Инструкция по транспортировке электроэнергии

ИНСТРУКЦИЯ
по определению величины технологического расхода электрической энергии на
ее транспортировку, учитываемой при финансовых расчетах за
электроэнергию между энергоснабжающей организацией и потребителем
(абонентом)
Глава 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.
Инструкция по определению величины технологического расхода
электрической энергии на ее транспортировку, учитываемой при финансовых
расчетах за электроэнергию между энергоснабжающей организацией и
потребителем (далее – Инструкция) предназначена для определения величины
технологического расхода электроэнергии на ее транспортировку, на холостой ход
силовых трансформаторов, а также потерь реактивной мощности, учитываемых при
финансовых расчетах за потребляемую электрическую энергию между
энергоснабжающей организацией и потребителями (абонентами) в случаях, когда
точка расчётного учёта электрической энергии расположена не на границе
балансовой принадлежности сторон договора электроснабжения.
2.
Настоящая Инструкция является обязательной для энергоснабжающих
организаций государственного производственного объединения электроэнергетики
«Белэнерго» (далее – ГПО «Белэнерго») и потребителей электрической энергии,
заключивших договор электроснабжения с энергоснабжающими организациями
указанного объединения (абонентов).
В качестве потребителей выступают юридические лица всех форм
собственности и подчиненности, зарегистрированные на территории Республики
Беларусь. Инструкция распространяется на потребителей, имеющих на балансе
присоединенную трансформаторную мощность и линии электропередач,
относящихся к следующим тарифным группам: промышленные и приравненные к
ним
потребители,
электрифицированный
железнодорожный
транспорт
(электротяга),
электрифицированный
городской
транспорт
(электротяга),
сельскохозяйственные потребители (производственные нужды), непромышленные
потребители, в том числе садоводческие товарищества, гаражные кооперативы.
3.
Для целей настоящей Инструкции используются следующие термины с
соответствующими определениями:
Термины "должно", "необходимо", "следует" означают, что выполнение
изложенных требований обязательно.
1
Термин "как правило" означает, что данное решение является лучшим и
поэтому должно применяться в большинстве случаев.
Термин "рекомендуется" означает, что данное решение является одним из
лучших, но необязательным.
Термин "допускается" означает, что данное решение является
удовлетворительным, а в ряде случаев вынужденным.
абонент - потребитель, электрические сети и электроустановки которого
непосредственно присоединены к сетям энергоснабжающей организации, имеющий
с ней границу балансовой принадлежности электрической сети и заключенный
договор на снабжение электрической энергией;
автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов (далее
АСКУЭ) – совокупность технических средств, с помощью которых у абонента
(субабонента) осуществляется централизованный контроль (и фиксация)
наибольшей получасовой совмещенной электрической мощности, потребляемой
(или генерируемой) в часы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы,
и учет потребляемой (или генерируемой) электрической энергии (в том числе
раздельный по тарифным зонам суток), величины которых подлежат оплате;
активная энергия — неотъемлемая составляющая энергии переменного
электромагнитного поля, возникающая в процессе генерации и потребляемая
электроприемниками для преобразования её в другие виды энергии и совершения
полезной работы;
граница балансовой принадлежности электрической сети – линия
имущественного раздела электрических сетей между энергоснабжающей
организацией и абонентом (или абонентом и субабонентом), обозначенная на
электрической схеме и зафиксированная двухсторонним актом разграничения прав
собственности (хозяйственного ведения, оперативного управления) на указанные
электрические сети;
договор электроснабжения – соглашение сторон, по которому
энергоснабжающая организация обязуется подавать абоненту через присоединенную
сеть электрическую энергию, а абонент обязуется оплачивать принимаемую
электрическую энергию, а также соблюдать предусмотренный договором режим ее
потребления, обеспечивать безопасность эксплуатации находящихся в его ведении
электрических сетей и исправность используемых им приборов и оборудования,
связанных с потреблением электрической энергии;
договорная величина мощности – наибольшая заявленная абонентом и
согласованная энергоснабжающей организацией средневзвешенная получасовая
величина активной электрической мощности (кВт), потребляемая в часы суточных
максимумов нагрузки энергосистемы;
плательщик – абонент, оплачивающий принимаемую электрическую энергию
и мощность, или третье лицо, которому абонент доверил по согласованию с
энергоснабжающей организацией постоянно или временно осуществлять за него
оплату потребляемой электрической энергии и мощности;
потребитель электрической энергии (далее - потребитель) – юридическое
или физическое лицо, индивидуальный предприниматель, предприятие, организация,
учреждение, имеющее в собственности (хозяйственном ведении, оперативном
управлении) совокупность электроустановок и электроприемников, присоединенных
2
к сетям энергоснабжающей организации и объединенных технологическим
процессом и размещающихся на определенной территории;
приемник электрической энергии – (далее - электроприемник) электрический аппарат, агрегат, машина или устройство, предназначенные для
преобразования электрической энергии в другой вид энергии;
принимаемая реактивная энергия — реактивная энергия, принимаемая
потребителем из электросети энергоснабжающей организации;
присоединенная
мощность
сумма
номинальных
мощностей
трансформаторов и/или приемников электрической энергии потребителя,
непосредственно подключенных к электрической сети энергоснабжающей
организации;
присоединенная сеть – совокупность территориально или функционально
выделенных электроустановок для передачи и распределения электрической
энергии;
пропуск электрической энергии - суммарное количество электрической
энергии, переданной через элемент электрической сети в течение определенного
времени, зафиксированное средствами расчетного учета электрической энергии;
распределительное устройство (распредустройство, РУ) - электроустановка,
служащая для приема и распределения электрической энергии и содержащая
коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины;
распределительный пункт (распредпункт, РП) - распредустройство,
предназначенное для приема и распределения электрической энергии на одном
напряжении (без трансформации);
расчетный счетчик - счетчик электрической энергии, используемый для
расчетного учета и контроля вырабатываемой (генерируемой), отпускаемой или
потребляемой электрической энергии и мощности, величины которых подлежат
оплате;
расчетный учет электрической энергии - учет вырабатываемой
(генерируемой), отпускаемой или потребляемой электрической энергии для
денежного расчета за нее;
реактивная энергия  неотъемлемая составляющая энергии переменного
электромагнитного поля, возникающая в процессе генерации, передачи,
трансформации, распределения и потребления активной составляющей этой
энергии;
средство расчетного учета электрической энергии (мощности) - прибор или
система учета, внесенные в Государственный реестр средств измерений Республики
Беларусь, на основании показаний которого абонент (оптовый потребитель
перепродавец, субабонент, бытовой абонент), и энергоснабжающая организация
определяют количество электрической энергии (мощности) для осуществления
расчетов между ними;
субабонент - потребитель, электрические сети и электроустановки которого
непосредственно присоединены к электрическим сетям абонента энергоснабжающей
организации, имеющий с ним границу балансовой принадлежности электрической
сети и заключенный договор на снабжение электрической энергией;
технологический расход электрической энергии на ее транспортировку
(«ТРЭТ») - расход электрической энергии на ее транспортировку в
3
трансформаторах и линиях электропередачи, а также на холостой ход силовых
трансформаторов от границы балансовой принадлежности между потребителем
(абонентом) и энергоснабжающей организацией до места установки средств
расчетного учета электрической энергии;
точка расчётного учёта электрической энергии – физическая точка
электрической сети на месте установки измерительных приборов средств расчетного
учета (трансформаторов тока или электросчетчиков в случае их прямого включения
в схему измерений);
трансформаторная подстанция (подстанция, ТП) - электроустановка,
служащая для трансформации и распределения электрической энергии и состоящая
из силовых трансформаторов и распредустройств;
установленная мощность – наибольшая активная электрическая мощность, с
которой электроустановка может длительно работать без перегрузки в соответствии
с техническими условиями или паспортом;
электрическая сеть - совокупность электроустановок для передачи и
распределения
электрической
энергии,
состоящая
из
подстанций,
распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий
электропередачи;
электропотребление - потребление электрической мощности и энергии;
электроустановка - совокупность электрических машин, аппаратов, линий и
вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в
которых они установлены), предназначенных для производства, трансформации,
передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид
энергии;
энергетическая система (далее - энергосистема) - совокупность
электростанций и электрических сетей, соединенных между собой и связанных
общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и
распределения электрической энергии при общем управлении этим режимом;
энергоснабжающая организация – Республиканское унитарное предприятие
электроэнергетики (далее - РУП-облэнерго), входящее в состав ГПО «Белэнерго»,
имеющее в собственности (хозяйственном ведении, оперативном управлении)
совокупность взаимосвязанных источников электрической энергии и электрических
сетей, осуществляющее на договорной основе снабжение электрической энергией
(мощностью) потребителей.
Технологический расход электрической энергии на ее транспортировку (далее по
тексту «ТРЭТ») включает в себя расход электрической энергии в силовых
трансформаторах и линиях электропередач, в том числе на холостой ход в силовых
трансформаторах, расположенных на участке электрической сети от границы
балансовой принадлежности между потребителем (абонентом) и энергоснабжающей
организацией до точки расчетного учета электрической энергии, а также величину
потерь активной энергии от передачи реактивной мощности (для промышленных
потребителей первой и второй тарифных групп, электрифицированного
железнодорожного транспорта, производственных нужд сельхозпотребителей и
хозяйственных нужд энергосистемы с разрешённой к использованию мощностью
160 кВА).
4
4.
Инструкция разработана на основании Правил пользования
электрической энергией, в развитие «Инструкции по организации учета
электрической энергии».
5.
Количество потреблённой активной и реактивной энергии для расчетов
между энергоснабжающей организацией и потребителем (абонентом) определяется
на основании показаний средств расчетного учета электрической энергии, как
правило, установленных на границе балансовой принадлежности между
энергоснабжающей организацией и потребителем (абонентом).
6.
В случае установки средств расчетного учета электрической энергии не
