ПОРЯДОК РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЕЕ ПЕРЕДАЧУ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ, УЧИТЫВАЕМОЙ ПРИ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТАХ ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ МЕЖДУ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИЕЙ И ПОТРЕБИТЕЛЕМ (АБОНЕНТОМ)

ПАРАДАК РАЗЛІКУ ВЕЛІЧЫНІ ТЭХНАЛАГІЧНАГА РАСХОДУ ЭЛЕКТРЫЧНАЙ ЭНЕРГІІ НА ЯЕ ПЕРАДАЧУ ПА ЭЛЕКТРЫЧНЫХ СЕТКАХ, ШТО ЎЛІЧВАЕЦЦА ПРЫ ФІНАНСАВЫХ РАЗЛІКАХ ЗА ЭЛЕКТРАЭНЕРГІЮ ПАМІЖ ЭНЕРГАЗАБЕСПЯЧЭНСКАЙ АРГАНІЗАЦЫЯЙ І СПАЖЫЎЦОМ (АБАНЕНТАМ)

Изменения и дополнения:

Изменение № 1 (зарегистрировано в Национальном реестре - № 8/36910 от 06.07.2021 г., введено в действие постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 1 марта 2021 г. № 14) <W02136910p>;

Изменение № 2 (зарегистрировано в Национальном реестре - № 8/36911 от 06.07.2021 г., введено в действие постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 15 мая 2021 г. № 31) <W02136911p>

––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Издание официальное

––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Минэнерго

Минск

––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Ключевые слова: абонент, субабонент, технические потери электроэнергии, точка измерения электроэнергии, расчетный учет электроэнергии, граница балансовой принадлежности, транзитные перетоки электроэнергии, энергоснабжающая организация

––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН и ВНЕСЕН научно-исследовательским и проектно-изыскательским республиканским унитарным предприятием «БЕЛЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» (РУП «Белэнергосетьпроект»)

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 22 июня 2017 г. № 19

3 ВВЕДЕН ВЗАМЕН ТКП 460-2012

Настоящий технический кодекс установившейся практики не может быть воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Министерства энергетики Республики Беларусь

–––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Издан на русском языке

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения, обозначения и сокращения

4 Общие положения

5 Исходные данные для расчета ТРЭТ

6 Методика расчета ТРЭТ

6.1 Расчет условно-постоянных технических потерь электрической энергии

6.2 Расчет условно-переменных технических потерь электрической энергии

6.3 Специфика расчета ТРЭТ в случаях наличия у абонента расчетной (коммерческой) АСКУЭ

6.4 Расчет ТРЭТ

6.5 Итоговый расчет ТРЭТ

7 Расчет корректирующих поправок к данным учета по ТРЭТ и корректировка данных учета электрической энергии

8 Расчет ТРЭТ от транзитных перетоков, ТРЭТ в электрической сети абонента, связанной с передачей электрической энергии субабоненту

Приложение А (рекомендуемое) Примеры Порядка расчета

Приложение Б (рекомендуемое) Справочные данные для линий и трансформаторов

Приложение В (рекомендуемое) Сведения о длительности электрических режимов при схеме электроснабжения, отличной от нормальной в течение расчетного периода

Библиография

ТЕХНИЧЕСКИЙ КОДЕКС УСТАНОВИВШЕЙСЯ ПРАКТИКИ

––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

ПОРЯДОК РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЕЕ ПЕРЕДАЧУ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ, УЧИТЫВАЕМОЙ ПРИ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТАХ ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ МЕЖДУ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИЕЙ И ПОТРЕБИТЕЛЕМ (АБОНЕНТОМ)

ПАРАДАК РАЗЛІКУ ВЕЛІЧЫНІ ТЭХНАЛАГІЧНАГА РАСХОДУ ЭЛЕКТРЫЧНАЙ ЭНЕРГІІ НА ЯЕ ПЕРАДАЧУ ПА ЭЛЕКТРЫЧНЫХ СЕТКАХ, ШТО ЎЛІЧВАЕЦЦА ПРЫ ФІНАНСАВЫХ РАЗЛІКАХ ЗА ЭЛЕКТРАЭНЕРГІЮ ПАМІЖ ЭНЕРГАЗАБЕСПЯЧЭНСКАЙ АРГАНІЗАЦЫЯЙ І СПАЖЫЎЦОМ (АБАНЕНТАМ)

PROCEDURE FOR CALCULATING VALUES OF TECHNOLOGICAL ELECTRICITY CONSUMPTION IN ITS TRANSMISSION OF ELECTRICAL NETWORKS USING IN FINANCIAL CALCULATIONS FOR ELECTRICITY SUPPLY BETWEEN THE ORGANIZATION AND CONSUMER

––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Дата введения 2017-09-01

1 Область применения

Настоящий технический кодекс применяется для определения ТРЭТ в участках электрических сетей между точкой измерения электрической энергии и границей балансовой принадлежности электрической сети при их несовпадении, ТРЭТ при транзите электроэнергии и ТРЭТ в электрической сети абонента при передаче электроэнергии субабоненту.

Действие настоящего технического кодекса распространяется на энергоснабжающие организации и потребителей электрической энергии (абонентов, субабонентов), заключивших с энергоснабжающей организацией договор электроснабжения, являющихся юридическими лицами или индивидуальными предпринимателями, зарегистрированными на территории Республики Беларусь, кроме бытовых абонентов.

