МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ВУГІЛЬНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ УКРАЇНИ

НАКАЗ

від 22 вересня 2011 року N 532

Про затвердження нормативного документа "Визначення технологічних витрат електричної енергії в трансформаторах і лініях електропередавання. Методика"

З метою дотримання єдиних положень і вимог до питань визначення технологічних витрат електроенергії в електричних мережах наказую:

1. Затвердити нормативний документ "Визначення технологічних витрат електричної енергії в трансформаторах і лініях електропередавання. Методика" (далі - Методика), що додається.

2. Методика набирає чинності з 01.01.2012.

3. Об'єднанню енергетичних підприємств "Галузевий резервно-інвестиційний фонд розвитку енергетики" (Пікалов Г. Г.) внести Методику до реєстру і комп'ютерного банку даних чинних нормативних документів Міненерговугілля в установленому порядку та забезпечити видання необхідної кількості примірників Методики та їх надходження енергетичним компаніям і державним підприємствам, що належать до сфери управління Міненерговугілля та господарським товариствам, щодо яких Міненерговугілля здійснює управління корпоративними правами держави, відповідно до їх замовлень.

4. З набранням чинності цієї Методики визнати такою, що втратила чинність, Методику по визначенню втрат електроенергії в трансформаторах і лініях електропередач, затверджена заступником Міністра енергетики України, головним державним інспектором України з енергетичного нагляду Дарчуком В. А. 18 лютого 1998 р.

5. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра Чеха С. М.

 

Міністр

Ю. Бойко

 

ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Міністерства енергетики та вугільної промисловості України
22.09.2011 N 532

НОРМАТИВНИЙ ДОКУМЕНТ МІНЕНЕРГОВУГІЛЛЯ УКРАЇНИ

МЕТОДИКА
ВИЗНАЧЕННЯ ТЕХНОЛОГІЧНИХ ВИТРАТ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ В ТРАНСФОРМАТОРАХ І ЛІНІЯХ ЕЛЕКТРОПЕРЕДАВАННЯ

(друга редакція) 

1 СФЕРА ЗАСТОСУВАННЯ

1.1 Цю Методику застосовують для визначення технологічних витрат електричної енергії в елементах електричної мережі (силових трансформаторах, лініях електропередавання і реакторах) у процесі складання балансів електричної енергії в електричних мережах із переважно симетричними навантаженням, а також у випадках, передбачених ПКЕЕ (якщо точка вимірювання електричної енергії не збігається з межею балансової належності елементів електричної мережі). У Методиці під технологічними витратами електричної енергії маються на увазі втрати енергії, зумовлені електромагнітними процесами у струмовідних 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 Ця Методика призначена для застосування енергетичними компаніями, які мають ліцензії на здійснення підприємницької діяльності з передачі електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами та зацікавленими суб'єктами господарювання.

1.3 Ця Методика 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 Ця Методика не поширюється на електричні мережі, спорудження яких визначають спеціальні правила і норми (контактна мережа електротранспорту, лінії зв'язку, сигналізації тощо).

2 НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ

У цій Методиці є посилання на такі нормативні документи:

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 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).

СНиП 2.01.01-82 Строительная климатология и геофизика (Будівельна кліматологія та геофізика).

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 N 1545-XII від 12.09.91.

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.

СОУ-НМПЕ 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.

Правила користування електричною енергією, затверджені постановою Національної комісії регулювання електроенергетики 31.07.96 N 28 (з доповненнями та змінами від 17.10.2005 N 910).

Правила улаштування електроустановок. Глава 2.5 Повітряні лінії електропередавання напругою вище 1 кВ до 750 кВ.

Інструкція про порядок комерційного обліку електричної енергії, затверджена Радою Оптового ринку електричної енергії України, протокол N 12 від 8 жовтня 1998 р.

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).

ТУ 16-672.089-85 Трансформаторы серий ТМГ, ТМВГ классов напряжений 6, 10 кВ. Технические условия (Трансформатори серій ТМГ, ТМВГ класів напруги 6, 10 кВ. Технічні умови).

ТУ УЗ.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 У цій Методиці використано терміни, установлені в:

ДСТУ 2681 та РМГ 29: вимірювання, засіб вимірювальної техніки коригувальний коефіцієнт, метрологічна характеристика, поправка;

ДСТУ 3270: основні втрати в струмовідних частинах трансформатора;

Правилах користування електричною енергією: засоби обліку, активна електрична енергія, реактивна електрична енергія, об'єкт, проектне рішення, розрахунковий період, точка вимірювання (електричної енергії), межа балансової належності.

3.2 Нижче подано терміни, додатково використані у Методиці, та визначення позначених ними понять:

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-розподільному пристрої (ВРП) будинку і закінчується останнім приєднаним до неї поверховим щитком;

нерозгалужена частина стояка - ділянка стояка від ВРП до першого приєднаного поверхового щитка;

розгалужена частина стояка - ділянка стояка між першим і останнім приєднаними поверховими щитками;

зовнішня мережа - ділянка електричної мережі живлення споживачів будинку від ТП до ВРП;

внутрішньобудинкова мережа - ділянка електричної мережі живлення споживачів від ВРП до поверхових щитків;

індивідуальні метрологічні характеристики - метрологічні характеристики засобу вимірювальної техніки (ЗВТ), отримані шляхом його державної метрологічної атестації;

рівень інформаційного забезпечення вимірювань А (рівень А) - виконання вимірювань за умов, коли індивідуальні метрологічні характеристики засобів вимірювальної техніки та графіки навантажень невідомі;

рівень інформаційного забезпечення вимірювань Б (рівень Б) - виконання вимірювань за умов, коли індивідуальні метрологічні характеристики засобів вимірювальної техніки невідомі, а графіки навантажень відомі;

рівень інформаційного забезпечення вимірювань В (рівень В) - виконання вимірювань за умов, коли індивідуальні метрологічні характеристики засобів вимірювальної техніки та графіки навантажень відомі.

4 ПОЗНАКИ ТА СКОРОЧЕННЯ

У цій Методиці застосовано такі познаки та скорочення:

АСОЕ

- автоматизована система обліку електроенергії

ВРП

- ввідно-розподільний пристрій

ЗВТ

- засіб вимірювальної техніки

ІКОЕ

- Інструкція про порядок комерційного обліку електричної енергії

ІМХ

- Індивідуальна метрологічна характеристика

КЛ

- кабельна лінія електропередавання

Л

- Лічильник електричної енергії

МХ

- метрологічна характеристика

НХ

- неробочий (холостий) хід

ПКЕЕ

- Правила користування електричною енергією

ПЛ

- повітряна лінія електропередавання

ПУЕ

- Правила улаштування електроустановок

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) потрібно визначати за результатами вимірювань як різницю одночасних показів лічильників (Л), встановлених на вході і виході електричної мережі (елементів електричної мережі).