на границе балансовой принадлежности электрической сети ТРЭТ на участке
электрической сети от указанной границы до точки расчетного учета электрической
энергии относится на издержки энергоснабжающей организации или потребителя
(абонента), в зависимости от того, на балансе какой из сторон договора
электроснабжения находится указанный участок электрической сети.
7.
Для объектов потребителя, временно прекративших свою деятельность
по причине сезонного характера работ, либо отключенных по иной причине, в
случае, когда силовые трансформаторы продолжают работать на холостом ходу (без
нагрузки), энергоснабжающая организация рассчитывает и предъявляет к оплате
величину технологического расхода электрической энергии на холостой ход
силовых трансформаторов и величину ТРЭТ в линии, питающей такой
трансформатор (Приложение 1.8).
8.
Порядок расчета величины ТРЭТ определяется представителями
энергоснабжающей организации в соответствии с настоящей Инструкцией,
согласовывается с потребителем (абонентом) и
указывается в договоре
электроснабжения в виде приложения (примерная форма порядка расчета приведена
в Приложении 5).
9.
Величина ТРЭТ, а также потерь реактивной мощности, рассчитывается
ежемесячно исходя из величины потребленной активной и реактивной
электрической энергии за расчетный месяц на основании показаний средств
расчетного учета электрической энергии в соответствии с представленной
потребителем утвержденной нормальной схемой электроснабжения (временные
изменения схемы при расчетах не учитываются). В случае временной неисправности
средств расчетного учета электрической энергии величина потребленной энергии
определяется в соответствии с техническими расчетами и нормативными правовыми
актами.
10. Пересмотр порядка расчета величины ТРЭТ, а также потерь реактивной
мощности производится при изменении схемы электроснабжения потребителя (в
том числе нормальной схемы электроснабжения) и изменении границ балансовой
принадлежности с момента обращения и предоставления подтверждающих
документов.
11. При появлении сомнений в правильности расчета и предъявления
величины ТРЭТ, а также потерь реактивной мощности потребитель (абонент) вправе
потребовать от энергоснабжающей организации предоставить подробный расчет.
5
12. В случае выявления ошибки в расчетах энергоснабжающая организация
производит перерасчет за все расчетные месяцы, по которым выявлена ошибка, в
пределах сроков исковой давности.
13. Величина ТРЭТ учитывается в объемах отпуска электрической энергии
и ежемесячно предъявляется потребителю (абоненту) к оплате. Величина полезного
отпуска электроэнергии, определенная на основании показаний средств расчетного
учета электрической энергии, увеличивается, либо уменьшается на величину ТРЭТ
(в зависимости от того, на балансе какой из сторон договора электроснабжения
находится участок электрической сети между границей балансовой принадлежности
и точкой расчетного учета электрической энергии.
14. Для упрощения расчетов суммарного количества электрической
энергии, протекающей по выделенному элементу электрической сети, допускается
не учитывать ТРЭТ в последующем элементе сети (Приложения 1.5, 1.9).
15. Энергоснабжающая организация, как правило, производит расчет
общей величины ТРЭТ в сети абонента с учетом потребления электрической
энергии каждым субабонентом и не рассчитывает величину ТРЭТ для отдельных
субабонентов. При необходимости расчета величины ТРЭТ в электрической сети
абонента, связанного с передачей электрической энергии субабонентам, эта
величина относится на счет субабонентов пропорционально их доле потребления с
учетом ТРЭТ, рассчитанного для каждого субабонента.
В некоторых случаях расчёт величины ТРЭТ в электрической сети абонента
выполняется без учета ТРЭТ, рассчитанного для каждого субабонента в
соответствии с пунктом 15) (Приложение 1.10).
16. При передаче электрической энергии энергоснабжающей организацией
транзитом через сети потребителя (абонента) часть величины ТРЭТ, обусловленной
передачей этого количества энергии, вычитается от общей величины ТРЭТ в данной
сети (Приложение 1.11) и относится на потребителей, участвующих в транзите
мощности, пропорционально потреблению.
6
Глава 2. РАСЧЕТ ВЕЛИЧИНЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЕЕ ТРАНСПОРТИРОВКУ НА УЧАСТКЕ СЕТИ
ОТ ГРАНИЦЫ БАЛАНСОВОЙ ПРИНАДЛЕЖНОСТИ МЕЖДУ ПОТРЕБИТЕЛЕМ
И ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИЕЙ ДО ТОЧКИ РАСЧЕТНОГО УЧЕТА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
17. Расчет величины ТРЭТ на участке сети от границы балансовой
принадлежности до точки расчетного учета электрической энергии производится на
основании показаний средств расчетного учета о месячном потреблении активной
Аа и реактивной Ар электрической энергии.
18. Если информацию о месячном потреблении реактивной энергии Ар по
показаниям средств расчетного (технического) учета реактивной электрической
энергии получить невозможно, то величина Ар определяется по формуле
Ар = Аа · 0,3288 (квар·ч);
(1)
где Аа – потребление активной энергии, определяемое на основании
показаний средств расчетного учета электрической энергии;
0,3288 – средневзвешенный коэффициент реактивной мощности (tgφсв),
соответствующий cosφсв = 0,95.
19. Число часов работы за месяц трансформаторов, воздушных и кабельных
линий Тn принимается в зависимости от количества дней в месяце (январь, март,
май, июль, август, октябрь, декабрь – 744 часа; апрель, июнь, сентябрь, ноябрь – 720
часов; февраль – 672 либо 696 (для високосного года) часов.
20.
Для расчета величины ТРЭТ в трансформаторах используются
величины активной мощности ΔPХХ и реактивной мощности
ΔQХХ в режиме
холостого хода по результатам последних проведенных измерений, а в случае
отсутствия данных измерений допускается использование паспортных данных
трансформаторов. При отсутствии паспортных данных на конкретный тип силового
трансформатора его параметры берутся из приложений к настоящей Инструкции.
21. Расчет величины ТРЭТ в трансформаторе производится по формуле
Аа  Т п  Р хх 
Аа2  Ар2
Т п U
2
н
 RТ  d  10 3
где
(кВт·ч);
(2)
Тn - число часов работы трансформатора за расчетный месяц (пункт 19);
Рхх – измеренное (паспортное, справочное) значение потерь активной
мощности трансформатора в режиме холостого хода (приложение 1);
Аа , Ар – пропуски активной и реактивной энергии через трансформатор за
расчетный месяц;
RТ – активное сопротивление трансформатора (приложение 1);
7
d
–
коэффициент,
равный
d  k ф2 ,
квадрату
формы
графика
продолжительности нагрузки, и имеющий следующие значения:
1,330 – для предприятий, работающих в одну смену;
1,271 – для предприятий, работающих в две смены;
1,107 – для предприятий, работающих в три смены;
1,002 – для непрерывного производства;
U н – номинальное напряжение обмотки высшего напряжения трансформатора
(кВ).
22. Величина Aa в трехобмоточном трансформаторе определяются путем
умножения их величины в двухобмоточном трансформаторе такой же мощности на
коэффициент 1,5. Это относится и к трансформаторам типов ТРДН, ТРДЦН.
23. Расчет технологического расхода реактивной энергии в силовых
трансформаторах производится по формуле
А р  Т п  Qхх 
Аа2  А р2
Т п U
2
н
 X Т  d  10 3
(квар·ч);
(3)
где
ΔQхх - потери реактивной мощности в режиме холостого хода, квар;
Xт - реактивное сопротивление трансформатора, Ом.
24. Величина технологического расхода активной электрической энергии на
ее транспортировку в высоковольтных воздушных линиях электропередачи
определяется по формуле
Аа  Ркор.ср  l  Т п 
где
Аа2  А р2
Т п U
2
н
 RВЛ  d  10 3 (кВт·ч);
(4)
Ркор .ср – среднегодовая величина потерь мощности на корону в 1 км линии;
l – длина линии (км);
Аа , Ар – пропуски
по линии активной и реактивной энергии за расчетный
месяц, (кВт·ч);
RВЛ – активное сопротивление линии (Ом).
(Ом);
RВЛ  r0  l
(5)
r0 – погонное активное сопротивление провода соответствующей марки Ом/км
(приложение 2).
25. В связи с отсутствием необходимости расчета величины ТРЭТ в
воздушных линиях электропередачи напряжением выше 110 кВ, а также учитывая,
что потери мощности на корону в воздушных линиях электропередачи напряжением
до 110 кВ включительно ввиду их незначительности принимаются равными нулю,
расчет выполняем по упрощенной формуле
Аа 
Аа2  А р2
Т п U
2
н
 RВЛ  d 10 3 (кВт·ч);
8
(6)
26. Расчет величины ТРЭТ в высоковольтных воздушных линиях
электропередачи для участков линии длиной менее 0,1 км допускается не
производить.
27. Расчет технологического расхода реактивной энергии в высоковольтных
воздушных линиях производится по формуле
А р 
где
Аа2  А р2
Т п U
2
н
 X ВЛ  d  10 3 (квар·ч);
(Ом).
X ВЛ  x0  l
28. Расчет величины
выполняется по формуле
Аа 
где
(7)
Аа2  Ар2
Т п  U н2
ТРЭТ
в
высоковольтных
 RКЛ  d  10 3 (кВт·ч);
кабельных
линиях
(9)
(Ом);
RКЛ  r0  l
(8)
(10)
r0 – погонное активное сопротивление жилы кабеля соответствующей марки
Ом/км (приложения 3, 4, 5).
29. Расчет величины ТРЭТ в высоковольтных кабельных линиях для
участков линии длиной менее 0,1 км допускается не производить.
30. Величина ТРЭТ в низковольтных (до 1000 В) воздушных и кабельных
линиях электропередачи определяется по формуле
Аа  0,01  Aa
(кВт·ч);
(11)
где
Aa – количество активной энергии, переданной по линии.
31. Расчет величины ТРЭТ в низковольтных воздушных и кабельных
линиях электропередачи для участков линии длиной менее 0,01 км допускается не
производить.
32. Расчет технологического расхода реактивной энергии в высоковольтных
кабельных линиях производится по формуле
А р 
где
Аа2  А р2
Т п U
2
н
 X КЛ  d  10 3 (квар·ч);
X КЛ  x0  l
(Ом).
(12)
(13)
33. Расчет величины технологического расхода активной электрической
энергии на холостой ход силового трансформатора без нагрузки в каждом расчетном
периоде определяется по формуле
Аат  Т раб  Р хх
(кВт·ч);
9
(14)
где Рхх – измеренное (каталожное) значение потерь активной мощности
трансформатора в режиме холостого хода (Приложение 2);
Т раб - число часов работы силового трансформатора на холостом ходу в
расчетном периоде.
34. Расчет величины ТРЭТ на участке линии электропередачи, питающей
силовой трансформатор, работающий на холостом ходу, в виду ее незначительности
(Приложение 1.8), допускается не производить.
35. При расчете величины ТРЭТ в остальное время расчетного периода
время работы силового трансформатора на холостом ходу, учтенное в расчете по
методике настоящей главы, вычитается от полного числа часов работы за расчетный
месяц трансформаторов, воздушных и кабельных линий Тп.
36. Величина
суммарного
технологического
расхода
активной
электрической энергии на ее транспортировку в электрической сети определяется по
формуле
Aa   Aa
(кВт·ч);
(15)
где
 Aa – суммарные расчетные величины ТРЭТ за расчетный
месяц в трансформаторах, воздушных и кабельных линиях потребителя от
границы балансовой принадлежности сети до места установки средств
расчетного учета электрической энергии, (кВт·ч).
37. При сложной схеме питания абонентов, в том числе в случаях, когда
нормальная схема электроснабжения часто нарушается и проследить это является
затруднительным, а также в случае наличия нескольких субабонентов (если имеется
необходимость определять долю ТРЭТ субабонентов) по взаимной договоренности
энергоснабжающей организации и абонента (потребителя) величину ТРЭТ
допускается рассчитывать по наибольшей среднегодовой относительной величине
технологического расхода электрической энергии, в процентах (Приложение 1.12):
Aa  Aа %  Аa , кВт·ч,
где Aa %
где