Абонент энергоснабжающей организации по отношению к субабоненту является энергоснабжающей организацией.

2 Нормативные ссылки

В настоящем техническом кодексе использованы ссылки на следующие технические нормативные правовые акты и межгосударственные стандарты (далее – ТНПА):

СТБ 2096-2010 Автоматизированные системы контроля и учета электрической энергии. Общие технические требования

ГОСТ 31818.11-2012 (IEC 62052-11:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии

ГОСТ 12.1.009-2017 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Термины и определения

ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 18311-80 Изделия электротехнические. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения

ГОСТ 24291-90 Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения

ГОСТ 27744-88 Изоляторы. Термины и определения

ГОСТ 30331.1-2013 (IEC 60364-1:2005) Электроустановки низковольтные. Часть 1. Основные положения, оценка общих характеристик, термины и определения

Примечание – При пользовании настоящим техническим кодексом целесообразно проверить действие ссылочных документов на официальном сайте Национального фонда технических нормативных правовых актов в глобальной компьютерной сети Интернет.

Если ссылочные документы заменены (изменены), то при пользовании настоящим техническим кодексом следует руководствоваться действующими взамен документами. Если ссылочные документы отменены без замены, то положение, в котором дана ссылка на них, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем техническом кодексе применяют термины, установленные в СТБ 2096, ГОСТ 31818.11, ГОСТ 12.1.009, ГОСТ 12.1.030, ГОСТ 16504, ГОСТ 18311, ГОСТ 19431, ГОСТ 24291, ГОСТ 27744, ГОСТ 30331.1, [1], [2] а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 высшее номинальное напряжение ТЭС: Наивысшее номинальное напряжение элементов электрической сети, входящих в ТЭС.

3.1.2 дискретность учета электроэнергии: Задаваемый наименьший интервал времени, за который счетчиком(ами) измеряется электроэнергия и (или) средняя мощность. В Республике Беларусь дискретность учета электроэнергии, как правило, составляет 0,5 часа.

3.1.3 дисперсионный коэффициент: Повышающий коэффициент при расчете потерь электрической энергии, учитывающий неравномерность графика нагрузки в расчетный период.

3.1.4 дорасчет: Определение необходимых исходных данных для расчета расчетным путем на основе имеющихся исходных данных.

3.1.5 достаточная информационная обеспеченность: Необходимое и достаточное условие применения метода или формулы, предполагающее возможность получения необходимых исходных данных от счетчика(ов) или дорасчета (3.1.4) в соответствии с настоящим техническим кодексом.

3.1.6 класс номинального напряжения трансформатора: Значение из шкалы классов номинального напряжения (6; 10; 35; 110; 220; 330; 750 кВ), ближайшее к номинальному напряжению трансформатора.

3.1.7 корректирующие поправки: Расчетные поправки к данным измерения активной и реактивной электроэнергии счетчиком(ами) с целью их приведения к точке учета электрической энергии при несовпадении точек измерения электрической энергии и разграничения балансовой принадлежности (границы балансовой принадлежности) или точки подключения абонента к электрическим сетям энергоснабжающей организации.

3.1.8 мощность нагрузки узла линии: Суммарная мощность нагрузки, обусловленной электроприемниками, подключенными непосредственно к данному узлу.

3.1.9 несальдированная величина потребления электроэнергии: Собственно величина потребления электроэнергии без вычитания величины выдачи (отдачи) электроэнергии в электрическую сеть ЭСО.

3.1.10 номинальное напряжение линии электропередачи: Класс номинального напряжения линии из шкалы классов номинального напряжения, кВ: 0,38/0,22; 6; 10; 35;110; 220; 330; 750.

Примечание – При расчетах потерь электроэнергии в низковольтных линиях допускается использование значений номинального напряжения 0,4 и 0,23 кВ.

3.1.11 номинальное напряжение трансформатора: Высшее номинальное напряжение обмоток трансформатора.

3.1.12 однотипные линии: Линии одного номинального напряжения и исполнения (все воздушные либо все кабельные, один материал токоведущих жил), со сходным характером топологии и распределения нагрузки.

3.1.13 приведенная мощность нагрузки участка линии: Сумма установленных или расчетных мощностей нагрузки в узлах, запитанных через данный участок линии (непосредственно или транзитом).

3.1.14 приведенный расчетный ток нагрузки участка линии: Сумма расчетных или номинальных токов нагрузки в узлах, запитанных через данный участок линии (непосредственно или транзитом).

3.1.15 пропуск электрической энергии: Суммарное количество электрической энергии, переданной через элемент электрической сети в течение определенного времени.

3.1.16 исключен.

3.1.17 реверс мощности: Изменение направления потока активной и (или) реактивной энергии (мощности) в течение расчетного периода.

3.1.18 исключен.

3.1.19 тарифная зона: Промежутки времени суток, для которых применяются в расчетах между энергоснабжающей организацией и абонентом (потребителем) утвержденные в установленном законодательством порядке тарифы, дифференцированные по зонам суток, либо тарифные коэффициенты.

3.1.20 ток нагрузки узла линии: Суммарный ток нагрузки, обусловленной электроприемниками, подключенными непосредственно к данному узлу.

3.1.21 точка измерения электроэнергии: Физическая точка электроустановки, в которой проводятся прямые измерения величин и направления тока, напряжения и которая совпадает с точкой подключения трансформатора тока и (или) электросчетчика.