У разі технічної неможливості або економічної недоцільності вимірювання втрат їх (втрати) потрібно визначати розрахунковим шляхом відповідно до цієї Методики як суму втрат в окремих елементах електричної мережі.

5.2 Лічильники активної енергії і реактивної енергії потрібно встановлювати у точках, передбачених Правилами улаштування електроустановок (ПУЕ) та чинними нормативно-правовими актами (Правилами користування електричною енергією (ПКЕЕ), Методикою обчислення плати за перетікання реактивної енергії між електропередавальною організацією та її споживачами тощо).

5.3 У разі визначення втрат електричної енергії в елементах мережі розрахунковим шляхом потрібно враховувати споживання (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 електричної енергії визначають за різницею показів лічильника, встановленого на межі балансової належності у точці продажу (з урахуванням коефіцієнтів трансформації ТС та ТН).

У разі якщо точка вимірювання електричної енергії (місце встановлення розрахункового засобу обліку) не збігається з межею балансової належності елементів електричної мережі (точкою продажу електричної енергії), кількість електричної енергії на межі балансової належності обчислюють відповідно до ПКЕЕ з урахуванням поправки П, величина якої обумовлена технологічними втратами електричної енергії в елементах електричної мережі від межі балансової належності до точки вимірювання.

Кількість активної електричної енергії WC(P) у кВт·год. та кількість реактивної енергії WC(Q) у квар·год. за інтервал часу DT від T1 до T2, яка перетікає через межу балансової належності, обчислюють за різницею показів Л в кінці та на початку цього інтервалу часу за формулами:

WC(P) = W(P) ± П(P)

(5.1)

WC(Q) = W(Q) ± П(Q),

(5.2)

де W(P) - кількість активної електричної енергії за інтервал часу DT, яку визначено за показами лічильників електричної енергії відповідно до СОУ-Н ЕЕ 11.315, кВт·год.;

W(Q) - кількість реактивної електричної енергії за інтервал часу DT, 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 вимірювань А поправки розраховують за формулами:

П(P) = DWT(P) + DWП(P) + DWP(P) + DWK(P) + DWИк(P)

(5.3)

П(Q) = DWT(Q) + DWП(Q) + DWP(Q),

(5.4)

де DWT(P) - втрати активної енергії в силових трансформаторах і автотрансформаторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВт·год.;

DWП(P) - втрати активної енергії в проводах ПЛ і жилах кабелів КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, кВт·год.;

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

DWK(P) - 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 і залежать від погодних умов, кВт·год.;

DWИк(P) - втрати активної енергії в КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, які обумовлені недосконалістю ізоляції, кВт·год.;

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

DWП(Q) - 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.;

DWP(Q) - 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 вимірювань Б і В, поправки розраховують за формулами:

 

,

(5.5)

 

,

(5.6)

де DWT(P)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 проміжку часу з незмінним навантаженням, кВт·год.;

DWП(P)i - втрати активної енергії в проводах ПЛ і жилах кабелів КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го проміжку часу з незмінним навантаженням, кВт·год.;

DWP(P)i - втрати активної енергії в реакторах на ділянці мережі від межі балансовоїналежності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го проміжку часу з незмінним навантаженням, кВт·год.;

DWK(P)і - кліматичні втрати активної енергії в ПЛ на ділянці мережі від межібалансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го проміжку часу, кВт·год.;

DWИк(P)i - втрати активної енергії в КЛ на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, які обумовлені недосконалістю ізоляції, протягом i-го проміжку часу, кВт·год.;

DWT(Q)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 проміжку часу з незмінним навантаженням, квар·год.;

DWП(Q)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 проміжку часу з незмінним навантаженням, квар·год.;

DWP(Q)i - втрати реактивної енергії в реакторах на ділянці мережі від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання протягом i-го проміжку часу з незмінним навантаженням, квар·год.;

N - кількість проміжків з незмінним навантаженням в інтервалі часу DT.

5.7 Границі похибки вимірювання кількості електричної енергії не повинні перевищувати нормованих значень, встановлених ІКОЕ.

5.8 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 DT, не повинні перевищувати 0,5 %.

МХ ЗВТ, що рекомендовано до вимірювання лінійних розмірів і часу, наведено в таблиці 5.1. Дозволено застосовувати інші ЗВТ, МХ яких відповідають вимогам таблиці 5.1.

Таблиця 5.1 - Метрологічні характеристики засобів вимірювальної техніки для вимірювання лінійних розмірів

Назва ЗВТ

Метрологічні характеристики

Електронний тахеометр Trmb5601 DRStandart

Діапазон вимірювання від 0,2 м до 5500 м
Границі допустимої похибки ± (1 + 1 · 10-6 · L) mm,
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.

5.9 Умови проведення вимірювань повинні відповідати вимогам розділу 8 СОУ-Н ЕЕ 11.315 і вимогам, наведеним в паспортах ЗВТ вимірювання лінійних розмірів і часу.

5.10 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.

5.11 Однолінійна розрахункова схема ділянки електричної мережі від точки вимірювання до межі балансової належності із визначенням всіх необхідних для її розрахунку параметрів, а також формули і контрольний розрахунок результатів визначення кількості електричної енергії відповідно до Правил користування електричною енергією є невід'ємною частиною договору на постачання електричної енергії (договору про спільне використання технологічних мереж, про технічне забезпечення електропостачання споживача), яка узгоджується за встановленим порядком обома сторонами договірних відносин.

5.12 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.

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, і таких додатково до них:

- визначення довжин ПЛ і довжин КЛ, у тому числі ділянок від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання;

- визначення діаметрів проводів ПЛ і діаметрів жил кабелів КЛ, у тому числі ділянок від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання;

- визначення характеристик трансформаторів і автотрансформаторів, у тому числі установлених на ділянці електричної мережі від межі балансової належності елементів електричних мереж до точки вимірювання;

- визначення характеристик реакторів, у тому числі 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 на використовувані ЗВТ та вимог 5.8 цієї Методики.

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 на використовувані ЗВТ та вимог 5.8 цієї Методики.

6.4 Характеристики трансформаторів і автотрансформаторів визначають за паспортними даними. Вимірювання характеристик трансформаторів і автотрансформаторів потрібно виконувати відповідно до вимог ГОСТ 3484.1.

