Друкувати   Шрифт: або Ctrl + mouse wheel

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, НАКАЗУЮ:

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 нормативно-правовими 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:

П(P) = ΔW(P)T + ΔW(P)П + ΔW(P)P + ΔW(P)K + ΔW(P)ІЗк

(5.3)

П(Q) = ΔW(Q)T + ΔW(Q)П + ΔW(Q)P,

(5.4)

де ΔW(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 - 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.;

ΔW(P)P - втрати активної енергії в реакторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВт·год.;

ΔW(P)K - кліматичні втрати активної енергії в ПЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, які обумовлені короною (ΔW(P)Kкор) та недосконалістю ізоляції ПЛ (ΔW(P)Кіз) і залежать від погодних умов, кВт·год.;

ΔW(P)ІЗк - 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.;

ΔW(Q)T - втрати реактивної енергії в силових трансформаторах і автотрансформаторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВАр·год.;

ΔW(Q)П - 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.;

ΔW(Q)P - 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)

де ΔW(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)П 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.;

ΔW(P)P i - 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.;

ΔW(P)K i - 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.;

ΔW(P)ІЗк i - 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.;

ΔW(Q)T i - 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.;

ΔW(Q)П i - 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.;

ΔW(Q)P i - 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 ΔT = 0,5 год., якщо інше не визначено нормативними документами з автоматизації обліку електричної енергії.

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 5601 DRStandart

Діапазон вимірювання від 0,2 м до 5500 м
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-1-250-01

Діапазон вимірювання від 0 до 250 мм. Клас точності 2.
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:

,

(6.4)

де ω = 2 · π · f, f - частота електричного струму, Гц;

εr - відносна діелектрична проникність матеріалу ізоляції (для зшитого поліетилену εr = 2,5; для паперової просоченої εr = 3,5 ÷ 3,7);

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 k-2Ф 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 k-2Ф = 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

Втрати активної ΔW(P) чи реактивної електроенергії ΔW(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(P) = a · I-2 · R · k-2Ф · TP + PУ.П · TH,

(7.1)

ΔW(Q) = a · I-2 · X · k-2Ф · 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;

k-2Ф - 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 А-2 обчислюють за формулою:

I-2 =

(W(P))-2 + (W(Q))-2_____________
b · T-2P · U-2H

,

(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 · I-2 · RT · k-2Ф · 10-3 · TP + PН.Х. · TH =


= 3 · I-2 · RT · k-2Ф · 10-3 · TP + gT · U-2H · TH · 10-3,

(7.4)

де I - середнє протягом розрахункового періоду діюче значення сили струму трансформатора, квадрат якого обчислюється за формулою (7.3), А;

k-2Ф - 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 · I-2 · XT · k-2Ф · 10-3 · TP + QН.Х. · TH =


= 3 · I-2 · XT · k-2Ф · 10-3 · TP + bT · U-2H · TH · 10-3,

(7.5)

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

Характеристика споживача

Значення коефіцієнта форми графіка k-2Ф

сезонне

середньорічне

зима

весна

літо

осінь

1

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 комунально-побутові споживачі

1,15

1,15

1,16

1,16

1,16

Міські комунально-побутові 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

Характеристика споживача

Значення коефіцієнта форми графіка k-2Ф

сезонне

середньорічне

зима

весна

літо

осінь

1

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

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 комунально-побутові споживачі

1,10

1,10

1,10

1,10

1,10

Міські комунально-побутові 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

Характеристика споживача

Значення коефіцієнта форми k-2Ф

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 · (I-2В.Н. · RВ.Н. · k-2Ф.В. + I-2С.Н. · RН.Н. · k-2Ф.Н.) · 10-3 · TP + PН.Х. · TH =


= 3 · (I-2В.Н. · RВ.Н. · k-2Ф.В. + I-2С.Н. · RС.Н. · k-2Ф.С. + I-2Н.Н. · RН.Н. · k-2Ф.Н.) · 10-3 · TP + gT · U-2H · TH · 10-3,

(7.6)

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;

k-2Ф.В., k-2Ф.С., k-2Ф.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 · (I-2В.Н. · XВ.Н. · k-2В.Н. + I-2С.Н. · XС.Н. · k-2С.Н. + I-2Н.Н. · XН.Н. · k-2Н.Н.) · 10-3 · TP + QН.Х. · TH =