3.1.22 транзит электрической энергии (мощности):

1) Процесс транспортировки (передачи) электроэнергии (мощности) между двумя точками электрической сети, находящимися в собственности, хозяйственном ведении или оперативном управлении одного субъекта хозяйствования, по электрическим сетям, находящимся в собственности, хозяйственном ведении или оперативном управлении другого субъекта хозяйствования;

2) Процесс транспортировки (передачи) электроэнергии (мощности) от одного субъекта хозяйствования (энергоснабжающей организации) другому субъекту хозяйствования (абоненту/потребителю энергоснабжающей организации) через электрические сети, находящиеся в собственности, хозяйственном ведении или оперативном управлении третьего субъекта хозяйствования.

3.1.23 исключен.

3.1.24 узлы линии: Точки питания, точки ответвлений (отпаек), точки присоединения нагрузки.

3.1.25 условно-переменные (нагрузочные) технические потери электроэнергии: Составляющая технологического расхода (потерь) электроэнергии, зависящая от загрузки электрической сети.

3.1.26 условно-постоянные технические потери электроэнергии: Составляющие технологического расхода электрической энергии на ее транспортировку в элементах электрической сети и в оборудовании, которые не зависят от токов нагрузки или принимаются независимыми от токов нагрузки вследствие отсутствия практики их непосредственного расчета в зависимости от токов нагрузки.

3.1.27 участок линии: Часть линии, ограниченная двумя узлами.

Для обозначения обязательности выполнения требований настоящего технического кодекса применяются слова «должен», «следует», «необходимо» и производные от них. Слова «как правило» означают, что данное требование является преобладающим, а отступление от него должно быть обосновано. Слово «допускается» означает, что данное требование применяется в виде исключения как вынужденное. Слово «рекомендуется» означает, что данное решение является одним из лучших, но не обязательным.

3.2 Сокращения

В настоящем техническом кодексе применяют следующие сокращения:

АСКУЭ – автоматизированная система контроля и учета электроэнергии;

ВЛ – воздушная линия электропередачи;

ГБП – граница балансовой принадлежности;

КЛ – кабельная линия электропередачи;

КРМ – компенсация реактивной мощности;

СЭ – счетчик электроэнергии;

ТН – трансформатор напряжения;

ТРЭТ – технологический расход электрической энергии на ее транспортировку;

ТТ – трансформатор тока;

ТЭС – транзитная электрическая сеть;

ЭСО – энергоснабжающая организация;

ЭЭ – электроэнергия.

4 Общие положения

4.1 Количество потребленной активной и реактивной энергии для расчетов между ЭСО и потребителем (абонентом) определяется на основании показаний средств расчетного учета ЭЭ, как правило, устанавливаемых в точке учета ЭЭ на ГБП между ЭСО и потребителем (абонентом).

4.2 В случае временной неисправности средств расчетного учета электрической энергии величина потребленной энергии определяется в соответствии с [1].

4.3 Настоящий технический кодекс регламентирует методологию и порядок расчета следующих видов ТРЭТ:

1) ТРЭТ между точкой измерения ЭЭ и ГБП в случае их несовпадения;

2) ТРЭТ, связанный с транзитом электрической энергии (мощности);

3) ТРЭТ в электрической сети абонента, связанный с передачей ЭЭ субабоненту.

Кроме того, настоящий технический кодекс регламентирует принцип разделения ответственности за ТРЭТ по пункту 1). Принцип разделения ответственности по перечислениям 2) и 3) регламентируется [1].

4.4 ТРЭТ включает в себя технические потери активной и реактивной составляющих ЭЭ в линиях электропередачи, силовых трансформаторах (включая потери холостого хода) и других элементах электрической сети, расположенных на участке электрической сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП. Если договором электроснабжения или иным документом не предусмотрены финансовые расчеты за реактивную составляющую ЭЭ, расчет реактивных составляющих ТРЭТ не является обязательным.

4.5 Расчетным периодом для определения величины ТРЭТ является, как правило, один месяц. В то же время разработанная методика позволяет рассчитывать ТРЭТ для любого связного или несвязного периода времени. Распределение величины ТРЭТ по тарифным зонам суток расчетного периода допускается производить пропорционально количествам потребленной (выданной) в тарифных зонах суток ЭЭ.

4.6 В случаях, когда для целей расчетного учета электроэнергии применяются СЭ с функцией расчета потерь ЭЭ, ТРЭТ на участке электрической сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП рекомендуется определять по этим СЭ. Иначе ТРЭТ должен определяться расчетным путем. Если счетчик имеет возможность определять только часть составляющих ТРЭТ, то допускается комбинированный подход, когда часть составляющих ТРЭТ определяется счетчиком, а остальная часть – расчетным путем.

4.7 ТРЭТ на участке электрической сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП относится на одну из сторон договора электроснабжения в зависимости от того, где находится ГБП и на чьем балансе находится указанный участок.

4.8 Величина ТРЭТ учитывается в объемах полезного отпуска ЭЭ следующим образом: величина полезного отпуска ЭЭ, определенная на основании показаний средств расчетного учета электрической энергии, изменяется на величину рассчитываемой корректирующей поправки в соответствии с разделом 7 настоящего технического кодекса.

