Про Методичні рекомендації визнач... от 21.06.2013 № 399 (Страница 1 из 15)



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