У разі відсутності паспорта характеристики трансформаторів і автотрансформаторів приймають згідно з каталогами виробників, складеними відповідно до ДСТУ 2104, ДСТУ 2105, ГОСТ 11677, ТУ16-672.089, ТУ УЗ.49-05758084-016.

Відомості про параметри трансформаторів і автотрансформаторів наведено у додатку А.

6.5 Характеристики реакторів визначають за паспортними даними. У разі відсутності паспорта характеристики реакторів приймають згідно з ТУ. Вимірювання характеристик реакторів потрібно виконувати відповідно до вимог ГОСТ 3484.1.

Відомості про параметри реакторів наведено у додатку А.

6.6 Площу поперечного перерізу проводів ПЛ і жил кабелів КЛ у мм2 обчислюють за формулою:

   

 ,

(6.1)

де D - діаметр проводу (жили кабелю), мм.

6.7 Питомий активний опір ділянок проводів ПЛ і жил кабелів КЛ з незмінним перерізом в Ом/км обчислюють за формулою:

RП = RП0 · [1 +a · (q - q0)],

(6.2)

де RП0 - активний опір одного кілометра проводу (жили або екрану кабелю) певної марки за температури q0, Ом/км;

q0 - температура проводу (жили або екрану кабелю), за якої наведено його питомий опір, °C;

q - температура навколишнього середовища, °C (приймають середню для кожного місяця для регіонів відповідно до СОУ-Н МПЕ 40.1.20.507 або СНиП 2.01.01);

a - температурний коефіцієнт.

Технічні дані проводів і кабелів (питомий опір RП0, температурний коефіцієнт a тощо) приймають за ГОСТ 839, ДСТУ 4743 або за ТУ на провід (кабель). Наприклад, згідно з ГОСТ 839 для проводів марок А і АС a = 0,004, для сплаву алюмінію марки ABE a = 0,0036, для міді a = 0,0039, за температури q0 = 20° C.

Відомості про активний опір проводів ПЛ і жил кабелів КЛ наведено у додатку Б.

Відомості про температуру навколишнього середовища і відповідні їй втрати електричної енергії в жилах кабелів наведено у додатку В.

6.8 Питомий індуктивний опір ПЛ з однаковим перерізом проводів з кольорових металів в Ом/км обчислюють за формулою:

 

 ,

(6.3)

де   - середньогеометрична відстань між проводами окремих фаз ПЛ, аAB, аBC, аCA - відповідно відстані між проводами фаз A, B і C, м;

r - радіус проводу, м.

Відомості про питомий індуктивний опір ПЛ наведено у додатку Б.

6.9 Питому реактивну ємнісну провідність фази ПЛ напругою понад 110 кВ з однаковим перерізом проводів в мкСм/км обчислюють за формулою:

  

,

(6.4)

де - середньогеометрична відстань між проводами ПЛ, м (тут аAB, аBC, аCA - відповідно середні відстані між фазами ПЛ);

- еквівалентний радіус проводу, м (тут аср. - середньо геометрична відстань між проводами  однієї фази, n - кількість проводів у фазі, r - радіус проводу, м).

Відомості про питому ємнісну провідність ПЛ наведено у додатку Б.

6.10 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:

 

(6.5)

де w = 2 · p · f, f - частота електричного струму;

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

D - зовнішній діаметр основної ізоляції кабелю, мм;

d - внутрішній діаметр основної ізоляції кабелю, мм.

Відомості про питому ємнісну провідність КЛ наведено у додатку Б.

6.11 Тривалість у розрахунковому періоді погодних умов певного виду визначають за даними метеорологічної служби усередненими за 3 - 5 років.

6.12 Коефіцієнти форми графіка навантаження k2Ф приймають за таблицями 7.1 - 7.3 цієї Методики або обраховують згідно з Р 50-072-98.

У разі відсутності інформації щодо форми графіка навантаження приймають к2Ф = 1, що відповідає рівномірному споживанню електроенергії протягом розрахункового періоду.

7 ВИЗНАЧЕННЯ ВТРАТ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ В ЕЛЕМЕНТАХ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

Вимірювання кількості активної енергії W(P) у кВт·год. або кількості реактивної енергії W(Q) у квар·год. за інтервал часу DT від T1 до T2 за допомогою Л виконують згідно з розділом 11 СОУ-Н ЕЕ 11.315.

Квадрат середнього діючого значення сили струму в елементі електричної мережі (обмотці трансформатора (автотрансформатора), струмопровідній частині ПЛ (КЛ), котушці реактора тощо) протягом розрахункового періоду в А2 обчислюють за формулою:

   

(7.1)

де ТP = DT - TB - час роботи обладнання протягом розрахункового періоду, годин;

DT - тривалість розрахункового періоду, годин;

TB - час, протягом якого обладнання було вимкнено, годин.

UH - номінальна вища напруга трансформатора (автотрансформатора) згідно з ГОСТ 11677 або номінальна напруга ПЛ (КЛ) згідно з ГОСТ 721, кВ.

Коефіцієнт завантаження обмотки трансформатора (автотрансформатора) обраховують за формулою:

  

 ,

(7.2)

де SH - номінальна потужність обмотки, кВА;

W(P) - активна енергія, що перетікала через обмотку трансформатора (автотрансформатора) протягом розрахункового періоду, кВт·год;

W(Q) - реактивна енергія, що перетікала через обмотку трансформатора (автотрансформатора) протягом розрахункового періоду, квар·год.

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:

DWT(P) = PK.З. · k2З · k2Ф · TP + PН.Х. · TР ,

(7.3а)

або

DWT(P) = 3 · I2 · RT ·k2Ф ·10-3 · TP + PН.Х. · TР ,

(7.3б)

де PK.З. - втрати короткого замикання трансформатора, кВт;

k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження трансформатора, значення якого визначено згідно з 6.12;

PН.Х. - втрати неробочого ходу трансформатора, кВт;

I2 - квадрат середнього протягом розрахункового періоду діючого значення сили струму навантаження трансформатора, обчислений за формулою (7.1) і зведений до вищої напруги трансформатора, А;

RT - активний опір трансформатора, Ом.

Значення активного опору трансформатора RT і втрат неробочого ходу PН.Х. визначають згідно з додатком А.

Основні втрати активної енергії в струмовідних частинах двообмоткових трансформаторів з розщепленою обмоткою низької наруги визначають за формулами (7.3), враховуючі втрати в кожній із обмоток низької напруги окремо.