4.9 В случаях, когда на объекте(ах) потребителя электроприемники отключены по причине сезонного характера работ либо по иной причине, а силовой(ые) трансформатор(ы) продолжает(ют) работать на холостом ходу (без нагрузки), ЭСО рассчитывает и предъявляет к оплате величину потерь холостого хода силовых трансформаторов и величину потерь в линии(ях), питающей(их) такой трансформатор.

По взаимной договоренности ЭСО и абонента расчет величины ТРЭТ на участке линии электропередачи, питающей силовой трансформатор, работающий на холостом ходу, ввиду ее незначительности допускается не проводить.

4.10 Допускается при обоюдном согласии ЭСО и абонента не учитывать потери в линиях (участках линий): 0,38/0,22 кВ – длиной до 25 м, 10(6) кВ – длиной до 100 м.

4.11 ТРЭТ рассчитывается исходя из величин потребленной (выданной) активной и реактивной ЭЭ за расчетный период на основании показаний расчетных СЭ и в соответствии со схемой электроснабжения, указанной в акте разграничения балансовой принадлежности электрических сетей, который прилагается к договору электроснабжения.

4.12 Для последовательно соединенных (смежных) элементов электрической сети на участке между точкой измерения ЭЭ и ГБП расчет ТРЭТ следует начинать с элемента, оснащенного расчетным СЭ. Для расчета технических потерь в смежном элементе данные учета корректируются с учетом потерь в предшествующем элементе, а дисперсионный коэффициент, время потребления и время выдачи (отдачи) активной и реактивной мощности для смежных элементов допускается использовать одинаковые – определенные для первого элемента (оснащенного расчетным СЭ). По согласованию сторон допускается использовать данные технического учета ЭЭ на смежных элементах сети.

С целью упрощения расчетов допускается при обоюдном согласии ЭСО и абонента при расчете потерь в смежном элементе схемы не учитывать потери в предшествующем элементе.

4.13 Для каждого случая несовпадения точки измерения ЭЭ и ГБП проводится свой отдельный расчет ТРЭТ. В Порядке расчета ТРЭТ (далее – Порядок), являющемся неотъемлемой частью договора электроснабжения, допускается не дублировать описание методов расчета для одинаковых схем участков сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП. Если в разные месяцы года возможны случаи как наличия, так и отсутствия реверса активной ЭЭ (мощности), то допускается включать в Порядок описание и использовать для расчетов только метод расчета переменных (нагрузочных) потерь ЭЭ при возможности реверса ЭЭ (мощности) (6.2.2).

4.14 Порядок расчета величины ТРЭТ определяется представителями ЭСО в соответствии с настоящим техническим кодексом, согласовывается с потребителем (абонентом) и указывается в договоре электроснабжения в виде приложения (примерный вид формы порядка расчета приведен в приложении А к настоящему техническому кодексу). Данное требование в полной мере распространяется на абонентов, в свою очередь являющихся ЭСО по отношению к субабонентам.

4.15 Пересмотр порядка расчета величины ТРЭТ проводится при изменении схемы электроснабжения потребителя (в том числе нормальной схемы электроснабжения) и изменении ГБП и параметров элементов сети с момента фактического изменения после предоставления подтверждающих документов.

4.16 При появлении сомнений в правильности расчета и предъявления величины ТРЭТ потребитель (абонент) вправе потребовать от ЭСО предоставить подробный расчет.

4.17 В случае выявления ошибки в расчетах ЭСО проводит перерасчет за все расчетные месяцы, по которым выявлена ошибка, в пределах сроков исковой давности в соответствии с законодательством.

4.18 В суммарных величинах постоянной и переменной составляющих ТРЭТ по согласованию сторон и соответствующем обосновании также могут учитываться прочие постоянные и переменные потери ЭЭ, определение которых не регламентировано данным документом (например, расход ЭЭ в подстанционных распределительных устройствах, источниках основного и резервного питания в цепях автоматики, учета ЭЭ и др.).

4.19 Конечные результаты расчетов ТРЭТ и его составляющих в абсолютных единицах рекомендуется округлять до целых.

5 Исходные данные для расчета ТРЭТ

Таблица 5.1

6 Методика расчета ТРЭТ

6.1 Расчет условно-постоянных технических потерь электрической энергии

Постоянные технические потери активной и реактивной ЭЭ в двухобмоточном и трехобмоточном трансформаторе (потери в стали), соответственно кВт·ч и квар·ч:

Постоянные технические потери активной и реактивной ЭЭ в линии электропередачи, соответственно кВт·ч и квар·ч:

где DP_кор – среднемесячные потери мощности на корону в ВЛ 110 кВ и выше определяются в соответствии с ТНПА, при этом для ВЛ 110 кВ потери на корону допускается не учитывать;

Qз – зарядная мощность ВЛ или КЛ, квар;

tgd – тангенс угла диэлектрических потерь, для расчетов принимаются следующие значения:

Таблица 6.1 – Значения тангенса угла диэлектрических потерь tgd

Если в потребительских кабелях не представляется возможным или сопряжено с большими сложностями получение данных о количестве соединительных муфт, допускается принимать в расчетах значение tgd = 0,03 при сечении одной жилы до 3 х 95 мм² включительно и tgd = 0,025 – в остальных случаях.

Зарядная мощность воздушной линии Qз определяется по формулам (5) или (6), квар:

где U_нл – номинальное напряжение линии электропередачи, В.