= 3 · (I-2В.Н. · XВ.Н. · k-2В.Н. + I-2С.Н. · XС.Н. · k-2С.Н. + I-2Н.Н. · XН.Н. · k-2Н.Н.) · 10-3 · TP + bT · U-2H · TH · 10-3,

(7.7)

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 · I-2 · REK · k-2Ф · 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;

RПm - питомий опір фази m-тої ділянки ЛЕП із однаковим перерізом проводу (кабелю), Ом/км;

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);

k-2Ф - 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:

R = (ΔPном / I-2ном) · 10-3,

(7.9)

де ΔPном - 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:


,

(7.10)

де - 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;

ΔQm - питома генерація реактивної потужності m-тої ділянки ПЛ з однаковою площею перерізу проводу, кВАр/км;

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 = ω · L · 10-3,

(7.11)

де 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;

ΔQm - питома генерація реактивної потужності m-тої ділянки КЛ з однаковою площею перерізу 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;

TH - час находження кабеля під напругою, години.

У разі UH < 20 кВ другий доданок у формулі (7.12) приймають рівним нулю.

Значення ΔQm 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:


ΔW(P)P = 3 ·

I-2
______
I-2НОМ


· ΔPНОМ · k-2Ф · TP,

(7.13)

ΔW(P)P = 3 · 10-3 · I-2 · RP · k-2Ф · TP,

(7.14)

де I - середнє протягом розрахункового періоду діюче значення сили струму ЛЕП, квадрат якого обчислюється за формулою (7.3), А;

IНОМ - номінальний струм реактора, А;

ΔPНОМ - втрати активної потужності в одній фазі реактора за номінального струму, кВт;

k-2Ф - 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 · I-2 · XНОМ · k-2Ф · 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 = ΔPНОМ · TH,

(7.16)

де ΔPНОМ - 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 ΔTt із умовно сталим навантаженням і зведений до вищої напруги трансформатора, А;

RT - активний опір трансформатора, Ом;

ΔTt - тривалість t-го інтервалу часу із умовно сталим навантаженням, годин;

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 ΔTt із умовно сталим навантаженням і зведені до вищої напруги трансформатора (автотрансформатора), А;

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;

RПm - питомий опір фази m-тої ділянки ЛЕП із однаковим перерізом проводу (кабелю), Ом/км;

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 ΔTP від T1 до T2 розраховують за формулою:


,

(7.22)

де - 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;

ΔQm - 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 ΔTP від T1 до T2 розраховують за формулою:


,

(7.23)

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;

ΔQm- питома генерація реактивної потужності m-тої ділянки КЛ з однаковою площею перерізу 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.

Значення ΔQm 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 ΔTt із умовно сталим навантаженням, А;

IНОМ - номінальний струм реактора, А;

ΔPНОМ - втрати активної потужності в одній фазі реактора за номінального струму, кВт;

ΔTt - тривалість i-го інтервалу часу із умовно сталим навантаженням, годин;

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)

деΔPНОМ - 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;

ΔTt - тривалість t-го інтервалу часу із умовно сталою напругою Ut, годин.

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)

де ΔPнор,k,m - питомі втрати потужності на корону ПЛ m-го виду за k-тих погодних умов, кВт/км;

lm - довжина ПЛ m-го виду, км;

ΔTk - 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,
мм-2

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)

де ΔPкор,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 ΔPкор,сер,m приймають за таблицею 7.5.

Таблиця 7.5 - Середньорічні питомі втрати потужності на корону ПЛ

Напруга лінії,
кВ

Номінальний переріз проводу,
мм-2

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 34.09.104-2003 або з урахуванням ступеня забруднення атмосфери (СЗА) у кВт·год. за формулою:


ΔW(P)Кіз =

U-2НОМ
_________
3 · Rіз · Nіз


Tвол · Nгір,

(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 = ΔWіз.сер,i,r · li · TH · 103 / 8760,

(7.32)

ΔWіз.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)

де ΔQ0j - 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.

Значення ΔQ0j 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)від. -

W(P)від. - W(P)пр.
______________
Rвід. + Rпр.


· Rвід.,

(7.34)


W(P)С.пр. = W(P)пр. -

W(P)від. - W(P)пр.
______________
Rвід. + Rпр.