7.1.2 Втрати реактивної енергії у двообмоткових трансформаторах у квар·год. розраховують за формулами:

 

,

(7.4а)

або

DWT(Q) = 3 · I2 · XT · k2Ф ·10-3 · TP + Q Н.Х. · TP

,

(7.4б)

де UK.З. - напруга короткого замикання трансформатора, %;

IН.Х. - струм неробочого ходу трансформатора, %;

XT - реактивний опір трансформатора, Ом;

Q Н.Х. - реактивна потужність, що споживається трансформатором, квар.

Значення реактивного опору XT і реактивної потужності Q Н.Х. визначають згідно з додатком А.

Основні втрати реактивної енергії в струмовідних частинах двообмоткових трансформаторів з розщепленою обмоткою низької наруги визначають за формулами (7.4), враховуючі втрати в кожній із обмоток низької напруги окремо.

Таблиця 7.1 - Коефіцієнти форми графіка навантаження на шинах підстанцій 10(6)/0,38 кВ у разі відсутності автоматизованих засобів компенсації реактивної потужності

Характеристика споживача

Значення коефіцієнта форми графіка k2Ф

сезонне

середнє
річне

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

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

Змішане навантаження (переважно комунально-побутові споживачі)

1,07

1,07

1,07

1,07

1,07

Змішане навантаження (переважно виробничі споживачі)

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

Електроопалення садибних житлових будинків в акумуляційному режимі

3,07

3,31

-

3,31

3,23

Електроопалення садибних житлових будинків у вільному режимі

1,02

1,02

-

1,02

1,02

Електроопалення садибних житлових будинків у вільному режимі з відключенням в години максимального навантаження енергосистеми

1,36

1,36

 

1,36

1,36

Електроопалення садибних житлових будинків в акумуляційному режимі в нічний період з підзарядкою в денне зниження навантаження енергосистеми

2,01

2,01

 

2,01

2,01

Часткове електроопалення садибних житлових будинків переносними електронагрівачами

1,12

1,12

-

1,13

1,12

Таблиця 7.2 - Коефіцієнти форми графіка навантаження на шинах підстанцій 10(6)/0,38 кВ за наявності автоматизованих засобів компенсації реактивної потужності

Характеристика споживача

Значення коефіцієнта форми графіка k2Ф

сезонне

середнє
річне

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

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

Змішане навантаження (переважно комунально-побутові споживачі)

1,07

1,06

1,07

1,06

1,07

Змішане навантаження (переважно виробничі споживачі)

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

Електроопалення садибних житлових будинків в акумуляційному режимі

3,07

3,31

-

3,31

3,23

Електроопалення садибних житлових будинків у вільному режимі

1,02

1,02

-

1,02

1,02

Електроопалення садибних житлових будинків у вільному режимі з відключенням в години максимального навантаження енергосистеми

1,36

1,36

-

1,36

1,36

Електроопалення садибних житлових будинків в акумуляційному режимі в нічний період з підзарядкою в денне зниження навантаження енергосистеми

2,01

2,01

-

2,01

2,01

Часткове електроопалення садибних житлових будинків переносними електронагрівачами

1,12

1,12

-

1,13

1,12

Таблиця 7.3 - Коефіцієнти форми графіка навантаження на шинах підстанцій 110-35/10 кВ

Характеристика споживача

Значення коефіцієнта форми k2Ф

сезонне

середнє
річне

зима

весна

літо

осінь

Сільськогосподарські споживачі

1,03

1,04

1,04

1,03

1,04

Промислові споживачі

1,03

1,03

1,03

1,03

1,03

7.1.3 Втрати активної енергії у триобмоткових трансформаторах і автотрансформаторах у кВт·год. розраховують за формулою:

DWT(P) = (I2B.H. · RB.H. · k2B.H. + I2C.H. · RC.H. · k2C.H. + I2H.H. · RH.H. · k2H.H.) · 3 · 10-3 · TP + PH.X. · TP ,

(7.5)

Де I2B.H., I2C.H., I2H.H. - квадрати середніх протягом розрахункового періоду діючих значень сил струмів обмоток трансформатора(автотрансформатора) відповідно високої, середньої і низької напруги, обчислені за формулою (7.1) і зведені до вищої напруги трансформатора (автотрансформатора), А2;

RB.H., RC.H., RH.H. - активні опори трансформатора (автотрансформатора) відповідно для високої середньої і низької напруги, Ом;

k2B.H., k2C.H., k2H.H. - коефіцієнти форми графіка навантаження обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої середньої і низької напруги, значення яких визначено згідно з 6.12;

PH.X. - втрати неробочого ходу трансформатора (автотрансформатора), кВт.

Значення активних опорів обмоток трансформатора (автотрансформатора) і втрат неробочого ходу PH.X. визначають згідно з додатком А.

7.1.4 Втрати реактивної енергії у триобмоткових трансформаторах і автотрансформаторах у квар·год. розраховують за формулою:

DWT(Q) = (I2B.H. · XB.H. · k2B.H. + I2C.H. · XC.H. · k2C.H. + I2H.H. · XH.H. · k2H.H.) · 3 · 10-3 · TP + QH.X. · TP ,

(7.6)

де XB.H., XC.H., XH.H. - реактивні опори обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої середньої і низької напруги, Ом;

k2B.H., k2C.H., k2H.H. - коефіцієнти форми графіка навантаження обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої середньої і низької напруги, значення яких визначено згідно з 6.12;

QH.X. - реактивна потужність, що споживається трансформатором (автотрансформатором), кВар.

Значення реактивних опорів обмоток трансформатора (автотрансформатора) і реактивної потужності QH.X. визначають згідно з додатком А.

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:

DWП(Р) = a · I2 · RЕК · k2Ф · TР · 10-3 ,

(7.7)

де a - коефіцієнт, що дорівнює трьом для споживача трифазної енергії і двом для споживача однофазної енергії;

- еквівалентний активний опір електричного ланцюга, Ом;

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

lm - довжина m-тої ділянки електричного ланцюга із однаковим перерізом проводу (кабелю) з урахуванням його провисання, укладання "змійкою" тощо, км;

n - кількість ділянок електричного ланцюга із однаковим перерізом проводу (кабелю);

k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження, значення якого визначено згідно з 6.12;

Тр - час роботи обладнання протягом розрахункового періоду, годин.

7.2.2 Втрати реактивної енергії у квар·год. в проводах ПЛ розраховують за формулою:

 

(7.8)

де - еквівалентний індуктивний опір електричного ланцюга, Ом;

ХПm - питомий індуктивний опір m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковим перерізом проводу, Ом/км;

Іm - довжина m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковою площею перерізу проводу з урахуванням його провисання, км;

DQm - питома генерація реактивної потужності у ПЛ, квар/км;

n - кількість ділянок електричного ланцюга із однаковим перерізом проводу (кабелю);

k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження, значення якого визначено згідно з 6.12;

bm - питома ємнісна провідність m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковою площею перерізу проводу, мкСм/км.