 A

 A
год
а
год
а
(16)
,%
(17)
Aагод – суммарные расчетные величины ТРЭТ за предыдущий
год в трансформаторах, воздушных и кабельных линиях потребителя от границы
балансовой принадлежности сети до места установки средств расчетного учета
электрической энергии, (кВт·ч);
 Aагод - суммарное потребление активной энергии за предыдущий год,
определяемое по средствам расчетного учета электрической энергии.
10
Глава 3. РАСЧЕТ ВЕЛИЧИНЫ ПОТЕРЬ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ НА
УЧАСТКЕ СЕТИ ОТ ГРАНИЦЫ БАЛАНСОВОЙ ПРИНАДЛЕЖНОСТИ МЕЖДУ
ПОТРЕБИТЕЛЕМ И ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИЕЙ ДО ТОЧКИ
РАСЧЕТНОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
38. Расчет величины потерь реактивной мощности ведется в режимах
наибольших и наименьших нагрузок энергосистемы на участке сети от границы
балансовой принадлежности до точки расчетного учета электрической энергии.
39. Расчет потерь реактивной мощности в силовом трансформаторе в
режиме наибольших нагрузок энергосистемы производится по формуле
Q1  Qxx 
Рф21  Qф21
U
2
н
 X Т  10 3 (квар);
(18)
где Qхх – потери реактивной мощности трансформатора в режиме холостого хода
(Приложение 1);
X Т – индуктивное сопротивление трансформатора (Приложение 1);
Pф1 , Qф1 – активная и реактивная мощности нагрузки трансформатора в
режиме наибольших нагрузок энергосистемы.
При этом,
Pф1  Pср  m (кВт);
(19)
Qф1  Qср  m (квар);
(20)
где m – статистический коэффициент, учитывающий отношение нагрузок в
режиме наибольших и средних нагрузок энергосистемы, равный:
2
– для предприятий, работающих в одну смену;
1,5 – для предприятий, работающих в две смены;
1,1 – для предприятий, работающих в три смены;
1,06 – для непрерывного производства;
Pср – средневзвешенная (за расчетный месяц) активная мощность нагрузки
трансформатора, определяемая по формуле
Pср 
Aa
Tn
(кВт);
(21)
где Аа – потребление активной энергии за расчетный месяц, определяемое по
показаниям средства расчетного учета электрической энергии;
Тn - число часов работы трансформатора за расчетный месяц (пункт 20);
11
Qср – средневзвешенная (за расчетный месяц) реактивная мощность нагрузки
трансформатора, определяемая по формуле
Qср 
Aр
(квар);
Tn
(22)
где Aр - потребление реактивной энергии за расчетный месяц, определяемое по
показаниям средства расчетного учета электрической энергии.
При отсутствии средств расчетного учета реактивной электрической энергии
Qф1  Pф1  tg св (квар).
(23)
Где tgφсв = 0,3288 – средневзвешенный коэффициент реактивной мощности,
соответствующий cosφсв = 0,95.
40. Расчет потерь реактивной мощности в силовом трансформаторе в
режиме наименьших нагрузок энергосистемы производится по формуле
Q2  Qxx 
Рф2 2  Qф2 2
U н2
 X Т  10 3 (квар);
(24)
где Pф2 , Qф2 – активная и реактивная мощности нагрузки трансформатора в
режиме наименьших нагрузок энергосистемы;
Pф 2  n  Pф1 (кВт);
(25)
Qф 2  n  Qф1 (квар);
(26)
n – статистический коэффициент, равный 0,3.
41. Величины Q1, Q2 в трехобмоточном трансформаторе определяются
путем умножения их величины в двухобмоточном трансформаторе такой же
мощности на коэффициент 1,5. Это относится и к трансформаторам типов ТРДН,
ТРДЦН.
42. Расчет потерь реактивной мощности в высоковольтных воздушных
линиях электропередачи
Q1 
Q2 
Рф21  Qф21
U н2
Рф2 2  Qф2 2
U
2
н
 X ВЛ  10 3  QВЛ  l
 X ВЛ  10 3  QВЛ  l
(квар);
(27)
(квар);
(28)
где Pф1 , Qф1 – активная и реактивная мощности нагрузки линии в режиме
наибольших нагрузок энергосистемы, определяемые в соответствии с пунктом 39;
12
Pф2 , Qф2 – активная и реактивная мощности нагрузки линии в режиме
наименьших нагрузок энергосистемы, определяемые в соответствии с пунктами 39,
40;
X ВЛ – индуктивное сопротивление линии
(Ом);
X ВЛ  x0  l
(29)
x 0 – погонное индуктивное сопротивление линии Ом/км (Приложение 2);
QВЛ – удельная емкостная зарядная мощность линии, квар (Приложение 2).
43. Расчет величины потерь реактивной мощности в высоковольтных
воздушных линиях электропередачи для участков линии длиной менее 0,05 км
допускается не производить.
44. Расчет потерь реактивной мощности в высоковольтных кабельных
линиях выполняется по формуле
Q1 
Q2 
Рф21  Qф21
U
2
н
Рф2 2  Qф2 2
U н2
 X КЛ  10 3  QКЛ  l
 X КЛ  10 3  QКЛ  l
(квар);
(30)
(квар);
(31)
где Pф1 , Qф1 – активная и реактивная мощности нагрузки линии в режиме
наибольших нагрузок энергосистемы, определяемые в соответствии с пунктом 40;
Pф2 , Qф2 – активная и реактивная мощности нагрузки линии в режиме
наименьших нагрузок энергосистемы, определяемые в соответствии с пунктами 40,
41;
X КЛ – индуктивное сопротивление линии
X КЛ  x0  l
(Ом);
(32)
x 0 – погонное индуктивное сопротивление линии (Приложение 3);
– удельная емкостная зарядная мощность кабельной линии, квар
(Приложение 3).
45. Расчет величины потерь реактивной мощности в высоковольтных
кабельных линиях электропередачи для участков линии длиной менее 0,05 км
допускается не производить.
46. Потери реактивной мощности в низковольтных (до 1000 В) линиях не
определяются.
47. Величина суммарных потерь реактивной мощности в электрической
сети в режиме наибольших нагрузок энергосистемы
QКЛ
Q1   Q1
(квар);
(33)
13
где  Q1 – суммарные расчетные потери реактивной мощности в режиме
наибольших нагрузок энергосистемы в трансформаторах, воздушных и кабельных
линиях потребителя от границы балансовой принадлежности сети до места
установки средств расчетного учета электрической энергии, (квар).
48. Величина суммарных потерь реактивной мощности в электрической
сети в режиме наименьших нагрузок энергосистемы
Q2   Q2
где
 Q
2
(квар);
– определяется аналогично
(34)
 Q .
1
14
Приложение 1. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ
Приложение 1.1. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в силовом
трансформаторе
Требуется рассчитать имевшие место в мае 2008 года величины ТРЭТ и
потерь реактивной мощности в абонентском силовом двухобмоточном
трансформаторе 110 кВ мощностью 25000 кВА, от которого питается предприятие,
работающее в одну смену.
Пропуски активной и реактивной энергии на стороне низшего напряжения
соответственно равны:
Аа  4500000 кВт·ч;
А р  2250000 квар·ч.
В соответствии с настоящей Инструкцией
Рхх  25 кВт;
Qхх  175 квар;
RТ  2,540 Ом;
X Т  55,5 Ом;
Т п  744 ч;
U н  110 кВ;
d  1,33 .
Аа  Т п  Р хх 
 744  25 
Аа2  А р2
Т п U
2
н
 RТ  d  10 3 
(4500  10 3 ) 2  (2250  10 3 ) 2
744  110
2
Pср 
Aa 4500000