· Rпр.,

(7.35)

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)С.від. = W(Q)від. -

W(Q)від. - W(Q)пр.
______________
Xвід. + Xпр.


· Xвід.,

(7.36)


W(Q)С.пр. = W(Q)пр. -

W(Q)від. - W(Q)пр.
______________
Xвід. + Xпр.


· Xпр.,

(7.37)

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 ΔW(P)з.м. і внутрішньобудинковій мережі живлення споживачів (квартир, офісів тощо) ΔW(P)в.м., а також втрат у лічильниках електричної енергії ΔWPл та втрат в опорах контактних з'єднань відгалужень до лічильників ΔWPz.

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.;

k-2Ф - 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. у кожному з k стояків внутрішньобудинкової мережі обчислюють за формулою:


,

(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:


ΔW(P)з.м. =

W(P)2б + W(Q)2б(в.п)
_______________
U-2H · T

· k-2ф · Rз · lз · 10-3,

(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 · I-2 · Rz · k-2Ф · 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 А-2 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)

Паспорті дані трансформатора

Сезонні коефіцієнти форми графіка навантаження*

Номінальна потужність,
SH, кВА

Номінальна напруга,
UH, кВ

Втрати,
кВт

Струм н.х.,
IН.Х.,
%

Напруга к.з.,
UК.З,
%

PН.Х

PК.З

1

2

3

4

5

6

7

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)

Паспорті дані ЛЕП

Сезонні коефіцієнти форми графіка навантаження*

Номінальна напруга,
UH, кВ

Питомий опір,
Ом/км

Довжина,
км

R0

X0

1

2

3

4

5

6

__________
* Колонка заповнюється для рівня інформаційного забезпечення А.

В. Вихідні дані для розрахунку втрат в реакторах

1. Розрахункові формули або посилання на пункт Методичних рекомендацій:
(заповнюється енергопостачальником)

2. Таблиця з вихідними даними:

Точка обліку
(№ ТП)

Паспорті дані реактора

Сезонні коефіцієнти форми графіка навантаження*

Номінальна напруга,
UH, кВ

Номінальна потужність,
SH, кВА

Втрати (на фазу), ΔP, кВт або активний опір фази реактора, Ом

Реактивний опір,
XP, Ом

1

2

3

4

5

6

__________
* Колонка заповнюється для рівня інформаційного забезпечення А.

Г. Вихідні дані для розрахунку втрат у внутрішньобудинкових мережах


п/п

Адреса будинку

Вихідні дані будинку

Паспортні дані мережі

Сезонні коефіцієнти форми графіка навантаження*

Число квартир,
од.

Число стояків,
од.

Зовнішньої

Внутрішньої

Коефіцієнт несиметрії*

Питомий опір,
Ом/км

Довжина,
км

Питомий опір,
Ом/км

Довжина стояка,
км

1

2

3

4

5

6

7

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 отриманої активної і реактивної енергії за розрахунковий період

Кількість годин роботи обладнання за розрахунковий період, год*

Значення втрат за розрахунковий період, кВт·год./кВАр·год.

Під навантаженням

Під напругою

У трансформаторах

У лініях електропередавання, у т.ч.

У реакторах

Всього

проводах ПЛ, жилах КЛ

ізоляції ПЛ (КЛ)

на корону

W(P)

W(Q)

TP

TH

ΔWPT

ΔWQT

ΔWPП

ΔWQП

ΔWPКіз(ІЗк)

ΔWPКкор

ΔWPP

ΔWQP

ΔWP

ΔWQ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

__________
* 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.

Е. Розрахункові значення втрат у внутрішньобудинкових мережах за ___________ місяць


п/п

Адреса будинку

Споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт·год.

Значення втрат за розрахунковий період, кВт·год.

Споживачами

На внутрішньо-будинкові потреби

У зовнішній мережі

У внутрішньобудинковій мережі

Всього

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:


RT =

Pкз · U-2ВН
_________
S-2H

х 10-3.

(Б.1)

ZT =

UКЗ %
_____
100

·

U-2ВН
_____
SH

х 10-3,

(Б.2)

(Б.3)

gT =

PНХ
_____
U-2ВН

,

(Б.4)

bT =

IНХ %
_____
100

·

SH
____
U-2ВН

,

(Б.5)

QНХ =

IНХ %
_____
100

· SH,

(Б.6)

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.