Потери в ТТ, относящихся к участку сети между ГБП и точкой(ами) измерения ЭЭ, определяются в соответствии с таблицей 6.2.

Таблица 6.2 – Средние месячные значения активной составляющей потерь электроэнергии в группе измерительных трансформаторов тока, DWa_ТТ, кВт·ч

Потери в ТН, относящихся к участку сети между ГБП и точкой(ами) измерения ЭЭ, определяются в соответствии с таблицей 6.3.

Таблица 6.3 – Средние месячные значения активных потерь электроэнергии в трехфазном измерительном трансформаторе напряжения или группе однофазных измерительных трансформаторов напряжения, DWa_ТН, кВт·ч

В суммарных величинах постоянной и переменной составляющих ТРЭТ по согласованию сторон и соответствующем обосновании также могут учитываться прочие постоянные и переменные потери ЭЭ, определение которых не регламентировано настоящим техническим кодексом (например, расход ЭЭ в подстанционных распределительных устройствах, источниках основного и резервного питания в цепях автоматики, учета ЭЭ и др.).

6.2 Расчет условно-переменных технических потерь электрической энергии

6.2.1 Расчет условно-переменных технических потерь электрической энергии при невозможности реверса активной электрической энергии (мощности) за расчетный период

6.2.1.1 Если информацию о месячном потреблении реактивной энергии, W_р, по показаниям средств расчетного (технического) учета реактивной электрической энергии получить невозможно, то она должна рассчитываться по формуле (7), квар·ч:

где tgj выбирается из таблицы 6.4.

Таблица 6.4 – Значения tgj для разных видов запитанных электроприемников и их групп

Дисперсионный коэффициент, учитывающий увеличение потерь в зависимости от неравномерности графика нагрузки, выбирается по таблице 6.5.

Таблица 6.5 – Значения d для разных видов запитанных электроприемников и их групп

Для последовательных участков без промежуточного отбора мощности допускается применять одинаковые дисперсионные коэффициенты.

6.2.1.2 Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в двухобмоточном трансформаторе составят, соответственно кВт·ч и квар·ч:

Величины переменных технических потерь (активная и реактивная составляющие) в трехобмоточном трансформаторе определяются путем умножения соответствующих величин в двухобмоточном трансформаторе такой же мощности на коэффициент, равный 1,5. Это относится и к трансформаторам типов ТРДН, ТРДЦН.

При отсутствии счетчиков со стороны высшего напряжения величины W_а и W_р определяются как суммы соответствующих потоков ЭЭ по остальным обмоткам (низшего и среднего напряжения).

6.2.1.3 Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в линии электропередачи составят, соответственно кВт·ч и квар·ч:

Примечание – Активное сопротивление линии R_л при отсутствии паспортных данных или результатов испытаний определяется как произведение соответствующего справочного значения удельного активного сопротивления линии r₀ на длину линии L_л:

.

6.2.1.4 Для последовательно соединенных элементов электрической сети между точками учета и измерения ЭЭ без ответвлений при расчете нагрузочных потерь ЭЭ можно использовать одинаковый дисперсионный коэффициент. При этом последовательно соединенные элементы сети могут быть представлены эквивалентным активным и эквивалентным индуктивным сопротивлениями, определяемыми как суммы соответственно активных и индуктивных сопротивлений последовательно соединенных элементов.

6.2.1.5 Для однофазной линии номинального напряжения 0,22 кВ потери реактивной ЭЭ принимаются равными 0, а потери активной ЭЭ определяются следующим образом:

где cosφ = 0,995; U_нл = 0,22 кВ, а активное сопротивление однофазной линии (участка однофазной линии) R_л определяется как сумма сопротивлений фазного и нулевого проводов:

6.2.1.6 В случаях, когда транспорт электроэнергии от ЭСО к электроприемникам абонента осуществляется по линии с неразветвленной или древовидной схемой, с распределенной нагрузкой и с расчетным учетом «в голове»¹ (рисунок 6.1), для расчета ТРЭТ в этой линии по указанным формулам следует использовать ее эквивалентное сопротивление, определяемое по одной из формул:

где R_э – эквивалентное активное сопротивление линии, Ом;

n – количество участков линии, шт.;

m – количество узлов линии, имеющих присоединенные нагрузки, шт.;

R_i – активное сопротивление i-го участка линии, Ом;

I_k – расчетный или номинальный ток нагрузки в k-ом узле, А;

S_k – расчетная или установленная мощность нагрузки в k-ом узле, кВА;

Iп_i – приведенный расчетный ток нагрузки i-го участка, А;

Sп_i – приведенная мощность нагрузки i-го участка, кВА.

______________________________

¹ Наиболее частый пример – линия наружного освещения.

Для линий 0,38 кВ и 0,22 кВ, где невозможно или сопряжено со значительными трудностями получение данных по каждому узлу об установленной или присоединенной мощности, расчетном токе, а также для линий наружного освещения 0,38 или 0,22 кВ возможно применение упрощенной формулы

где k = 0,44 – для линии с неразветвленной схемой, k = 0,33 – для линии с древовидной схемой;

g = 1 – для трехфазной линии, g = 2 – для однофазной линии;

F_Г – сечение фазного провода головного участка, мм²;

L_л – суммарная длина участков линии, км;

r – удельное электрическое сопротивление материала провода (кабеля), Ом·мм²/м, принимается равным для меди – 0,018, для алюминия – 0,028, для стали – 0,125.