 6048,4 кВт;
Tn
744
Qср 
Aр
Tn

 2,54  1,330  10 3  28099 кВт·ч;
2250000
 3024,2 квар.
744
Мощности в режиме наибольших нагрузок энергосистемы:
Pф1  Pср  m  6048,4  2  12096,8 кВт;
Qф1  Qср  m  3024,2  2  6048,4 квар;
Мощности в режиме наименьших нагрузок энергосистемы:
Pф 2  n  Pф1  0,3  12096,8  3629 кВт;
Qф 2  n  Qф1  0,3  6048,4  1814,5 квар;
Потери реактивной мощности в режиме наибольших и наименьших нагрузок
энергосистемы:
15
Q1  Q xx 
Q2  Q xx 
Рф21  Qф21
U
2
н
Рф2 2  Qф2 2
U н2
 X Т  10 3  175 
 X Т  10
3
12096,8 2  6048,4 2
 175 
110
2
3629 2  1814,5 2
110 2
 55,5  10 3  1014 квар;
 55,5  10 3  250,5 квар.
Приложение 1.2. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в
трансформаторе
Требуется рассчитать имевшие место в мае 2008 г. величины ТРЭТ и потерь
реактивной мощности в абонентском двухобмоточном трансформаторе 110 кВ
мощностью 25000 кВА, питающем работающее в одну смену предприятие.
Расчет.
Пропуски активной и реактивной энергии на стороне низшего напряжения
соответственно равны:
Аа  3800000 кВт·ч;
А р  1300000 квар·ч.
В соответствии с настоящей Инструкцией
Рхх  25 кВт;
RТ  2,540 Ом;
X Т  55,5 Ом;
Т п  744 ч;
U н  110 кВ;
d  1,33 ;
Аа  Т п  Р хх 
 744  25 
Аа2  А р2
Т п  U н2
 RТ  d  10 3 
(3800  10 3 ) 2  (1300  10 3 ) 2
744  110
2
Pср 
Aa 3800000

 5107,5 кВт;
Tn
744
Qср 
Aр
Tn

 2,54  1,330  10 3  24653 кВт·ч;
1300000
 1747,3 квар.
744
Мощности нагрузки:
Pф1  Pср  m  5107,5  2  10215 кВт;
Qф1  Qср  m  1747,3  2  3494,6 квар;
Pф 2  n  Pф1  0,3  10215  3064,5 кВт;
16
Qф 2  n  Qф1  0,3  3494,6  1048,4 квар;
Q1  Q xx 
Q2  Q xx 
Рф21  Qф21
U
2
н
Рф2 2  Qф2 2
U н2
 X Т  10 3  175 
 X Т  10
3
10215 2  3494,6 2
 175 
110
2
 55,5  10 3  710 квар;
3064,5 2  1048,4 2
110 2
 55,5  10 3  223 квар.
Приложение 1.3. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в
трехобмоточном трансформаторе
Требуется рассчитать имевшие место в мае 2008 года величины ТРЭТ и
потерь реактивной мощности в трехобмоточном трансформаторе 110 кВ мощностью
25000 кВА, питающем работающее в одну смену предприятие.
В соответствии с примером 2 для двухобмоточного трансформатора той же
мощности:
Аа  24653 кВт·ч;
Q1  710 квар;
Q2  223 квар.
Для трехобмоточного трансформатора
Аа  24653  1,5  36979 кВт·ч;
Q1  1,5  710  1065 квар;
Q2  1,5  223  335 квар.
Приложение 1.4. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в
воздушной линии напряжением 110 кВ
Расчет величины ТРЭТ, а также потерь реактивной мощности за май 2008 года
в абонентской воздушной линии напряжением 110 кВ, выполненной проводом АС185, имеющей длину 20 км. Линия принадлежит предприятию с непрерывным
производством.
Пропуски энергии:
А р  39420000 квар·ч;
Аа  131400000 кВт·ч;
l  20 км;
Т п  744 ч;
RВЛ  r0  l  0,170  20  3,4 Ом;
X Т  x0  l  0,409  20  8,18 Ом;
17
Q ВЛ  37 квар/км;
Аа 

Аа2  А р2
Т п  U н2
 RВЛ  d  10 3 
(131400  10 3 ) 2  (39420  10 3 ) 2
744  110
2
 3,4  1,002  10 3  7122059 кВт·ч;
Pср 
Aa 131400000

 176612,9 кВт;
Tn
744
Qср 
Aр
Tn

39420000
 52983,9 квар.
744
Мощности нагрузки:
Pф1  Pср  m  176612,9  2  353225,8 кВт;
Qф1  Qср  m  52983,9  2  105967,8 квар;
Pф 2  n  Pф1  0,3  353225,8  105967,7 кВт;
Qф 2  n  Qф1  0,3  105967,8  31790,3 квар;
Q1 

U
2
н
 X ВЛ  10 3  QВЛ  l 
353225,8 2  105967,8 2
 8,18  10 3  37  20  91199 квар;
110 2
Q2 

Рф21  Qф21
Рф2 2  Qф2 2
U
2
н
 X ВЛ  10 3  QВЛ  l 
105967,7 2  31790,3 2
 8,18  10 3  37  20  7534 квар.
110 2
Приложение 1.5. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в двух
кабельных линиях напряжением 110 кВ
Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности за май 2008 года в двух
абонентских кабельных линиях напряжением 110 кВ длиной 10 км, выполненных
маслонаполненными кабелями сечением 150 мм2. От кабельных линий питаются
силовые трансформаторы, рассмотренные в приложениях 1.1, 1.2, 1.3 (рисунок 1).
Расчет.
Сопротивление 2-х параллельных линий
1
1
 r0  l   0,122  10  0,61 Ом;
2
2
1
1
  x0  l   0,2  10  1 Ом.
2
2
RКЛ 
X КЛ
Зарядная мощность
18
QКЛ  2  1180  2360 квар;
d  1,33 ;
Аа   Aa  Aa 
 4500000  3800000  3800000  28099  24653  36979  12189731 кВт·ч;
В связи с незначительностью величины  Aa для упрощения расчетов
допускается ее не рассчитывать и в дальнейшем не учитывать
Аа   Aa  4500000  3800000  3800000  12100000
кВт·ч;
Ар   Aр  2250000  1300000  1300000  4850000
квар·ч;
Аа2  Ар2
Аа 
Т п U н2
Рф1   Рф1 
 R КЛ
12100000 2  4850000 2
 d 10 Аа 
 0,611,33 10 3  15314 кВт·ч;
2
744 110
3
Aa
m 
Tп
 12096,8  10215  10215 
15314
 2  32568 кВт;
744
Qф1  Qф1   Q1  6048,4  3494,6  3494,6  1014  710  1065  15826,6 квар;
Рф21  Qф21
Q1 
U н2
Рф 2   Р ф 2 
 X КЛ  10 3  QКЛ  l 
325682  15826,62
 1  10 3  2360  10  23491,6 квар;
2
110
Aa
mn 
Tп
 3629  3064,5  3064,5 
15314
 2  0,3  9770,3 кВт;
744
Qф2  Qф2   Q2  1814,5  1048,4  1048,4  250,5  223  335  4719,8 квар;
Q2 
Рф2 2  Qф2 2
U н2
 X ВЛ  10 3  QВЛ  l 
9770,32  4719,82
 1  10 3  2360  10  23590,3 квар.
1102
Приложение 1.6. Расчет величины ТРЭТ в низковольтной сети
Рассчитать величину ТРЭТ за май 2008 года в низковольтной сети, по которой
пропущено Аa  219000 кВт·ч.
Расчет.
Аа  0,01  Aa  0,01  219  103  2190 кВт·ч.
19
Приложение 1.7. Расчет суммарной величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности
в сети 110 кВ
Рассчитать суммарные величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в
абонентской сети 110 кВ (рисунок 1), питающей работающее в одну смену
предприятие. Величины ТРЭТ в трансформаторах этой сети определены в
приложениях 1.1; 1.2; 1. 3, а в кабелях – в приложении 1.5.
10 км
10 км
110
110
Т1
25000 кВА
Т2
(вновь
введенный)
25000 кВА
Т3
(вновь
введенный)
25000 кВА
Рис.1
Расчет.
 A
a
 28099  24653  36979  15314  105045 кВт·ч;
Q1  1014  710  1065  23491,6  20702,6 квар;
Q2  250,5  223  335  23590,3  22781,8 квар.
Приложение 1.8. Расчет ТРЭТ на холостой ход трансформатора
Рассчитать величину технологического расхода электрической энергии на
холостой ход силового трансформатора 10 кВ мощностью 630 кВА, работающего
без нагрузки в течение марта месяца 2008 года (рисунок 2).
20
Расчет.
Величина технологического расхода активной электрической энергии на
холостой ход силового трансформатора
Аат  Т n  Рхх  744 1,55  1153,2 кВт·ч;
где
Тn = 24·31 = 744 ч.
А pт  Тn  Qхх  744  12,6  9374,4 квар·ч.
6,0 км
10
10
Т1
630 кВА
Рис.2
Потери в линии длиной 6 км составят
Аал 
Аат 2  Арт 2
Тn  U н2
 RВЛ  d  10 3 
1153,2 2  9374,4 2
 4,782  1,002  10 3  5,878 кВт·ч.
2
744  10
Ввиду незначительной величины для упрощения расчетов эти потери
допускается не учитывать.
Приложение 1.9. Расчет ТРЭТ и потерь реактивной мощности абонентской сети
напряжением 10 кВ
Рассчитать суммарные величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности за май
месяц 2008 года для абонентской сети, имеющей, согласно схеме (рис.3):
воздушную линию 10 кВ, выполненную проводом АС-35 длиной 3 км, питающую
силовой трансформатора 10 кВ мощностью 630 кВА, от которого отходит кабельная
линия 0,4 кВ длиной 2 км.
Потребление активной энергии за май 2008 года:
21
Аа  150000 кВт·ч;
l кл  2 км;
Т п  744 ч;
Рхх  1,55 кВт;
Qхх  12,6 квар;
RТ  2,2 Ом;
X Т  9,6 Ом;
d = 1,330 – для предприятий, работающих в одну смену
l ВЛ  3 км;
r0 ВЛ  0,812 Ом/км;
x0 ВЛ  0,37 Ом/км.
Расчет.
Ар  Аа  0,3288  150000  0,3288  49320 квар·ч.
Величина ТРЭТ на участке кабельной линии 0,4 кВ
Акл  0,01  Аа  0,01  150000  1500 кВт·ч.
Пропуск активной энергии через трансформатор:
Аат  Аа  Акл  150000  1500  151500 кВт·ч.
Однако в связи с незначительностью величины Акл допускается ее в
дальнейших расчетах не учитывать, тогда
Аат  Аа  150000 кВт·ч.
Величина ТРЭТ в силовом трансформаторе
2
Аат
 Ар2
Аат  Т п  Рхх 
 744  1,55 
 RТ  d  10 3 
(150 10 3 ) 2  ( 49,32 10 3 ) 2
744  10
Аpт  Т п  Qхх 
 744  12,6 
Т п  U н2
2
Аат
 Ар2
Т п U
2
н
2
 2,2 1,330  10  3  2134 кВт·ч.
 X Т  d  103 
(150  10 3 ) 2  ( 49,32 10 3 ) 2
744  10 2
 9,6  1,330  10  3  13653 квар·ч.
Величина ТРЭТ на участке воздушной линии
Аал 
Аат 2  А рт 2
Т раб  U н2
 R ВЛ  d  10  3 
150000 2  49320 2
 2,44  1,33  10  3  1088 кВт·ч;
2
744  10
где RВЛ = 0,812 · 3,0 = 2,44 (Ом).
Величина ТРЭТ на участке воздушной линии с учетом пропуска по линии
ТРЭТ в трансформаторе составит:
22
Аал 