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 · U-2ВН
_________
S-2H

;

(Б.9)

- у разі співвідношення потужностей обмоток високої (SВ), середньої (SС) і низької (SН) напруги 100/100/100%:

RВН = RСН = RНН = 0,5 · RT,

(Б.10)

де RВН, RСН, RНН - відповідно активні опори обмоток високої, середньої і низької напруги, Ом;

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 · U-2ВН
___________
S-2H

,

(Б.11)

RСН =

Pкз СН · U-2ВН
____________
S-2H

,

(Б.12)

RНН =

Pкз НН · U-2ВН
____________
S-2H

,

(Б.13)

де

.

(Б.14)

Інші параметри схеми заміщення розраховуються за формулами:

ZВН =

uкзВ %
______
100

·

U-2ВН
_____
SH

;

(Б.15)

ZСН =

uкзС %
______
100

·

U-2ВН
_____
SH

;

(Б.16)

ZНН =

uкзН %
______
100

·

U-2ВН
_____
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
____
U-2ВН

,

(Б.22)


bT =

IНХ %
_____
100


·

SH
_____
U-2ВН

,

(Б.23)


QНХ =

IНХ %
_____
100


· SН.

(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)

SНН = aНН · SH,

(Б.26)

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
_
2

·

RТ
____
aНН

.

(Б.29)

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:

Rр = ΔP · 10-3 / I-2НОМ, Ом

(Б.30)

, Ом

(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 = ΔP · 10-3 / 2 · I-2НОМ, Ом;

(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:

b0 = ΔQ0 · 10-3 / U-2H, мкСм/км,

(Б.37)

де ΔQ0 - 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, кB.A

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ,
кВт

IНХ,
%

R,
Ом

X,
Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ,
кВАр

ВН

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; 0,4; 0,69

5,5

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; 0,69; 0,525; 3,15; 6,3

5,5

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; 0,69; 3,15; 6,3

5,5

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; 0,69; 3,15; 6,3

5,5

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; 3,15; 6,3

6,5

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; 3,15; 6,3

6,5

46,5

9,0

0,80

0,12 (0,04)

1,03 (0,37)

90,0 (250,0)

504 (1400)

50,4

ТД-10000/10

10000

10,5

6,3 (3,15)

8,0

60,0

9,0

0,25

0,07

0,88

81,6

226,8

25,0

ТДНС-16000/10

16000

10,5

6,3

10,0

85,0

18

0,55

0,04

0,69

163,3

798,2

88,0

У дужках наведені значення опорів для трансформаторів 6 кВ.

Таблиця Б.2 - Трифазні двообмоткові трансформатори 20 кВ

Тип трансформатора

SH, MB.A

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ,
кВт

IНХ,
%

R,
Ом

X,
Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ,
кВАр

ВН

НН

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, MB.A

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ,
кВт

IНХ,
%

R,
Ом

X,
Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ,
кВАр

ВН

НН

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,
кВ.А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

Втрати,
кВт

Струм н,х,
Iн,х, %

Напруга к,з, Uк,з, %

R,
Ом

X,
Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QHX,
кВАр

ВН

НН

ΔPн,х

ΔPк,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; 0,525; 10,5

1,5

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)

7,02 (2,79)

41,0 (103,3)

450 (1133)

45

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)

2,96 (1,18)

80,0 (201,6)

810 (2040)

81

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

Таблиця Б.5 - Технічні дані двохобмоточних трифазних трансформаторів типу ТСМ, випуску до 1970 р.

Тип

SH,
кВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

Втрати,
кВт

Струм н.х.
Iн.х., %

Напруга к.з.
Uк.з., %

R,
Ом

X,
Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QHX,
кВАр

ВН

НН

ΔPн.х

ΔPк.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; 0 525

1,35

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,
МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ,
кВт

IНХ,
%

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; 6,3 - 10,5; 10,5 - 10,5

10,5

120

27

0,7

2,54

55,5

2,04

13,23

175

ТДНЖ-25000/110

25

115

27,5

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; 6,3 - 10,5; 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; 6,3 - 10,5; 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; 6,3 - 10,5; 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; 13,8

10,5

310

70

0,6

0,71

19,2

4,78

32,78

480

ТРДЦН-80000/110 (ТРДН,ТРДЦНК)