Рисунок 6.1 – Примеры неразветвленной и древовидной схемы линии с распределенной электрической нагрузкой

6.2.1.7 Индуктивные эквивалентные сопротивления для элементов электрической сети выше 0,38 кВ определяются аналогично активным сопротивлениям.

6.2.1.8 Для описанных в 6.2.1.6 случаев при расчете нагрузочных потерь ЭЭ в линиях 0,38 кВ в формулы (10)–(12) вместо R_л и X_л подставляются соответственно значения R_э и X_э.

6.2.1.9 Если ЭЭ транспортируется до точек раздела балансовой принадлежности ЭСО с абонентом(ами) по группе линий (две или более) номинального напряжения 0,38 или 0,22 кВ, а расчетный учет у этих линий один – общий в «голове» (рисунок 6.2), то расчет ТРЭТ в этих линиях производится с применением формул (10)–(13), но в расчете вместо R_л используется активное эквивалентное сопротивление группы линий R_э, R_э может быть определено по одной из формул:

где R_э – эквивалентное активное сопротивление группы линий, Ом;

Rл_k – активное сопротивление k-й линии, Ом;

n – количество линий в группе, шт.;

Iр_k – расчетный ток k-й линии (или ее головного участка), А. В качестве Iр_k могут быть использованы номинальные токи коммутационных аппаратов или трансформаторов тока, установленных на головных участках линий, А;

S_k – суммарная установленная или расчетная мощность электроприемников, запитанных от k-й линии, кВА.

Для линий группы, имеющих неразветвленную или древовидную структуру и распределенную нагрузку, можно определять сопротивления как эквивалентные по формулам (14)–(16).

Применение упрощенной формулы (19) допускается по согласованию сторон в тех случаях, когда получение данных о величинах Iр_k, S_k сопряжено со значительными трудностями.

Рисунок 6.2 – Случай питания абонента по нескольким линиям с одним общим расчетным учетом электрической энергии

В особых случаях по согласованию сторон также допускается расчет эквивалентного сопротивления группы однотипных линий номинального напряжения 0,38/0,22 кВ с общим учетом ЭЭ в один шаг по упрощенной формуле

где n_л – количество линий в данной группе, шт.;

F_Г – сечение головного участка – среднее по группе или взятое по преобладающему признаку, мм².

Если по формуле (10) или (12) определяются технические потери активной ЭЭ для группы однотипных линий 0,38/0,22 кВ с общим учетом ЭЭ, в качестве Rл используется расчетное значение эквивалентного сопротивления группы (см. ниже) и при этом линии в группе имеют разную балансовую принадлежность, то результат расчета (суммарные потери ЭЭ в группе) распределяется поровну между линиями группы. В свою очередь для линий группы, имеющих участки разной балансовой принадлежности, балансовая принадлежность в расчетах определяется по балансовой принадлежности головного участка.

6.2.1.10 С целью упрощения проведения помесячных расчетов ТРЭТ при возможности принятия допущения о неизменности схемы допускается:

а) рассчитывать эквивалентные сопротивления линий и групп линий один раз в три года (срок пересмотра договорной документации потребителей) и использовать рассчитанные значения в помесячных расчетах ТРЭТ;

б) для случаев со стабильным характером потребления и графиком нагрузки – производить годовой расчет по базовому (последнему истекшему) году и распространять его с помесячным разделением равными частями по месяцам текущего года, с коррекцией по результатам годового расчета по текущему году после его истечения. Данное упрощение в общем случае требует согласования сторон, но безусловно распространяется на следующие категории потребителей:

– организации Министерства жилищно-коммунального хозяйства (ЖРЭТ, горсвет, водоканал, трамвайно-троллейбусное управление, райкомхозы, организации ЖКХ);

– организации, оказывающие услуги населению в сельской местности;

– организации Министерства здравоохранения (ФАП, больницы, поликлиники и др.);

– организации, оказывающие услуги связи.

6.2.1.11 Для расчета переменной составляющей ТРЭТ в участках сети со сложной топологией, расположенных между точкой измерения ЭЭ и ГБП, по соглашению сторон допускается использовать упрощенный метод, изложенный в разделе 8, по формулам (52), (53).

6.2.1.12 Если в течение расчетного периода происходили изменения схемы по отношению к нормальной схеме, приводящие к существенным изменениям энергораспределения в участке сети, для которого ТРЭТ рассчитывается в соответствии с 6.2.1.10 либо через определение эквивалентных сопротивлений групп линий, то нагрузочные потери ЭЭ в данном участке сети за данный расчетный период умножаются на повышающий коэффициент k_нн, который определяется по формуле

где Т_нн – длительность электрических режимов при схеме электроснабжения, отличной от нормальной, ч.

6.2.1.13 В случаях реверса реактивной ЭЭ (мощности) без реверса активной величина ТРЭТ рассчитывается в соответствии с 6.2.1, устанавливающим порядок расчета потерь при невозможности реверса активной мощности за расчетный период. При этом значение W_р принимается равным сумме абсолютных значений потребления (приема) и выдачи (отдачи) реактивной составляющей ЭЭ за расчетный период.

6.2.2 Расчет условно-переменных технических потерь электрической энергии при возможности реверса активной электрической энергии (мощности)

6.2.2.1 Расчет условно-переменных технических потерь ЭЭ в элементах электрической сети при возможности реверса активной ЭЭ (мощности) ведется раздельно для режимов потребления и выдачи (отдачи).