( Аат  Аат ) 2 ( Арт  Арт ) 2
Т раб  U
2
н
 RВЛ  d  103 
(150000  2134) 2  (49320  16354) 2
 2,44  1,33  10 3  1198 кВт·ч.
2
744  10
Суммарная величина ТРЭТ
А  Акл  Аат  Аал  1500  2134  1088  4722 кВт·ч.

а с учетом пропуска ТРЭТ в трансформаторе составит:
А  Акл  Аат  Аал  1500  2134  1198  4832 кВт·ч.

Расчет потерь реактивной мощности:
- в трансформаторе:
PсрТ 
Aaт 150000

 201,6 кВт;
Tn
744
QсрТ 
Aр
Tn
49320
 66,3 квар.
744

Мощности нагрузки:
Pф1  PсрТ  m  201,6  2  403,2 кВт;
Qф1  QсрТ  m  66,3  2  132,6 квар;
Pф 2  n  Pф1  0,3  403,2  121 кВт;
Qф 2  n  Qф1  0,3  132,6  39,8 квар;
Q1  Qxx 
Q2  Qxx 
Рф21  Qф21
U
2
н
 X Т  10
Рф2 2  Qф2 2
U
2
н
3
 12,6 
403,22  132,62
 X Т  10 3  12,6 
10
2
1212  39,842
10
2
 9,6  10 3  29,9 квар;
 9,6  10 3  14,2 квар.
- в линии 10 кВ:
Мощности нагрузки:
Рф1  Рф1 
Aaл
1088
 m  403,2 
 2  406,1 кВт;
Tп
744
Qф1  Qф1  Q1  132,6  29,9  162,5 квар;
Q1 
где
Рф21  Qф21
U н2
 X ВЛ  10 3  QКЛ  l 
406,12  162,52
 1,11  10 3  0  3  2,1 квар;
2
10
XВЛ = 0,37 · 3,0 = 1,11 (Ом);
Рф 2  Рф 2 
Aaл
1088
 m  n  121 
 2  0,3  121,9 кВт;
Tп
744
Qф 2  Qф 2  Q2  39,8  14,2  54 квар;
Q2 
Рф2 2  Qф2 2
U н2
 X ВЛ  10 3  QВЛ  l 
121,92  542
 1,11  10 3  0  3  0,2 квар.
102
Суммарная величина потерь реактивной мощности:
23
Q1  29,9  2,1  32 квар;
Q2  14,2  0,2  14,4 квар.
3,0 км
10
Т1
630 кВА
10
2,0 км
0,4
0,4
Рис.3
Приложение 1.10. Расчет суммарных величин ТРЭТ двух субабонентов
Рассчитать суммарные величины ТРЭТ для каждого из двух субабонентов с
односменным режимом работы за май месяц 2008 года. Сеть состоит, согласно
схеме, из (рис.4):
силового трансформатора 110 кВ мощностью 6300 кВА, питающего
распределительное устройство (РУ) 10 кВ;
от РУ-10 кВ отходят:
1) воздушная линия 10 кВ, выполненная проводом АС-35 длиной 1 км,
которая питает трансформатор 10 кВ мощностью 400 кВА первого абонента;
2) воздушная линия 10 кВ, выполненная проводом АС-35 длиной 7 км,
которая питает трансформатор 10 кВ мощностью 630 кВА второго абонента.
Потребление активной энергии за май 2008 года:
Аа1  100000 кВт·ч;
Аа 2  150000 кВт·ч;
Т п  744 ч;
d = 1,330 – для предприятий, работающих в одну смену.
Для трансформатора Т1 ТМ-400/10:
24
РххТ 1  1,0 кВт;
QххТ 1  8,4 квар;
RТ 1  3,9 Ом;
X Т 1  12,6 Ом.
Для трансформатора Т2 ТМ-630/10:
РххТ 2  1,55 кВт;
QххТ 2  12,6 квар;
RТ 2  2,2 Ом;
X Т 2  9,6 Ом.
Для трансформатора Т3 ТМ-6300/110:
РххТ 3  27,3 кВт;
QххТ 3  233 квар;
RТ 3  16,6 Ом;
X Т 3  202 Ом.
Для линий 10 кВ АС-35:
l ВЛ 1  1 км;
l ВЛ 2  7 км;
r0 ВЛ  0,812 Ом/км;
x0 ВЛ  0,37 Ом/км.
Расчет.
Для первого субабонента:
Пропуск реактивной энергии через трансформатор Т1:
Ар1  Аа1  0,3288  100000  0,3288  32880 квар·ч.
Величина ТРЭТ в силовом трансформаторе Т1:
АаТ 1  Т п  РххТ 1 
 744  1,0 
Тп U
2
н
 RТ 1  d  103 
1000002  328802
744  10
АpТ 1  Т п  QххТ 1 
 744  8,4 
Аа21  Ар21
 3,9  1,330  103  1516,5 кВт·ч;
2
Аа21  Ар21
Тп U
2
н
 X Т 1  d  103 
1000002  328802
744  10
2
 12,6  1,330  103  8745,5 квар·ч.
Величина ТРЭТ на участке воздушной линии 10 кВ:
Аал1 
где
Аа1 2  Ар1 2
Т раб  U н2
 RВЛ1  d  10 3 
1000002  328802
 0,812  1,33  10 3  160,8 кВт·ч;
2
744  10
RВЛ1 = 0,812 · 1,0 = 0,812 Ом.
25
Арл1 
Аа1 2  Ар1 2
 X ВЛ1  d  10 3 
Т раб  U н2
1000002  328802
 0,37  1,33  10 3  73,3 квар·ч;
2
744  10
где XВЛ1 = 0,37 · 1,0 = 0,37 Ом.
Для второго субабонента:
Пропуск реактивной энергии через трансформатор Т2:
Ар 2  Аа 2  0,3288  150000  0,3288  49320 квар·ч.
Величина ТРЭТ в силовом трансформаторе Т2:
АаТ 2  Т п  РххТ 2 
 744  1,55 
Т п  U н2
1500002  493202
744  102
АpТ 2  Т п  QххТ 2 
 744  12,6 
Аа22  Ар2 2
Аа22  Ар2 2
Т п U
2
н
1500002  493202
744  10
2
 RТ 2  d  10 3 
 2,2  1,330  10 3  2133,7 кВт·ч;
 X Т 2  d  10 3 
 9,6  1,330  10 3  13653,1 квар·ч.
Величина ТРЭТ на участке воздушной линии 10 кВ:
Аал2 
где
Аа 2 2  Ар 2 2
Т раб  U н2
 RВЛ 2  d  10 3 
1500002  493202
 5,684  1,33  103  2533,4 кВт·ч;
744  102
RВЛ = 0,812 · 7,0 = 5,684 Ом.
Арл2 
Аа 2 2  Ар 2 2
Т раб  U н2
 X ВЛ 2  d  103 
1500002  493202
 2,59  1,33  10 3  1154,4 квар·ч;
2
744  10
где XВЛ2 = 0,37 · 7,0 = 2,59 Ом.
Пропуск электрической энергии для первого субабонента в линии 10 кВ и
трансформаторе Т1:
АаА1  Аа1  100000 кВт·ч;
АрА1  Ар1  32880 квар·ч.
Пропуск электрической энергии для второго субабонента в линии 10 кВ и
трансформаторе Т2:
АаА2  Аа 2  150000 кВт·ч;
АрА2  Ар 2  49320 квар·ч.
Суммарный пропуск электрической энергии через трансформатор Т3:
АаТ 3  АаА1  АаА2  100000  150000  250000 кВт·ч;
АрТ 3  АрА1  АрА2  32880  49320  82200 квар·ч.
Величина ТРЭТ в трансформаторе Т3:
АаТ 3  Т п  РххТ 3 
2
2
АаТ
3  А рТ 3
Т п U
2
н
 RТ 3  d  10 3 
26
 744  27,3 
2500002  822002
744  110
 16,6  1,330  10 3  20481 кВт·ч.
2
Величина ТРЭТ в трансформаторе Т3, относимая на первого субабонента:
АаА1Т 3  АаТ 3 
АаА1
100000
 20481 
 8192,4 кВт·ч.
АаТ 3
250000
Величина ТРЭТ в трансформаторе Т3, относимая на второго субабонента:
АаА2Т 3  АаТ 3 
АаА2
150000
 20481 
 12288,6 кВт·ч.
АаТ 3
250000
Суммарная величина ТРЭТ, относимая на первого субабонента:
АаА1  АаТ1  Аал1  АаА1Т 3  1516,5  160,8  8192,4  9869,7 кВт·ч.
Суммарная величина ТРЭТ, относимая на второго субабонента:
АаА2  АаТ 2  Аал2  АаА2Т 3  2133,7  2533,4  12288,6  16955,7 кВт·ч.
110
Т3
6300 кВА
7,0 км
1,0 км
10
10
Т1
400 кВА
0,4
10
Т2
630 кВА
Aа1
0,4
Aа2
Рис.4
27
Приложение 1.11. Расчет суммарных величин ТРЭТ абонента и энергоснабжающей
организации
Рассчитать суммарные величины ТРЭТ для абонента с круглосуточным
режимом работы за май месяц 2008 года, через сети которого питаются
электроприемники энергоснабжающей организации. Сеть имеет, согласно схеме
(рис.5): силовой трансформатор абонента 10 кВ мощностью 630 кВА, от которого
отходят линии, питающие электроприемники абонента и энергоснабжающей
организации.
Потребление активной энергии за май 2008 года:
Ааа  100000 кВт·ч;
Ааэ  150000 кВт·ч;
Т п  744 ч;
d = 1,002 – для непрерывного производства.
Для трансформатора Т1 ТМ-630/10:
РххТ 1  1,55 кВт;
QххТ 1  12,6 квар;
RТ 1  2,2 Ом;
X Т 1  9,6 Ом.
Расчет.
Для абонента:
Пропуск реактивной энергии через трансформатор Т1:
Ара  Ааа  0,3288  100000  0,3288  32880 квар·ч.
Для энергоснабжающей организации:
Пропуск реактивной энергии через трансформатор Т1:
Арэ  Ааэ  0,3288  150000  0,3288  49320 квар·ч.
Суммарный пропуск электрической энергии через трансформатор Т1:
АаТ1  Аа  Аэ  100000  150000  250000 кВт·ч;
АрТ1  Ара  Арэ  32880  49320  82200 квар·ч.
Величина ТРЭТ в трансформаторе Т1:
АаТ 1  Т п  РххТ 1 
 744  1,55 
2
2
АаТ
1  АрТ 1
Тп U
2
н
2500002  822002
744  10
2
 RТ 1  d  103 
 2,2  1,002  103  3205,2 кВт·ч.
Величина ТРЭТ в трансформаторе Т1, относимая на абонента:
АааТ1  АаТ1 
Ааа
100000
 3205,2 
 1282,1 кВт·ч.
АаТ1
250000
28
Величина ТРЭТ в трансформаторе Т1, относимая на энергоснабжающую
организацию:
АаэТ 1  АаТ1 
Ааэ
150000
 3205,2 
 1923,1 кВт·ч.
АаТ1
250000
10
Т1
630 кВА
0,4
0,4
Aа
0,4
Рис.5
Aэ
Приложение 1.12. Расчет величин ТРЭТ в сложных сетях
Для расчета ТРЭТ в сложных сетях с возможными частыми переключениями
точек питания электроустановок абонента, несколькими средствами расчетного
учета электрической энергии принимаем упрощенные формулы, используя
среднегодовую (предыдущего года) наибольшую величину ТРЭТ в процентах в
расчетной сети.