80

115

6,3 - 6,3; 6,3 - 10,5; 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

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, МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ,
кВт

IНХ,
%

R,
Ом

X,
Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ,
кВАр

ВН

НН

ТДН-16000/150

16

158

6,6; 11

11

85

21

0,8

8,29

171,4

0,84

5,13

128

ТРДН-32000/150

32

158

6,3 - 6,3; 6, - 10,5; 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; 6, - 10,5; 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

10,5; 13,8; 15,75

11

640

190

0,5

0,27

12,0

6,98

45,91

1250

Таблиця Б.8 - Трифазні двообмоткові трансформатори 220 кВ

Тип

SH, МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ,
кВт

IНХ,
%

R,
Ом

X,
Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ, кВАр

ВН

НН

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

11

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

24

11,5

2200

480

0,35

0,13

6,73

8,20

59,76

3500

Трансформатори з розщепленою обмоткою можуть виготовлятися так само з нерозщепленою обмоткою НН на 38,5 кВ.

Таблиця Б.9 - Трифазні двообмоткові трансформатори 330 кВ

Тип

SH,
МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ,
кВт

IНХ,
%

R,
Ом

X,
Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ,
кВАр

ВН

НН

ТРДНС-40000/330

40

330

6,3 - 6,3; 6,3 - 10,5; 10,5 - 10,5

11

180

80

1,4

12,3

299

0,73

5,14

560

ТРДЦН-63000/330

63

330

6,3 - 6,3; 6,3 - 10,5; 10,5 - 10,5

11

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

14

2300

750

0,75

0,17

13,5

6,23

77,9

5375

Таблиця Б.10 - Трифазні і однофазні двообмоткові трансформатори 500 - 750 кВ

Тип

SH,
МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ,
кВт

IНХ,
%

R,
Ом

X,
Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ,
кВАр

ВН

НН

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/

20; 24

14

800

400

0,3

0,96

69,3

0,65

2,02

1250

Таблиця Б.11 - Трифазні триобмоткові трансформатори 110 кВ

Тип

SH МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ, %

PКЗ,
кВт

PНХ,
кВт

IНХ,
%

R, Ом

X, Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ,
кВАр

ВН

СН

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; 22,0; 34,5; 38,5

6,6; 11

10,5

17

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; 34,5; 38,5

6,6; 11

10,5 (17)

17 (10,5)

6

100

23

1,0

2,58

2,58

2,58

88,8

0 (51,6)

51,6 (0)

1,74

12,1

160

ТДТН-25000/110

25

115

11; 22,0; 34,5; 38,5

6,6;11

10,5

17,5

6,5

140

31

0,7

1,48

1,48

1,48

56,8

0

35,7

2,34

13,2

175

ТДТНЖ-25000/110

25

115

38,5; 27,5

6,6;11; 27,5

10,5 (17)

17 (10,5)

6

140

42

0,9

1,48

1,48

1,48

56,8

0 (33,0)

33,0 (0)

3,18

17,0

225

ТДТН-40000/110*

40

115

11; 22; 34,5; 38,5

6,6;11

10,5 (17)

17 (10,5)

6

200

43

0,6

0,82

0,82

0,82

35,5

0 (20,7)

20,7 (0)

3,25

18,2

240

ТДТНЖ-40000/110

40

115

27,5; 35,5

6,6;11; 27,5

10,5 (17)

17 (10,5)

6

200

63

0,8

0,82

0,82

0,82

35,5

0 (20,7)

20,7 (0)

4,76

24,2

320

ТДНТ-63000/110* (ТДЦНТ,ТДТНМ)

63

115

11; 34,5; 38,5

6,6;11

10,5 (17)

17 (10,5)

6,5

290

56

0,7

0,48

0,48

0,48

22,0

0 (13,6)

13,6 (0)

4,23

33,4

441

ТДТН-80000/110* (ТДЦТН,ТДЦТНК)

80

115

38,5

6,6;11

11 (17)

18,5 (10,5)

7 (6,5)

390

82

0,6

0,40

0,40

0,40

18,6 (21,7)

0 (10,7)

12,0 (0)

6,20

36,3

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, МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ
кВт