Якщо UH < 110 кВ другий доданок у формулі (7.8) приймають рівним нулю.

7.2.3 Втрати реактивної енергії у квар·год. в кабелях КЛ за інтервал часу DT розраховують за формулою:

 

(7.9)

де DQт - питомі втрати реактивної потужності в КЛ (зарядна потужність кабелю), квар/км;

UH - номінальна напруга КЛ, кВ;

bm - питома ємнісна провідність однієї фази m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковою площею перерізу жили, мкСм/км.

lm - довжина m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковою площею перерізу проводу з урахуванням його укладання "змійкою", км.

У разі UH Ј 20 кВ DWП(Q) формулі (7.9) приймають рівним нулю.

Значення DQm приймають згідно з ТУ на кабель або за додатком Б.

Значення bm наведено у додатку Б.

7.2.4 Втрати активної енергії у кВт·год. в трифазних групах струмообмежувальних реакторів за інтервал часу ТР розраховують за формулами:

   

(7.10а)

 DW(P)P = 3 ·10-3 · I2 · RP · k2Ф · TP

,

(7.10а)

де IНОМ. - номінальний струм реактора, А;

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

k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження, значення якого визначено згідно з 6.12;

RP - активний опір фази реактора, Ом.

7.2.5 Втрати реактивної енергії у квар·год. в трифазних групах струмообмежувальних реакторів за інтервал часу Тр розраховують за формулою:

DWР(Q) = 3 · I2 ·XНОМ. · kФ · TР · 10-3 ,

(7.11)

де ХНОМ. - номінальний індуктивний опір реактора, Ом.

7.2.6 Втрати активної енергії у кВт·год. в шунтовому реакторі за інтервал часу Тр розраховують за формулою:

DWР(Р) = DРНОМ. · TР ,

(7.12)

де DРНОМ. - втрати активної потужності в реакторі за номінальної напруги, кВт;

TР - час роботи реактора, годин.

7.2.7 Відомості про параметри реакторів наведено в додатку А.

7.3 Рівні інформаційного забезпечення Б і В

Втрати електроенергії в трансформаторах і автотрансформаторах

7.3.1 Втрати активної енергії у двообмоткових трансформаторах у кВт·год. за інтервал часу від Т1 до Т2 розраховують за формулою:

   

 ,

(7.14)

де I2t - квадрат діючого значення сили струму навантаження трансформатора, обчислений за формулою (7.1) для проміжку часу DTt із сталим навантаженням і зведений до вищої напруги трансформатора, А2;

RT - активний опір трансформатора, Ом;

DTt - тривалість t-го проміжку часу із сталим навантаженням, годин;

РH.X. - втрати неробочого ходу трансформатора, кВт.

Значення активних опорів трансформаторів і втрат неробочого ходу РH.X. визначають згідно з додатком А.

Основні втрати активної енергії в струмовідних частинах двообмоткових трансформаторах з розщепленою обмоткою низької наруги визначають за формулою (7.14), враховуючі втрати в кожній із обмоток низької напруги окремо.

7.3.2 Втрати реактивної енергії у двообмоткових трансформаторах у квар·год. за інтервал часу від T1 до Т2 розраховують за формулою:

   

 ,

(7.15)

де ХT - реактивний опір трансформатора, Ом;

QH.X. - реактивна потужність неробочого (холостого) ходу трансформатора, квар.

Значення реактивних опорів трансформаторів і втрат неробочого ходу PH.X. визначають згідно з додатком А.

Основні втрати реактивної енергії в струмовідних частинах двообмоткових трансформаторів з розщепленою обмоткою низької наруги визначають за формулою (7.15), враховуючі втрати в кожній із обмоток низької напруги окремо.

7.3.3 Втрати активної енергії у триобмоткових трансформаторах і автотрансформаторах у кВт·год. за інтервал часу від Т1 до Т2 розраховують за формулою:

   

 ,

(7.16)

де I2B.H.t, I2C.H.t, I2H.H.t - квадрати діючих значень сил струмів обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої, середньої і низької напруги, обчислені за формулою (7.1) для проміжку часу DTt із сталим навантаженням і зведені до вищої напруги трансформатора (автотрансформатора), А2;

RB.H., RC.H., RH.H. - активні опори обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої середньої і низької напруги, Ом;

РH.X. - втрати неробочого ходу трансформатора (автотрансформатора), кВт.

Значення активних опорів обмоток трансформаторів (автотрансформаторів) і втрат неробочого ходу РH.X. визначають згідно з додатком А.

7.3.4 Втрати реактивної енергії у триобмоткових трансформаторах і автотрансформаторах у квар·год. за інтервал часу від Т1 до Т2 розраховують за формулою:

 

(7.17)

де I2B.H.t, I2C.H.t, I2H.H.t - квадрати середніх значень сил струмів обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої, середньої і низької напруги, обчислені за формулою (7.1) для проміжку часу DTt із сталим навантаженням і зведені до вищої напруги трансформатора (автотрансформатора), А2;

XB.H., XC.H., XH.H. - реактивні опори обмоток трансформатора (автотрансформатора) відповідно високої середньої і низької напруги, Ом;

QH.X. - реактивна потужність, що споживається трансформатором (автотрансформатором), квар.

Значення реактивних опорів обмоток трансформаторів (автотрансформаторів) і втрат неробочого ходу РH.X. визначають згідно з додатком А.

7.4 Рівень інформаційного забезпечення Б і В

Втрати електроенергії в лініях електропередавання і реакторах

7.4.1 Втрати активної енергії у кВт·год. в проводах ПЛ або жилах кабелів КЛ за інтервал часу від Т1 до Т2 розраховують за формулою:

 

,

(7.18)

де a - коефіцієнт, що дорівнює трьом для споживача трифазної енергії і двом для споживача однофазної енергії;

I2t - квадрат середнього значення сили струму навантаження, обчислений за формулою (7.1) для проміжку часу DTt із сталим навантаженням, А2;

- еквівалентний активний опір електричного ланцюга, Ом;

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

lm - довжина m-тої ділянки електричного ланцюга із однаковим перерізом проводу (кабелю) з урахуванням його провисання, укладання "змійкою" тощо, км;

n - кількість ділянок електричного ланцюга із однаковим перерізом проводу (кабелю);

DTt - тривалість t-го проміжку часу із сталим навантаженням, годин.