6.2.2.2 Если информацию о месячном потреблении и выдаче (отдаче) реактивной энергии по показаниям средств расчетного (технического) учета реактивной электрической энергии получить невозможно, то она определяется следующим образом, квар·ч:

6.2.2.3 Если время приема и время выдачи (отдачи) активной мощности определить не представляется возможным, то эти величины можно определить по приближенной формуле

Если время отдачи, определенное по (24) или иным образом, оказывается , то принимается:

В случае применения формулы (26) расчет производится, как для случая без реверса, при этом к значениям потребления (приема) активной и реактивной ЭЭ прибавляются соответствующие абсолютные значения выдачи (отдачи) ЭЭ.

Аналогичным образом следует поступать, если T_a < 1. Тогда следует производить расчет, как для случая с отсутствием реверса, когда имеет место только выдача (отдача) ЭЭ.

Время потребления (приема) и время выдачи (отдачи) реактивной мощности могут быть рассчитаны аналогичным образом, как по формулам для активной мощности.

Если в течение расчетного периода потоки активной и реактивной мощности всегда были сонаправлены, то время приема и время выдачи (отдачи) реактивной мощности принимаются соответственно равными времени потребления (приема) и времени выдачи (отдачи) мощности.

6.2.2.4 Коэффициенты заполнения графика нагрузки при потреблении (приеме) и выдаче (отдаче) ЭЭ соответственно:

6.2.2.5 Дисперсионные коэффициенты при потреблении (приеме) и выдаче (отдаче) ЭЭ соответственно:

В случаях отсутствия достоверных исходных данных для расчета дисперсионных коэффициентов по формулам (27)–(30) соответствующие дисперсионные коэффициенты следует принимать равными 1,33.

6.2.2.6 Если в течение расчетного периода потоки активной и реактивной мощности всегда были однонаправленными, то полная (кажущаяся) ЭЭ определяется следующим образом:

при потреблении (приеме):

при выдаче (отдаче):

6.2.2.7 Если в течение расчетного периода потоки активной и реактивной мощности в отдельных режимах имели разное направление, то полная (кажущаяся) ЭЭ определяется следующим образом:

при потреблении (приеме):

при выдаче (отдаче):

где

6.2.2.8 Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в двухобмоточном трансформаторе составят:

потери активной ЭЭ при потреблении (приеме) активной ЭЭ, кВт·ч:

потери активной ЭЭ при выдаче (отдаче) активной ЭЭ, кВт·ч:

потери реактивной ЭЭ при потреблении (приеме) реактивной ЭЭ, квар·ч:

потери реактивной ЭЭ при выдаче (отдаче) реактивной ЭЭ, квар·ч:

6.2.2.9 Величины потерь в трехобмоточном трансформаторе определяются путем умножения соответствующих величин в двухобмоточном трансформаторе такой же мощности на коэффициент 1,5. Это относится и к трансформаторам типов ТРДН, ТРДЦН.

6.2.2.10 Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в линии электропередачи при наличии реверса ЭЭ (мощности) определяются по формулам, аналогичным (27)–(39), на основании формул (3), (4), (10)–(12). Для линий 0,38/0,22 кВ переменные потери реактивной ЭЭ принимаются равными нулю.

6.2.2.11 Для последовательно соединенных элементов электрической сети без ответвлений можно использовать одинаковый дисперсионный коэффициент. При этом последовательно соединенные элементы сети могут быть представлены эквивалентным активным и эквивалентным индуктивным сопротивлениями, определяемыми как суммы соответственно активных и индуктивных сопротивлений последовательно соединенных элементов.

6.2.2.12 Действие 6.2.1.11 и 6.2.1.12 распространяется и на случаи с возможным реверсом активной мощности.

6.3 Специфика расчета ТРЭТ в случаях наличия у абонента расчетной (коммерческой) АСКУЭ

6.3.1 При наличии у абонентов расчетной (коммерческой) АСКУЭ с дискретностью учета не реже одного часа рекомендуется проводить расчет переменных потерь ЭЭ за месяц на основе соответствующих величин, рассчитываемых в темпе процесса или в отложенном режиме за каждый промежуток времени t_опр между очередными измерениями ЭЭ.

6.3.2 Расчет переменных потерь ЭЭ для каждого промежутка времени (отдельно для активной и реактивной составляющих) проводится с использованием данных СЭ для этого промежутка по методам, изложенным в 6.1, 6.2. При этом для каждого промежутка расчетное время равно его длительности, т.е. Т = t_опр. Дисперсионные коэффициенты d для расчета переменных (нагрузочных) потерь в линиях и трансформаторах принимают следующие значения:

Таблица 6.6 – Значения d для разных частот опроса СЭ при расчете ТРЭТ по данным АСКУЭ

Активная и реактивная составляющие суммарных переменных потерь ЭЭ за месяц определяются суммированием соответствующих величин, определенных за все входящие промежутки времени.

6.3.3 При наличии возможности получения от счетчиков в АСКУЭ величин модуля напряжения на шинах ВН трансформаторов рекомендуется проводить уточненный расчет постоянных потерь (потерь в стали) ЭЭ трансформаторов на каждом промежутке, соответственно кВт·ч и квар·ч:

где U – среднее на промежутке времени значение модуля напряжения на шинах ВН, кВ.