Рассчитать суммарные величины ТРЭТ в процентах за 2007 год для
абонентской сети и для субабонентов (рис.6).
Потребление активной энергии за 2007 год:
Аа1  1500000 кВт·ч;
Аа 2  2500000 кВт·ч;
Аа 3  2000000 кВт·ч;
Т п  8760 ч.
Элементы схемы:
Участок воздушной линии 10 кВ ВЛ-1:
Длина линии l1  3 км;
Марка и сечение провода АС-35 ( r0 ВЛ1  0,812 Ом/км).
Участок воздушной линии 10 кВ ВЛ-2:
Длина линии l 2  5 км;
Марка и сечение провода АС-70 ( r0 ВЛ 2  0,450 Ом/км).
Участок воздушной линии 10 кВ ВЛ-3:
Длина линии l 3  5 км;
Марка и сечение провода АС-50 ( r0 ВЛ 3  0,630 Ом/км).
Силовой трансформатор 10 кВ Т1 630 кВА:
Тип ТМ-630/10 ( Рхх1  1,55 кВт; RТ 1  2,2 Ом).
Силовой трансформатор 10 кВ Т2 1000 кВА:
29
Тип ТМ-1000/10 ( Рхх 2  2,275 кВт; RТ 2  1,3 Ом).
Силовой трансформатор 10 кВ Т3 1000 кВА:
Тип ТМ-1000/10 ( Рхх 3  2,275 кВт; RТ 3  1,3 Ом).
d = 1,330 – для предприятий, работающих в одну смену
Расчет.
Ар1  Аа1  0,3288  1500000  0,3288  493200 квар·ч.
А р 2  Аа 2  0,3288  2500000  0,3288  820000 квар·ч.
Ар 3  Аа 3  0,3288  2000000  0,3288  657600 квар·ч.
Для расчета наибольшей величины ТРЭТ принимаем суммарный пропуск
активной энергии через все трансформаторы сети (как наихудший вариант работы
сети) и применяем для каждой из линий, через которые возможно питание этих
трансформаторов и далее электроустановок абонента (с субабонентами).
Aагод  Аа1  Аа 2  Аа 3  1500000  2500000  2000000  6000000 кВт·ч.
Aргод  Aагод  0,3288  6000000  0,3288  1972800 квар·ч.
где
RВЛ1  r0 ВЛ1  l1  0,812  3  2,436 Ом;
RВЛ 2  r0 ВЛ 2  l2  0,450  5  2,25 Ом;
RВЛ 3  r0 ВЛ 3  l3  0,630  5  3,15 Ом.
Величина ТРЭТ в линии ВЛ-1
АаЛ1 
Aагод 2  Aргод 2
Т раб  U н2
6000000 2  1972800 2
 RВЛ1  d  10 
 2,436  1,33  10 3  147540 кВт·ч.
2
8760  10
3
Процент ТРЭТ в линии ВЛ-1
АаЛ 1
147540
100 
100  2,459 %.
год
6000000
Aа
АаЛ 1% 
Величина ТРЭТ в линии ВЛ-2
АаЛ 2 
Aагод 2  Aргод 2
Т раб  U н2
60000002  19728002
 RВЛ 2  d  10 
 2,25  1,33  10 3  136275 кВт·ч.
2
8760  10
3
Процент ТРЭТ в линии ВЛ-2
АаЛ 2% 
АаЛ 2
136275
100 
100  2,271 %.
год
6000000
Aа
Величина ТРЭТ в линии ВЛ-3
АаЛ 3 
Aагод 2  Aргод 2
Т раб  U н2
6000000 2  1972800 2
 RВЛ 3  d  10 
 3,15  1,33  10 3  190785 кВт·ч.
2
8760  10
3
Процент ТРЭТ в линии ВЛ-3
АаЛ 3% 
АаЛ 3
190785
100 
100  3,180 %.
год
6000000
Aа
Для расчета применяем наибольший процент ТРЭТ в линии
АаЛ max  АаЛ 3%  3,180 %.
Величина ТРЭТ в силовом трансформаторе Т1
30
Аат1  Т п  Рхх1 
 8760  1,55 
2
2
Аат
1  Ар1
Т п U
2
н
 RТ 1  d  103 
(1500  10 3 ) 2  (493,2  10 3 ) 2
8760  10
2
 2,2  1,330  10 3  21906 кВт·ч.
Процент ТРЭТ в Т1
Аат1% 
Аат1
21906
100 
100  1,460 %.
1500000
Aа1
Величина ТРЭТ в силовом трансформаторе T2
Аат2  Т п  Рхх 2 
 8760  2,275 
2
2
Аат
2  Ар 2
Т п U
2
н
 RТ 2  d  103 
(2500  10 3 ) 2  (820  10 3 ) 2
8760  10 2
 1,3  1,330  10 3  33592 кВт·ч.
Процент ТРЭТ в Т2
Аат2% 
Аат2
33592
100 
100  1,344 %.
2500000
Aа 2
Величина ТРЭТ в силовом трансформаторе T3
Аат3  Т п  Рхх 3 
 8760  2,275 
2
2
Аат
3  Ар 3
Тп U
2
н
 RТ 3  d  10 3 
(2000  10 3 ) 2  (657,6  10 3 ) 2
8760  10
2
 1,3  1,330  10 3  28677,5 кВт·ч.
Процент ТРЭТ в Т3
Аат3% 
Аат3
28677,5
 100 
 100  1,434 %.
2000000
Aа 3
Суммарная величина ТРЭТ (в процентах) в сети питающей электроустановки
абонента, присоединенных к секции шин 0,4 кВ № 1 и № 2 (с субабонентами 1 и 2)
АаТ max  Аат1%  1,460 %.
 А
12
 АаЛ max  АаТ max  3,180  1,460  4,640 %.
Суммарная величина ТРЭТ в сети питающей электроустановки абонента,
присоединенные к секции шин 0,4 кВ № 3 (с субабонентом 3)
 А3  АаЛ max  АаТ 3%  3,180  1,434  4,614 %.
В дальнейшем расчет величины ТРЭТ в сети для абонентов производить по
среднегодовой максимальной величине ТРЭТ, в процентах:
Aa  Aа %  Аa , кВт·ч.
Например, расчет будет таким:
При потреблении активной энергии за расчетный месяц по средствам
расчетного учета электрической энергии абонента
Аа1  100000 кВт·ч;
Аа 2  200000 кВт·ч;
31
Аа 3  150000 кВт·ч;
Aa1   А12  Аa1  4,640%  100000  4640 кВт·ч;
Aa 2   А12  Аa 2  4,640%  200000  9280 кВт·ч;
Aa3   А3  Аa3  4,614%  150000  6921 кВт·ч.
Суммарная величина ТРЭТ абонента (с учетом субабонентов), предъявляемая
абоненту к оплате
А  Aa1  Aa2  Aa3  4640  9280  6921  20841 кВт·ч.
При необходимости расчет ТРЭТ для субабонентов проводится аналогично
Аас1  10000 кВт·ч;
Аас 2  20000 кВт·ч;
Аас3  15000 кВт·ч;
Aac1   А12  Аac1  4,640%  10000  464 кВт·ч;
Aac2   А12  Аac2  4,640%  20000  928 кВт·ч;
Aac3   А3  Аac3  4,614%  15000  692,1 кВт·ч.
ПС1
ПС2
10
10
l1=3 км
l3=5 км
СШ3
СШ2
10
10
Т1
630 кВА
Wh Aа1
СШ1
Т3
1000 кВА
Wh Aа2
Wh Aа3
СШ3
0,4
Wh
10
Т2
1000 кВА
СШ2
Aас1
10
l2=5 км
СШ1
Pа1
ПС3
0,4
Aас2
Pа2
Wh
0,4
Pа3
Aас3
Wh
Рис.6
32
Приложение 2. ПАРАМЕТРЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Для расчета величины ТРЭТ используются величины ΔPХХ и ΔQХХ по
результатам проведенных измерений, а в случае отсутствия измеренных величин
допускается использование паспортных данных трансформаторов.
Таблица п.2.1
Параметры трансформаторов 6 кВ
Тип
трансформатора
ОМ-1,25/6;10-У1
ОМП-4/6;10-У1
ТМ-10/6
ТМ-20/6
ТМ-25/6
ТМ-30/6
ТМ-40/6
ТМ-50/6
ТМ-63/6
ТМ-100/6
ТМ-160/6
ТМ-180/6
ТМ-250/6
ТМ-320/6
ТМ-400/6
ТМ-530/6
ТМ-1000/6
ТМ-1600/6
ТМ-2500/6
ТМ-4000/6
ТМ-6300/6
ТМ-10000/6
Примечание:
UНН
кВ
0,23
0,23
0,4
0,4
0,23; 0,4
0,4
0,23; 0,4
0,525
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4; 0,69
0,4
0,23; 0,4; 0,69
0,4; 0,525
0,23; 0,4; 0,69
0,23; 0,4; 0,69
0,4
0,4; 0,69
0,4; 0,69
3,15
3,15
3,3
RТ
Ом
XТ
Ом
133
60
40
37,6
23
21
13,7
8,4
4,5
4,9
2,4
2,4
1,4
0,8
0,47
0,27
0,15
0,08
0,05
0,04
218
109
73
72,6
46
43,6
29
18,4
11,5
12,1
7,9
6,8
4,5
3,4
2,2
1,4
0,87
0,64
0,4
0,3
ΔPХХ
кВт
0,016
0,023
0,105
0,18
0,115
0,25
0,165
0,35
0,243
0,338
0,5
0,7
1,04
1,6
1,0
1,55
2,3
3,05
4,25
5,975
8,325
29,0
UНН – напряжение обмотки низшего напряжения.
33
ΔQХХ
квар
0,04
0,14
1
1,8
0,8
2,4
1,2
3,5
1,7
2,6
3,8
7,2
8,8
12,8
8,4
12,6
14
20,8
25
36
50,4
300
Таблица п.2.2
Параметры трансформаторов 10 кВ
Тип
трансформатора
ТМ-10/10
ТМ-20/10
ТМ-25/10
ТМ-30/10
ТМ-40/10
ТМ-50/10
ТМ-63/10
ТМ-100/10
ТМ-160/10
ТМ-180/10
ТМ-250/10
ТМ-320/10
ТМ-400/10
ТМ-530/10
ТМ-630/10
ТМ-1000/10
ТМ-1600/10
ТМ-1800/10
ТМ-3200/10
ТМ-5600/10
ТМ-6300/10
ТМ-7500/10
UНН
кВ
0,4
0,4
0,23; 0,4
0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,4; 0,525
0,23; 0,4; 0,69
0,4
0,23; 0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4; 0,69
6,3; 0,4
3,15; 6,3
3,16; 6,3
6,3; 3,15
3,15; 6,3
RТ
Ом
369
165
110
103
64,7
58,5
38,1
23,4
12,4
13,8
6,9
6,6
3,9
3,2
2,2
1,3
1,03
0,8
0,4
0,2
0,13
0,14
34
XТ
Ом
605
302
202
202
126
121
80,4
50,5
31,6
33,6
20,2
19,0
12,6
10,8
9,6
6,0
3,8
3,4
1,9
1,1
1,14
1,1
ΔPХХ
кВт
0,14
0,22
0,12
0,3
0,165
0,44
0,243
0,338
0,5
0,7
0,72
1,125
1,0
2,9
1,55
2,275
8,0
8,0
11,0
18
8,3
24
ΔQХХ
квар
1
2
0,8
2,7
1,2
4,0
1,8
2,6
3,8
7,2
5,8
12,8
8,4
33,6
12,6
14
72,0
81
128
224
50,4
262
Таблица п.2.3
Параметры трансформаторов 35 кВ
Тип
UНН
трансформато
кВ
ра
ТМ-100/35
0,23; 0,4
ТМ-160/35
0,23; 0,4; 0,69
ТМ-180/35
0,23; 0,4; 0,3; 0,5
ТМ-250/35
0,23; 0,4; 0,64
ТМ-320/35
0,23-10,5
ТМ-400/35
0,23; 0,4; 0,69
ТМ-630/35
0,4; 0,64; 6,3; 11
ТМ-1000/35
0,4; 0,69; 6,3; 3,15; 10,5
ТМ-1600/35
0,4; 0,69; 6,3; 3,15; 10,5
ТМ-4000/35
6,3; 3,15; 10,5
ТМ-6300/35
6,3; 3,15; 10,5
ТМ-7500/35
3,3; 6,6; 11