IНХ,
%

R, Ом

X, Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ, кВАр

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

В-С

В-Н

С-Н

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ТДНТ-16000/150

16

158

38,5

6,6; 11

10,5

18

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; 11

10,5

18

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; 38,5

6,6; 11; 27,5

10,5

18

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; 11

10,5

18

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; 11

10,5

18

6

285

-

-

67

0,7

0,90

0,90

0,90

44,6

0

26,7

2,68

17,7

431

АТДТНГ-
100000/150

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, МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,

Р НХ, кВт

I НХ, %

R, Oм

X, Oм

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ, кВАр

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ТДТН-25000/220

25

230

38,5

6,6; 11

12,5

20

6,5

135

-

-

50

1,2

5,71

5,71

5,71

275

0

148

0,95

5,67

300

ТДТНЖ-25000/220

25

230

27,5; 38,5

6,6; 11; 27,5

12,5

20

6,5

135

-

-

50

1,2

5,71

5,71

5,71

275

0

148

0,95

5,67

300

ТДТН-40000/220

40

230

38,5

6,6; 11

12,5

22

9,5

220

-

-

55

1,1

3,64

3,64

3,64

165

0

126

1,04

8,32

440

ТДТНЖ-40000/220

40

230

27,5; 38,5

6,6; 11; 27,5

12,5

22

9,5

240

-

-

66

1,1

3,97

3,97

3,97

165

0

126

1,25

8,32

440

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

2,86

104

0

196

0,85

5,95

315

АТДЦТН-63000/220/110/0,4*

63

230

121

0,4

11,0

4,1

6,8

180

-

-

33

0,4

1,20

1,20

120

34,8

57,5

0

0,62

4,76

252

АТДЦТН-125000/220/110
(у знаменнику - випуск після 1985 г.)

125

230

121

6,3; 6,6; 10,5; 11; 38,5

11,0/11,0

31/45

19/28

290/305

-

-

85/65

0,5

0,49/0,52

0,49/0,52

0,98/1,03

48,6/59,2

0

82,5/131

1,61/1,23

11,8

625

АТДЦТН-125000/220/110/0,4*

125

230

121

0,4

11,0

14

14

305

-

-

54

0,25

0,52

0,52

52

23,3

23,3

36,0

1,02

5,91

312

АТДЦТН-200000/220/110

200

230

121

6,3; 6,6; 10,5; 1115,75; 38,5

11,0

32

20

430

-

-

125

0,5

0,28

0,28

0,56

30,4

0

54,2

2,36

18,9

1000

АТДЦТН-250000/220/110

250

230

121

10,5; 38,5

11,5

33,4

20,8

520

-

-

145

0,5

0,22

0,22

0,44

25,5

0

45,1

2,74

23,6

1250

__________
* 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, МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