7.4.2 Втрати реактивної енергії у квар·год. в проводах ПЛ за інтервал часу DT від Т1 до Т2 розраховують за формулою:

   

(7.19)

де - еквівалентний індуктивний опір ПЛ від межі балансової належності елементів електричної мережі до точки вимірювання, Ом;

XПm - питомий індуктивний опір m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковим перерізом проводу (кабелю), Ом/км;

lm - довжина m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковою площею перерізу проводу з урахуванням його провисання, км;

DQт - питома генерація реактивної потужності у ПЛ, квар/км;

n - кількість ділянок електричного ланцюга із однаковим перерізом проводу (кабелю);

bm - питома ємнісна провідність m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковою площею перерізу проводу, мкСм/км.

У разі UH < 110 кВ другий доданок у формулі (7.17) приймають рівним нулю.

7.4.3 Втрати реактивної енергії у квар·год. в кабелях КЛ за інтервал часу DT від Т1 до Т2 розраховують за формулою:

 

(7.20)

де DQm - питомі втрати реактивної потужності в КЛ (зарядна потужність кабелю), квар/км;

UH - номінальна напруга КЛ, кВ;

bm - питома ємнісна провідність однієї фази m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковою площею перерізу жили, мкСм/км.

lm - довжина m-тої ділянки електричного ланцюга з однаковою площею перерізу проводу з урахуванням його провисання, км.

У разі UH < 20 кВ DWП(Q) у формулі (7.18) приймають рівним нулю.

Значення DQm приймають згідно з ТУ на кабель або за додатком Б.

Значення bm наведено у додатку Б.

7.4.4 Втрати активної енергії у кВт·год. в трифазних групах струмообмежувальних реакторів за інтервал часу від Т1 до Т2 розраховують за формулами:

 

(7.21а)

 

(7.21б)

де IНОМ. - номінальний струм реактора, А;

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

DTt - тривалість i-го проміжку часу із сталим навантаженням, годин;

RР - активний опір фази реактора, Ом.

7.4.5 Втрати реактивної енергії у квар·год. в трифазних групах струмообмежувальних реактора за інтервал часу від Т1 до Т2 розраховують за формулою:

   

,

(7.22)

де Xp - індуктивний опір фази реактора, Ом.

7.4.6 Втрати активної енергії у кВт·год. в шунтовому реакторі за інтервал часу від Т1 до Т2 розраховують за формулою:

   

,

(7.23)

де DРНОМ. - втрати активної потужності в реакторі за номінальної напруги, кВт;

Ut - напруга протягом t-го проміжку часу, коли вона лишається незмінною, кВ;

DTt - тривалість t-го проміжку часу із сталою напругою Ut, годин.

У разі відсутності відомостей щодо зміни у часі напруги приймають, що Ut = UНОМ.

7.5 Особливі ситуації

7.5.1 У разі встановлення Л 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.

Справжню кількість відданої W(Р)С.від. і прийнятої W(Р)С.пр. активної енергії у кожному напрямку обраховують за показами Л, встановлених на кінцях лінії електропередавання, за формулами:

   

 ,

(7.24)

 

 ,

(7.25)

де W(Р)від. - кількість відданої активної енергії за показами Л, кВт·год.;

W(Р)пр. - кількість прийнятої активної енергії за показами Л, кВт·год.;

Rвід. - активний опір лінії електропередавання, що знаходиться на балансі організації, яка віддає енергію, Ом;

Rnp. - активний опір лінії електропередавання, що знаходиться на балансі організації, яка приймає енергію, Ом.

Активні опори лінії електропередавання визначають згідно з цією Методикою.

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 лінії, які знаходяться на їхніх балансах.

7.5.2 Справжню кількість відданої W(Q)С.від. і прийнятої W(Q)С.пр. реактивної енергії у кожному напрямку обраховують за показами Л, встановлених на кінцях лінії електропередавання, за формулами:

 

(7.26)

 

(7.27)

де W(Q)від. - кількість відданої реактивної енергії за показами Л, квар·год.;

W(Q)пр. - кількість прийнятої реактивної енергії за показами Л, квар·год.;

Хвід. - реактивний опір лінії електропередавання, що знаходиться на балансі організації, яка віддає енергію, Ом;

Хпр. - реактивний опір лінії електропередавання, що знаходиться на балансі організації, яка приймає енергію, Ом.

Реактивні опори лінії електропередавання визначають згідно з цією Методикою.

7.5.3 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.

7.6 Кліматичні втрати електроенергії в повітряних лініях

7.6.1 Втрати електричної енергії на корону ПЛ у кВт·год. обчислюють за формулою:

 

(7.28)

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

lm - довжина ПЛ m-го виду, км;

DТk - тривалість погодних умов k-го виду, годин.

Значення питомих втрат потужності на корону приймають за таблицею 7.4.

За відсутності відомостей про погодні умови втрати електричної енергії на корону дозволено обчислювати за формулою:

 

(7.29)

де DPKсер.m - середньорічні питомі втрати потужності на корону, кВт/км;

ТР - час роботи ПЛ, годин.

Значення середньорічних питомих втрат потужності на корону DРКсер.m приймають за таблицею 7.5.

Таблиця 7.4 - Питомі втрати потужності на корону ПЛ

Номінальна напруга, кВ

Марка проводу

Питомі втрати активної потужності за виду погодних умов, кВт/км

 

 

ясно

сніг

дощ

наморозь

220

АСО-300

1,1

6,1

15,9

37

330

2хАСО-300

1,2

4,8

16,9

38,2

500

ЗхАСО-500

1,2

4,3

15,6

47,2

750

4хАСО-600

5,8

18,4

64

139

Таблиця 7.5 - Середньорічні питомі втрати потужності на корону ПЛ

Напруга лінії, кВ

Номінальний переріз проводу, мм2

Кількість проводів в фазі

Питомі середньорічні втрати потужності, кВт/км

220

240

1

2,7

300

1

2,0

400

1

1,0

500

1

0,7

330

240

2

6,3

300

2

4,6

400

2

2,5

500

2

1,6

500

300

3

11,5

400

3

12,2

500

3

7,5

750

400

4

23,8

500

4

23,8

7.6.2 Втрати електроенергії в ізоляції повітряних ліній електропередавання обчислюють згідно з розділом Д.6 ГНД 34.09.104-2003 або з урахуванням ступеня забруднення атмосфери (СЗА) за формулою:

 

,

(7.30)

Де UНОМ - номінальна напруга ПЛ;