ТД-10000/35
6,3; 3,15; 10,5
ТД-16000/35
6,3; 10,5
ТД-20000/35
6,6; 11
ТДН-25000/35
6,3; 10,5
ТД-40000/35
6,3; 10,5
ТД-80000/35
6,3; 10,5
35
RТ
Ом
XТ
Ом
ΔPХХ
кВт
ΔQХХ
квар
266
140
170
80
82
46,6
26
16
9,1
2,8
1,6
1,81
1,25
0,48
0,41
0,27
0,15
0,07
875
549
481
350
273
219
140
87,5
54,9
25,2
16,1
13,6
10,1
6,75
5,75
4,3
2,87
1,53
0,47
0,66
1,5
0,96
2,3
1,35
2
2,75
3,65
6,7
9,4
24
29
21
39
29
39
65
2,6
3,84
14,4
5,75
24
8,4
12,6
15
22,4
4
57
262
300
120
600
175
260
480
Таблица п.2.4
Параметры трансформаторов 110 кВ
Тип
трансформатора
ТМН-2500/110
ТМГ-3200/110
ТМГ-5600/110
ТМ-6300/110
ТМГ-7500/110
ТДН-10000/110
ТДГ-15000/110
ТД-16000/110
ТДГ-20000/110
ТДН-25000/110
ТДГ-31500/110
ТДН-32000/110
ТД-40000/110
ТДГ-40500/110
ТДГ-45000/110
ТДГ-60000/110
ТДЦН-63000/110
ТДГ-70000/110
ТДГ-75000/110
ТДЦ-80000/110
ТДЦ-90000/110
ТДЦ-120000/110
ТДЦ-125000/110
ТДЦ-180000/110
ТДЦ-200000/110
ТДЦ-240000/110
ТДЦ-250000/110
ТДЦ-400000/110
ТРДН-25000/110
ТРДН-40000/110
ТРДЦН-63000/110
ТРДЦН-80000/110
ТРДН-32000/110
UНН
кВ
6,6; 11; 22
11
3,3-38,5
6,6; 11; 22; 33,5
3,3÷38,5
6,6; 11; 22; 38,5
3,3÷38,5
6,6; 11; 22; 38,5
6,6; 38,5
6,3
6,6-38,5
6,3; 10,5
6,3; 10,5
6,6÷38,5
10,5
6,6÷38,5
6,3; 10,5
10,5÷38,5
10,5
6,3; 10,5
6,3; 18,3
10,5÷18,3
10,5; 13,8
15,75; 18
13,8; 15,75; 18; 20
15,75
15,75; 20
20
6,3/10,5
6,3/10,5
6,3/10,5
6,3/10,5
6,3/10,5
36
RТ
Ом
48,6
47,3
24,3
16,6
16,6
7,49
7,2
5,95
4,93
2,54
2,44
1,9
1,46
1,64
1,47
1,0
0,82
0,96
1,04
0,71
0,74
0,51
0,49
0,31
0,26
0,18
0,19
0,08
2,32
1,21
0,75
0,59
1,71
XТ
Ом
508
397
227
202
169
139
85
96
64,0
55,5
40,3
43,4
38,4
31,4
29,3
23,2
22
22,5
20,5
19,2
17,1
12,8
12,3
8,54
7,7
6,4
6,1
3,84
55,9
34,7
22
17,4
39,7
ΔPХХ
кВт
6,5
17
25,5
27,3
33
14
50
47
60
25
86
32
42
115
116
150
59
135
165
70
190
220
120
420
170
540
200
320
20
33,3
46,7
36,7
26,7
ΔQХХ
квар
37,5
144
252
233
300
70
525
448
600
175
850
224
260
1050
1035
2160
378
2450
3000
480
3330
4200
688
5750
1000
8400
1250
1800
116,67
173,33
273,33
320
224
Приложение 3. ПАРАМЕТРЫ ПРОВОДОВ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
Таблица п.3.1
Параметры проводов ВЛ 6-20 кВ
№
пп
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
r0
Ом/км
1,772
1,140
0,918
0,630
0,450
0,330
0,270
3,12
1,772
1,140
0,812
0,630
0,450
0,330
0,270
14,000
11,000
12,700
8,500
5,270
3,960
2,752
1,700
1,550
1,290
0,884
0,614
1,330
0,960
0,665
Марка провода
А-16
А-25
А-35
А-50
А-70
А-95
А-120
АС-10
АС-16
АС-25
АС-35
АС-50
АС-70
АС-95
АС-120
ПСТ-4
ПСТ-5
ПСС-4
ПСС-5
ПС-25
ПС-35
ПС-50
ПС-70
ПС-95
АН-25
АН-35
АН-50
АЖ-25
АЖ-35
АЖ-50
37
x0
Ом/км
0,390
0,380
0,370
0,360
0,350
0,340
0,340
0,398
0,390
0,380
0,370
0,360
0,350
0,340
0,340
5,600
5,600
3,800
3,500
0,550
0,380
0,240
0,170
0,080
0,376
0,362
0,353
0,376
0,362
0,353
Таблица п.3.2
Параметры проводов ВЛ 35 кВ
№
пп
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
r0
Ом/км
0,918
0,630
0,450
0,330
0,270
0,210
0,170
0,912
0,630
0,450
0,330
0,270
0,210
0,170
0,210
0,170
0,130
Марка провода
А-35
А-50
А-70
А-95
А-120
А-150
А-185
АС-35
АС-50
АС-70
АС-95
АС-120
АС-150
АС-185
АСО-150
АСО-185
АСО-240
38
x0
Ом/км
0,438
0,427
0,417
0,406
0,400
0,398
0,386
0,438
0,427
0,417
0,436
0,400
0,398
0,386
0,398
0,386
0,200
Таблица п.3.3
Параметры проводов ВЛ 110 кВ
№
пп
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Марка провода
А-70
А-95
А-120
А-150
А-185
А-240
А-300
А-400
АС-70
АС-95
АС-120
АС-150
АС-185
АС-240
АС-300
АС-400
АСО-150
АСО-185
АСО-240
АСО-300
АСО-400
r0
Ом/км
0,450
0,330
0,270
0,210
0,170
0,130
0,107
0,080
0,450
0,330
0,270
0,210
0,170
0,130
0,107
0,090
0,210
0,170
0,130
0,107
0,080
39
x0
Ом/км
0,440
0,429
0,423
0,416
0,409
0,401
0,392
0,382
0,440
0,429
0,423
0,416
0,386
0,401
0,392
0,382
0,416
0,409
0,401
0,392
0,382
ΔQВЛ
квар/км
34
35
36
36,4
37
38
38,4
38,6
34
35
36
36,5
37
38
38,5
38,6
36,5
37
38
38,5
38,6
Приложение 4. ПАРАМЕТРЫ КАБЕЛЕЙ
Таблица п.4.1
Расчетные данные кабелей с бумажной изоляцией
№
п
п
Сечение
мм2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
300
400
r0
Ом/км
6 кВ
медные
жилы
алюмини
евые
жилы
x0
Ом/км
1,84
1,15
0,74
0,52
0,37
0,26
0,194
0,153
0,122
0,099
0,077
0,061
0,046
3,1
1,94
1,24
0,89
0,62
0,443
0,326
0,258
0,206
0,167
0,129
0,103
0,077
0,110
0,102
0,091
0,067
0,083
0,080
0,078
0,076
0,074
0,073
0,071
-
10 кВ
ΔQКЛ
квар/к
м
2,3
2,6
4,1
4,6
5,2
5,6
8,7
9,5
10,4
11,7
13,0
-
40
x0
Ом/км
0,113
0,099
0,095
0,090
0,086
0,083
0,081
0,079
0,077
0,075
-
ΔQКЛ
квар/к
м
5,9
8,6
10,7
11,7
13,5
15,6
16,9
18,3
20,0
21,5
-
20 кВ
x0
Ом/км
0,135
0,129
0,119
0,116
0,110
0,107
0,104
0,101
0,098
0,095
0,092
ΔQКЛ
квар/к
м
24,8
27,6
31,8
35,0
40,0
42,8
47,0
51,0
52,8
57,6
64,0
35 кВ
x0
Ом/км
0,120
0,116
0,113
0,110
0,097
-
ΔQКЛ
квар/к
м
99
112
115
119
127
-
Параметры кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена
Таблица п.4.2
Площадь
сечения, мм2
50
70
95
120
150
185
240
300
400
500
630
Кабели с медными жилами
r0, Ом/км
0,387
0,268
0,193
0,153
0,124
0,0991
0,0754
0,00601
0,047
0,0366
0,028
Iдоп, А
220
270
320
360
410
460
530
600
680
750
830
41
Кабели с алюминиевыми
жилами
r0, Ом/км
Iдоп, А
0,641
170
0,443
210
0,32
250
0,253
280
0,206
320
0,164
360
0,125
415
0,1
475
0,0778
540
0,0605
610
0,0464
680
ОБРАЗЕЦ
Приложение №_______
к договору №___________
от «____» ______________ ______г.
Приложение 5. ПОРЯДОК РАСЧЕТА
технологического расхода электроэнергии на ее транспортировку
от точки расчётного учета до границы балансовой принадлежности электросети
_____________________________________________________________________________
(наименование абонента)
_____________________________________________________________________________
(наименование объекта, адрес)
Исходные данные:
2. Расчетная схема
Граница балансовой принадлежности
3,0 км
10
10
Т1
630 кВА
2,0 км
0,4
0,4
Wh
3. Элементы схемы:
Участок воздушной линии 10 кВ:
Длина линии l ВЛ  3 (км).
Марка и сечение провода АС-35 ( r0 ВЛ  0,812 Ом/км; x0 ВЛ  0,37 Ом/км).
Силовой трансформатор 10 кВ 630 кВА:
Тип ТМ-630/10 ( Рхх  1,55 кВт; Qхх  12,6 квар; RТ  2,2 Ом; X Т  9,6 Ом).
Участок кабельной линии 0,4 кВ:
Длина линии l кл  2 (км).
Сведения для расчета:
42
Режим работы предприятия: одна смена (d=1,330).
Время работы в расчетном месяце Т п (ч) (принимается по таблице):
Февраль
январь
744
високосный
не
високосный
696
672
Март
апрель
май
июнь
июль
август
744
720
744
720
744
744
сентябрь октябрь
720
744
ноябрь
Декабрь
720
744
Потребление активной энергии за расчетный месяц (определяется показаниями расчетных
приборов учета электрической энергии):
Аа (кВт·ч)
4. Порядок расчета:
Пропуск реактивной энергии за расчетный месяц
А р  Аа  0,3288
(квар·ч).
Величина технологического расхода электрической энергии на участке кабельной линии
0,4 кВ
Если l<10 м, Акл  0 .
Пропуск активной энергии через трансформатор:
Аат  Аа (кВт·ч).
Величина технологического расхода электрической энергии в силовом трансформаторе
2
Аат
 Ар2
Аат  Т п  Рхх 
 RТ  d  10 3 (кВт·ч);
Т п  U н2
Аpт  Т п  Qхх 
2
Аат
 Ар2
Т п U
2
н
 X Т  d  10 3 (квар·ч).
Величина технологического расхода электрической энергии на участке воздушной линии
Аал 
Аат 2  А рт 2
Т раб  U
2
н
 R ВЛ  d  10 3 (кВт·ч); где R ВЛ  r0  l (Ом).
Суммарная величина технологического расхода электрической энергии
А  Акл  Аат  Аал (кВт·ч).

