 1 100 25 85 49 115 73 95 97 125 121 90 2 125 26 115 50 95 74 110 98 70 122 85 3 75 27 95 51 95 75 75 99 90 123 115 4 50 28 110 52 110 76 65 100 125 124 95 5 150 29 75 53 75 77 125 101 105 125 110 6 130 30 65 54 65 78 70 102 115 126 75 7 50 31 75 55 125 79 70 103 110 127 70 8 90 32 50 56 70 80 90 104 75 128 90 9 85 33 150 57 90 81 120 105 65 129 100 10 115 34 130 58 150 82 135 106 125 130 115 11 95 35 50 59 135 83 135 107 70 131 135 12 110 36 90 60 110 84 110 108 90 132 105 13 75 37 125 61 85 85 85 109 150 133 75 14 65 38 70 62 95 86 95 110 135 134 50 15 125 39 90 63 50 87 95 111 110 135 90 16 70 40 150 64 90 88 50 112 85 136 85 17 90 41 135 65 85 89 90 113 95 137 115 18 150 42 135 66 95 90 85 114 100 138 95 19 135 43 110 67 50 91 115 115 125 139 70 20 110 44 85 68 90 92 95 116 75 140 90 21 85 45 95 69 85 93 110 117 50 141 150 22 95 46 50 70 115 94 75 118 150 142 95 23 50 47 90 71 95 95 65 119 130 143 115 24 90 48 85 72 150 96 75 120 50 144 105 Всього 6945 Всього 6975 Таблиця Г.2 - Споживання активної електроенергії квартирами будинку в жовтні місяці, кВт·год. Пора року - осінь (жовтень) № кв. 1 секція № кв. 1 секція № кв. 1 секція № кв 2 секція № кв 2 секція № кв 2 секція 1 150 25 127,5 49 172,5 73 142,5 97 187,5 121 135 2 187,5 26 172,5 50 142,5 74 165 98 105 122 127,5 3 112,5 27 142,5 51 142,5 75 112,5 99 135 123 172,5 4 75 28 165 52 165 76 97,5 100 187,5 124 142,5 5 225 29 112,5 53 112,5 77 187,5 101 157,5 125 165 6 195 30 97,5 54 97,5 78 105 102 172,5 126 112,5 7 75 31 112,5 55 187,5 79 105 103 165 127 105 8 135 32 75 56 105 80 135 104 112,5 128 135 9 127,5 33 225 57 135 81 180 105 97,5 129 150 10 172,5 34 195 58 225 82 202,5 106 187,5 130 172,5 11 142,5 35 75 59 202,5 83 202,5 107 105 131 202,5 12 165 36 135 60 165 84 165 108 135 132 157,5 13 112,5 37 187,5 61 127,5 85 127,5 109 225 133 112,5 14 97,5 38 105 62 142,5 86 142,5 110 202,5 134 75 15 187,5 39 135 63 75 87 142,5 111 165 135 135 16 105 40 225 64 135 88 75 112 127,5 136 127,5 17 135 41 202,5 65 127,5 89 135 113 142,5 137 172,5 18 225 42 202,5 66 142,5 90 127,5 114 150 138 142,5 19 202,5 43 165 67 75 91 172,5 115 187,5 139 105 20 165 44 127,5 68 135 92 142,5 116 112,5 140 135 21 127,5 45 142,5 69 127,5 93 165 117 75 141 225 22 142,5 46 75 70 172,5 94 112,5 118 225 142 142,5 23 75 47 135 71 142,5 95 97,5 119 195 143 172,5 24 135 48 127,5 72 225 96 112,5 120 75 144 157,5 Всього 10417,5 Всього 10462,5 Додаток Д БІБЛІОГРАФІЯ 1. Справочник энергетика промпредприятий, под. ред. Федорова А.А. - 1963. 2. Справочник по электроустановкам промпредприятий, под. ред. Большама Я.М. - 1963. 3. Смирнов А.Д. Справочная книжка энергетика. - 1978. 4. Справочник по электроустановкам высокого напряжения, под. ред. Баумштейна И.А., Хомякова И.А. - 1981. 5. Петренко Л.И. Электрические сети, сборник задач. - 1985. 6. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. Руководство для практических расчетов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 176 с. 7. Справочник по проэктированию электроэнергетических систем, под ред. Рокотяна С.С., Шапиро И.М. - 1997. 8. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии. Руководство для практических расчетов. - М.: ЭНАС, 2009. - 456 с. Социальные сервисы и закладки: © Верховная Рада Украины 1994-2019 Программно-техническая поддержка — Управление компьютеризованных систем Информационное наполнение — Отдел баз данных нормативно-правовой информации Некоторые функции находятся в режиме тестовой эксплуатации