Rіз = 1345 - 215 · (Np - 1) - електричний опір одного ізолятора, Ом, у разі СЗА Np, визначеної відповідно до ГКД 34.51.101;

Nіз - кількість ізоляторів у фазі ПЛ, яку приймають згідно з проектом ПЛ, ГКД 34.51.101 або таблицею 7.6;

Nгір - кількість гірлянд ізоляторів, яку приймають згідно з проектом ПЛ;

Твол - 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 степеню забрудненості атмосфери (СЗ)

Рівень
СЗА

Середня кількість ізоляторів в гірляндах на лініях напругою, кВ

6

10

20

35

110

220

330

500

750

1

1

1

2

3

6

12

18

25

39

2

1

1

2

3

7

15

19

27

42

3

1

1

2

3

8

16

20

30

48

4

1

1

3

4

10

20

25

35

60

5

2

2

3

4

10

20

28

40

60

6

2

2

4

5

12

24

34

49

72

7

2

2

4

6

15

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

Питома кількість гірлянд nгір., шт./км

46,8

23,4

12,9

11,4

9,8

8,6

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

7.7 Втрати електроенергії у внутрішньобудинкових мережах

7.7.1 Втрати електричної енергії у внутрішніх мережах багатоповерхових житлових (офісних) будинків потрібно обчислювати для кожного із вводів як різницю одночасних показів лічильників електричної енергії, встановлених 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.

7.7.2 У разі відсутності передбачених приладів обліку на вводі у багатоповерховий житловий (офісний) будинок або лічильника обліку внутрішньо будинкових потреб або неможливості одночасного зчитування показів лічильників найменше можливе значення втрат електричної енергії, пов'язаних із електропостачанням будинку, розраховують як суму втрат у зовнішній живлячій мережі DW(Р)з.м. і внутрішньобудинковій мережі живлення споживачів (квартир, офісів тощо) .

7.7.3 У розрахунках приймають, що:

- навантаження споживачів рівномірно розподілені уздовж розгалуженої частини стояка;

- навантаження споживачів рівномірно розподілені між фазами мережі.

7.7.4 Втрати активної електроенергії в кВт·год. у зовнішній мережі обчислюють за формулою:

 

(7.32)

де W(Р)в.п. - споживання активної енергії на внутрішньобудинкові потреби протягом розрахункового періоду, кВт·год.;

W(Р)m,k - споживання активної енергії m-м споживачем k-го стояка протягом розрахункового періоду, кВт·год.;

W(Q)в.п. - споживання реактивної енергії на внутрішньо будинкові потреби протягом розрахункового періоду, квар·год.;

k2Ф - коефіцієнт форми графіка навантаження;

Rз. - питомий активний опір кабелю (проводу) зовнішньої мережі, Ом/км;

lз. - довжина кабелю (проводу) зовнішньої мережі, км;

Т - тривалість розрахункового періоду, годин;

m - кількість квартир (офісів), приєднаних до стояка;

k - кількість стояків.

7.7.5 Втрати активної електроенергії в кВт·год. у кожному з k стояків внутрішньої мережі обчислюють за формулою:

 

(7.33)

де Rв.к - питомий активний опір кабелю (проводу) k-то стояка, Ом/км;

lн.k - довжина кабелю (проводу) нерозгалуженої частини k-то стояка, км;

lр.k - довжина кабелю (проводу) розгалуженої частини k-то стояка, км.

7.7.6 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:

 

(7.34)

- у внутрішньобудинковій мережі:

 

(7.35)

- у внутрішньобудинковій мережі:

де W(Р)б. - споживання активної енергії протягом розрахункового періоду за показами лічильника на вводі у будинок, кВт·год.;

k - кількість стояків.

7.7.7 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:

 

(7.36)

- у внутрішньобудинковій мережі:

 

(7.37)

7.8 Втрати електроенергії у розгалужених лініях електропередавання

7.8.1 Втрати активної і реактивної електроенергії у розгалуженій лінії електропередавання протягом розрахункового періоду обчислюють як суму втрат електроенергії у кожному з її елементів за інтервали часу із сталим навантаженням.

Інтервали часу із сталим навантаженням дорівнюють:

- для мереж напругою 220 кВ і більше - DT = 0,5 год;

- для мереж напругою від 6 кВ до 220 кВ - DT = 1 год.

Електричні навантаження в мережах напругою 6 кВ і більше приймають симетричними.

7.8.2 У разі неможливості одночасного зчитування показів лічильників на вході і виходах розгалуженої ПЛ або тимчасової відсутності лічильника на вході лінії втрати активної електроенергії у кіловат-годинах і реактивної електроенергії у квар·год.инах в кожному елементі (i-тій ділянці) лінії у кожен t-й інтервал часу із сталим навантаженням обчислюють за навантаженнями ділянок

DW(P)i,t = DW(P)i,t = I2i,t · Ri · DT · 3 · 10-3 ,

(7.38)

DW(Q)i,t = DW(Q)i,t = 3 · I2i,t · Xi · DT · 10-3 - bi ·U2H · DT · 10-3 ,

(7.39)

де DT - час, протягом якого графік навантаження є сталим, годин;

І2i,t - квадрат діючого значення сили струму i-тої ділянки у кожен t-й інтервал часу із сталим навантаженням, А2;

Ri, Xi - активний та індуктивний опори i-тої ділянки ліні, визначені згідно з цією Методикою, Ом;

bi - ємнісна провідність однієї фази i-тої ділянки лінії, визначена згідно з цією Методикою, мкСм/км.

7.8.3 Квадрат діючого значення сили струму кожної ділянки розгалуженої лінії електропередавання у кожен t-й інтервал часу із сталим навантаженням, в А2, розраховують за активним і реактивним навантаженнями і параметрами лінії електропередвання та приєднаних трансформаторів (у випадках розташування точок вимірювання на стороні нижчої напруги трансформатора) за формулою (7.1) для кожного t-го інтервалу часу із сталим навантаженням.

7.8.8 На час впровадження Методики (до моменту розроблення і сертифікації відповідного програмного забезпечення АСОЕ) дозволено розрахунки за формулами (7.38) і (7.39) виконувати лише для розрахункового періоду, визначаючи діюче значення квадрата сили струму кожної ділянки за формулою (7.1).

7.9 Втрати електроенергії в ізоляції кабельних ліній електропередавання

Втрати електроенергії в ізоляції КЛ обчислюють згідно з розділом Д.6 ГНД 34.09.104-2003 за формулою:

 

(7.40)

де DQ0j - питома зарядна потужність кабелю j-го поперечного перерізу, квар/км;

lкj - сумарна довжина ділянок ЛЕП, виконаних кабелем j-го поперечного перерізу, км;

tgd - тангенс кута діелектричних втрат;

Тр - число годин у розрахунковому періоді.