Энергоснабжающая организация
Абонент
М.П.
М.П.
____________________________________
____________________________________
(подпись, Ф.И.О.)
(подпись, Ф.И.О.)
Исполнитель ________________________
(подпись, Ф.И.О.)
43
Глава 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ........................................................................................................1
Глава 2. РАСЧЕТ ВЕЛИЧИНЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ НА ЕЕ ТРАНСПОРТИРОВКУ НА УЧАСТКЕ СЕТИ ОТ ГРАНИЦЫ
БАЛАНСОВОЙ ПРИНАДЛЕЖНОСТИ МЕЖДУ ПОТРЕБИТЕЛЕМ И
ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИЕЙ ДО ТОЧКИ РАСЧЕТНОГО УЧЕТА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ...........................................................................................................7
Глава 3. РАСЧЕТ ВЕЛИЧИНЫ ПОТЕРЬ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ НА УЧАСТКЕ СЕТИ
ОТ ГРАНИЦЫ БАЛАНСОВОЙ ПРИНАДЛЕЖНОСТИ МЕЖДУ ПОТРЕБИТЕЛЕМ И
ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИЕЙ ДО ТОЧКИ РАСЧЕТНОГО УЧЕТА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ .........................................................................................................11
Приложение 1. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ ..........................................................................................15
Приложение 1.1. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в силовом
трансформаторе ...............................................................................................................................15
Приложение 1.2. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в трансформаторе
...........................................................................................................................................................16
Приложение 1.3. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в трехобмоточном
трансформаторе ...............................................................................................................................17
Приложение 1.4. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в воздушной линии
напряжением 110 кВ .......................................................................................................................17
Приложение 1.5. Расчет величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в двух кабельных
линиях напряжением 110 кВ ..........................................................................................................18
Приложение 1.6. Расчет величины ТРЭТ в низковольтной сети ...............................................19
Приложение 1.7. Расчет суммарной величины ТРЭТ и потерь реактивной мощности в сети
110 кВ ...............................................................................................................................................20
Приложение 1.8. Расчет ТРЭТ на холостой ход трансформатора .............................................20
Приложение 1.9. Расчет ТРЭТ и потерь реактивной мощности абонентской сети
напряжением 10 кВ .........................................................................................................................21
Приложение 1.10. Расчет суммарных величин ТРЭТ двух субабонентов ................................24
Приложение 1.11. Расчет суммарных величин ТРЭТ абонента и энергоснабжающей
организации .....................................................................................................................................28
Приложение 1.12. Расчет величин ТРЭТ в сложных сетях ........................................................29
Приложение 2. ПАРАМЕТРЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ..........................................33
Параметры трансформаторов 6 кВ ................................................................................................33
Параметры трансформаторов 10 кВ ..............................................................................................34
Параметры трансформаторов 35 кВ ..............................................................................................35
Параметры трансформаторов 110 кВ ............................................................................................36
Приложение 3. ПАРАМЕТРЫ ПРОВОДОВ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ .........................................37
Параметры проводов ВЛ 6-20 кВ ..................................................................................................37
Параметры проводов ВЛ 35 кВ .....................................................................................................38
Параметры проводов ВЛ 110 кВ ...................................................................................................39
Приложение 4. ПАРАМЕТРЫ КАБЕЛЕЙ .......................................................................................40
Расчетные данные кабелей с бумажной изоляцией .....................................................................40
Параметры кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена.........................................................41
Приложение 5. ПОРЯДОК РАСЧЕТА ..............................................................................................42
44