PНХ, кВт

IНХ, %

R, Ом

X, Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

QНХ, кВАр

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

В-С

В-Н

С-Н

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

АТДЦТН-
125000/330/110

125

330

115

6,3; 10,5; 15,75; 38,5

10

35

24

370

-

-

115

0,5

1,29

1,29

2,58

91,5

0

213,4

1,06

5,74

625

АТДЦТН-
200000/330/110

200

330

115

6,6; 10,5; 38,5

10

34

22,5

600

-

-

180

0,5

0,81

0,81

2,02

58,5

0

126,6

1,65

9,18

1000

АТДЦТН-
250000/330/150

250

330

158

10,5; 38,5

10,5

54

42

660

490

400

165

0,5

1,07

0,085

4,27

49,0

0

186,2

1,52

11,48

1250

АТДЦТН-
240000/330/220

240

330

242

11; 38,5

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

39,2/53,5

0/0

278,4/282,2

1,19

11,02

1200

АОДЦТН-
133000/330/220

133

330/

230/

10,5; 38,5

9

60

48

280

125

105

55

0,4

0,62

0

3,5

28,7

0

136,5

0,51

4,89

530

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

Тип

SH, МВ·А

Каталожні дані

Розрахункові дані

UH обмоток,
кВ

UКЗ,
%

PКЗ,
кВт

РНХ, кВт

QНХ, кВАр

R, Ом

X, Ом

g,
мкСм

b,
мкСм

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

В-С

В-Н

С-Н

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

АОДЦТГ-
133000/400/220

133

400/

231/

34

10,1

45,2

33,8

399

264

249

130

1200

0,74

0,46

4,23

43,1

0

138,0

0,81

7,50

АОДДТН-
133000/400/220

133

400/

231/

35

9,94

97,1

87,1

228,8

237,3

239,1

35,3

800

0,33

0,36

3,20

40,0

0

349,3

0,22

5,00

АТДЦТН-
250000/500/110

250

500

121

10,5; 11; 38,5

10,5/13

24/33

13/18,5

550/640

-

-

270/230

1125

1,70/2,28

0,47/0,28

3,52/5,22

107,5/137,5

0

132,5/192,5

1,08/0,92

4,50/4,50

АТДЦТН-
500000/500/220

500

500

-

230

-

11,5

-

1050

-

-

230

1500

1,05

0

1,05

57,5

-

-

0,92

6,00

АОДЦТН-
167000/500/220

167

500/

230/

11; 13,8; 15,75; 20; 38,5

11

35

21,5

325

-

-

125

585

0,65

0,32

2,80

61,1

0

113,5

0,50

2,34

АОДЦТН-
167000/500/330

167

500/

330/

10,5; 38,5

9,5

67

61

320

-

-

70

585

0,48

0,48

2,40

38,8

0

296

0,28

2,34

АОДЦТН-
267000/500/220

267

500/

230/

10,5; 15,5; 20,2

11,5

37

23

490

-

-

150

935

0,28

0,28

1,12

39,8

0

75,6

0,60

3,74

АОДЦТН-
267000/750/220

267

750/

220/

10,5

13

31

17

600

-

-

200

935

0,79

0,79

2,63

94,8

0

122,9

0,36

1,66

АОДЦТН-
333000/750/330

333

750/

330/

15,75

10

28

17

580

-

-

250

1170

0,49

0,49

1,36

59,1

0

98,5

0,44

2,07

АОДЦТН-
417000/750/500

417

750/

500/

10,5; 15,75

11,5

81

68

700

-

-

280

830

0,12

0,12

3,24

55,1

0

309

0,50

1,48

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

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)

РОДБС
РОМ

121/

475

33,3

3 х 180

38,5/

1350

30

3 х 180

РОМ

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

SНОМ, МВ·А

XP,
Ом

ΔP (на фазу), кВт

РБУ, РБ, РБД, РБГ,
РБДУ, РБГД

РБНГ

400

6,9

0,35

1,6

-

0,45

1,9

-

630

10,8

0,25

2,5

-

0,40

3,2

-

0,56

4,0

-

1000

17,3

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

1600

27,7

0,14

6,1

-

0,20

7,5

-

0,25

8,3

9,8

0,35

11,0

12,8

2500

43,3

0,14

11,0

13,5

0,20

14,0

16,8

0,25

16,1

19,7

0,35

20,5

23,9

4000

69,2

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, МВ·А

X0,5, Ом

X0,5р, Ом

Xс, Ом

ΔP (на фазу), кВт

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

Номінальна лінійна напруга мережі UНОМ,
кВ

Номінальний струм IНОМ,
А

Номінальний індуктивний опір XP, Ом

Номінальний активний опір RP,
мОм

РОСА-10-600-3,3 УХЛ2

10,5

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

РОСА-10-2500-0,14 У3

2500

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

РОСА-10-3200-0,25 У3

3200

0,25

4,00

РОСА-10-3200-0,35 У3

0,35

1,56

РОСА-10-3200-0,45 У3

0,45

2,15

РОСА-10-4000-0,1 У3

4000

0,1

1,69

РОСА-10-4000-0,18 У3

0,18

1,44

РОСА-10-4000-0,25 У3

0,25

2,13

РОСА-20-2500-0,14 У3

20

2500

0,14

2,56

РОСА-20-2500-0,25 У3

0,25

3,52

РОСА-20-2500-0,35 У3

0,35

4,32

РОСА-20-3200-0,14 У3

3200

0,14

2,25

РОСА-20-3200-0,25 У3

0,25

3,32



Додаток В
(довідковий)

ТЕХНІЧНІ ДАНІ ПРОВОДІВ І КАБЕЛІВ

Таблиця В.1 - Характеристики алюмінієвих проводів

Марка проводу

Кількість і діаметр дротів,
мм

Розрахунковий переріз,
мм-2

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,
мм-2

Розрахунковий діаметр,
мм

Опір постійному струму для 20° C, Ом/км,
не більше

алюмінієвих

сталевих

алюмінію

сталі

сталевого осердя

проводу

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