Значення DQ0j приймають згідно з ТУ на кабель або за додатком Б.

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.

 

Додаток А
(обов'язковий)

ТЕХНІЧНІ ДАНІ ТРАНСФОРМАТОРІВ І РЕАКТОРІВ

А.1 Параметри двообмоткового трансформатора (рис. А.1) обчислюють за його паспортними даними за формулами:

 

(А.1)

 

(А.2)

 

(А.3)

 

(А.4)

 

(А.5)

де

RT

- активний опір трансформатора, Ом;

Pкз

- втрати короткого замикання трансформатора, кВт;

UBH

- вища напруга трансформатора, кВ;

SH

- номінальна потужність трансформатора, кВ·А;

XT

- реактивний опір трансформатора, Ом;

Uкз

- напруга короткого замикання трансформатора, %;

gT

- активна провідність трансформатора, мСм;

bT

- реактивна провідність трансформатора, мСм;

IHX

- струм неробочого ходу трансформатора, %;

PHX

- активна потужність неробочого (холостого ходу) трансформатора, кВт;

QHX

- реактивна потужність неробочого (холостого ходу) трансформатора, квар.

 

 

а)

б)

Рисунок A.1 - Умовне позначення (а) та схема заміщення (б) двообмоткового трансформатора.

У разі відсутності паспорта параметри двообмоткового трансформатора обчислюють за формулами (А. 1) - (А.5) на підставі каталожних даних.

Значення параметрів двообмоткових трансформаторів, які обчислено за каталожними даними, наведено в табл. A.1 - А.7.

А.2 Знижувальні трансформатори потужністю 25 MB·А і більше виготовляють, зазвичай, з розщепленими обмотками нижчої напруги (рис. А.2).

Паспортні дані таких трансформаторів такі ж, як і у двообмоткових, тому їх параметри обчислюють за формулами (А.1) - (А.5).

 

 

а)

б)

Рисунок А.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.

Якщо обмотка ВН розташовується між обмотками НН, з достатньою для інженерних розрахунків точністю приймається, що RBH = ХBX @ 0, і

 

(А.6)

де R'HH, R"HH - відповідно активні опори першої і другої обмоток низької напруги, Ом;

X'HH, X"HH - відповідно реактивні опори першої і другої обмоток низької напруги, Ом.

У разі розташування розщеплених обмоток одна над іншою:

 

(А.7)

Значення параметрів двообмоткових трансформаторів, які обчислено за каталожними даними, наведено в табл. A.1, А.3 - А.7.

А.3 Параметри триобмоткового трансформатора (рис. А.3) обчислюють за його паспортними даними за формулами:

 

;

(А.8)

- у разі співвідношення потужностей обмоток 100/100/100 %:

RBH = RCH = RHH = 0,5 · RT ,

(А.9)

де RBH, RCH, RHH - відповідно активні опори обмоток високої, середньої і низької напруги, Ом;

- у разі співвідношенням потужностей обмоток 100/100/66,7 %:

 

;

(А.10)

- у разі співвідношення потужностей обмоток 100/66,7/100 %:

RBH = RHH = 0,5 · RT; RCH = 0,75 · RT ;

(А.11)

 

 

а)

б)

Рисунок А.3 - Умовне зображення (а) та схема заміщення (б) триобмоткового трансформатора.

 

;

(А.12)

 

;

(А.13)

 

(А.14)

де uкзВ%, uкзС%, uкзН% напруги короткого замикання обмоток високої, середньої і низької напруги, %, які розраховують за формулами:

 

(А.15)

де uкзВ - С%, uкзВ - Н%, uкзС - Н% - напруги короткого замикання для пар обмоток високої і середньої, високої і низької, середньої і низької напруги відповідно, %,

 

(А.16)

 

,

(А.17)

 

(А.18)

Для співвідношень потужностей обмоток трансформатора, відмінних від 100/100/100 %, у паспортних даних можуть наводитись три значення потужностей короткого замикання для пар обмоток: РкзВ - С, РкзВ - Н, РкзС - Н. В такому випадку активні опори схеми заміщення трансформатора визначають за формулами:

 

(А.19)

 

(А.20)

 

(А.21)

де

 

(А.22)

У разі відсутності паспорта параметри трансформатора обчислюють за формулами (А.8) - (А.22) на підставі каталожних даних.

Значення параметрів триобмоткових трансформаторів, які обчислено за каталожними даними, наведено в табл. А.8 - А. 10.

А.4 Параметри автотрансформатора (рис. А.4) обчислюють за його паспортними даними за формулами (А.8) - (А.22) з урахуванням наступних особливостей:

- за номінальну потужність автотрансформатора приймають потужність, яку можна передати через обмотку високої напруги:

 

(А.23)

де IВН, UВН - номінальні струм і 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)

SHH = aHH · SH ,

 (А.24)

де aHH - частка потужності обмотки низької напруги по відношенню до номінальної потужності автотрансформатора (для сучасних автотрансформаторів величина aHH - 0,25; 0,4 або 0,5);

 

 

а

б

Рисунок А.4 - Умовне зображення (а) та схема заміщення (б) триобмоткового автотрансформатора.

- у довідниках для автотрансформаторів наводяться параметри P'кз(B-H), P'кз(C-H), u'кз(B-H), u'кз(C-H), які зведені до номінальної потужності обмотки низької напруги, тому перед розрахунком поздовжніх параметрів схеми заміщення їх необхідно звести до номінальної потужності автотрансформатора за формулами:

 

(А.25)

- у випадку, коли у паспорті наведено лише одне значення Pкз(B-C), то активні опори обмоток високої і середньої напруги автотрансформатора рівні між собою:

 

(А.26)

де RT - загальний активний опір обмоток високої і середньої напруга автотрансформатора, який визначають за формулою (А.8);

- активний опір обмотки низької напруги визначають за формулою

 

 .

(А.27)

У разі відсутності паспорта параметри автотрансформатора обчислюють за формулами (А.8) - (А.27) на підставі каталожних даних. Значення параметрів автотрансформаторів, які обчислено за каталожними даними, наведено в табл. А.9 - А.11.

 




 
 
Copyright © 2003-2018 document.UA. All rights reserved. При використанні матеріалів сайту наявність активного посилання на document.UA обов'язково. Законодавство-mirror:epicentre.com.ua
RSS канали