Активная и реактивная составляющие ТРЭТ за месяц определяются суммированием соответствующих величин технических потерь, определенных за все входящие промежутки времени.

6.4 Расчет ТРЭТ

ТРЭТ (активная и реактивная составляющие) в линии электропередачи, трансформаторе, соответственно кВт·ч и квар·ч:

6.5 Итоговый расчет ТРЭТ

Суммарная величина ТРЭТ определяется как сумма полных потерь во всех расположенных на участке электрической сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП элементах электрической сети и потерь в относящихся к данному участку сети ТТ.

7 Расчет корректирующих поправок к данным учета по ТРЭТ и корректировка данных учета электрической энергии

7.1 Постоянные потери активной ЭЭ при потреблении активной ЭЭ, кВт·ч:

7.2 Активная составляющая ТРЭТ при потреблении из сети активной ЭЭ, кВт·ч:

7.3 Постоянные потери активной ЭЭ при выдаче (отдаче) в сеть активной ЭЭ, кВт·ч:

7.4 Активная составляющая ТРЭТ при выдаче (отдаче) в сеть активной ЭЭ, кВт·ч:

7.5 Постоянные потери реактивной ЭЭ при потреблении реактивной ЭЭ, квар·ч:

7.6 Реактивная составляющая ТРЭТ при потреблении из сети реактивной ЭЭ, квар·ч:

7.7 Постоянные потери реактивной ЭЭ при выдаче (отдаче) в сеть реактивной ЭЭ, квар·ч:

7.8 Реактивная составляющая ТРЭТ при выдаче (отдаче) в сеть реактивной ЭЭ, квар·ч:

7.9 Корректирующие поправки для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ для разных случаев наличия или отсутствия реверса активной и реактивной мощности сведены в таблицу 7.1.

7.10 Данные учета ЭЭ корректируются путем добавления к величинам потребления и отдачи активной и реактивной мощности соответствующих корректирующих поправок из таблицы 7.1. Если в результате коррекции обнаруживается отрицательная величина потребления активной и (или) реактивной мощности, то модуль соответствующей величины добавляется к аналогичной величине выдачи (отдачи), а данная позиция приравнивается к нулю. Аналогично, если в результате обнаруживается отрицательная величина выдачи (отдачи) активной и (или) реактивной мощности, то модуль соответствующей величины добавляется к аналогичной величине потребления, а данная позиция приравнивается к нулю. Приведенные значения данных учета ЭЭ с учетом поправок приведены в Таблице 7.2.

Таблица 7.1 – Корректирующие поправки к данным учета электрической энергии

Таблица 7.2 – Приведенные (скорректированные) данные учета электрической энергии

8 Расчет ТРЭТ от транзитных перетоков, ТРЭТ в электрической сети абонента, связанной с передачей электроэнергии субабоненту

8.1 Поскольку определение указанных составляющих может быть сопряжено с серьезными техническими сложностями при заведомо несущественных результатах расчета, стороны по взаимной договоренности могут не учитывать указанные составляющие.

8.2 Расчет ТРЭТ от транзитных перетоков и расчет ТРЭТ в электрической сети абонента, связанный с передачей электроэнергии субабоненту, проводятся на основе одной и той же методики, приведенной ниже. С целью обеспечения универсальности и наглядности изложения методики вводятся понятия субъектов А, В и С, в зависимости от вида расчета играющих роль определенных субъектов (таблица 8.1).

Таблица 8.1 – Определение ролей субъектов А, В, С

ТРЭТ во внутренних электрических сетях субъекта В, обусловленный передачей ЭЭ от субъекта А к субъекту С, определяется следующим образом:

1) в электрических сетях субъекта В выделяется ТЭС;

2) определяется высшее номинальное напряжение ТЭС;

3) определяются величины суммарного поступления активной и реактивной ЭЭ в ТЭС за расчетный период, соответственно кВт·ч, квар·ч: и . В случаях реверса активной мощности за расчетный период поступлением ЭЭ является несальдированная величина потребления ЭЭ;

4) определяются величины суммарного поступления активной и реактивной ЭЭ в электрические сети субъекта С из ТЭС за расчетный период: и . В случаях реверса активной мощности за расчетный период поступлением ЭЭ является несальдированная величина потребления ЭЭ;

5) для ТЭС определяется ТРЭТ за расчетный месяц как сумма ТРЭТ элементов электрической сети, входящих в ТЭС, без учета потерь холостого хода трансформаторов (если это не оговорено иным образом с документальным подтверждением). Для последовательно соединенных элементов сети, входящих в ТЭС, при расчете переменных потерь применяются методы, изложенные в разделе 6. Для схем со сложной топологией допускается проводить упрощенный расчет переменных потерь по следующим формулам, соответственно кВт·ч и квар·ч:

где k выбирается из таблицы 8.2.

Таблица 8.2 – Значения коэффициента k

Данный способ определения нагрузочных потерь ЭЭ в ТЭС допускается применять для расчета переменной составляющей ТРЭТ в участках сети со сложной топологией, расположенных между ГБП и точкой измерения ЭЭ.

6) если по ТЭС запитаны только электроприемники субъекта С, то переменные потери в ТЭС целиком относятся на субъект С, иначе они подлежат распределению между субъектами. На субъект С относится часть ТРЭТ в ТЭС:

7) если данные о величине выдачи (отдачи) реактивной энергии субъекту С из сети субъекта B за расчетный период по показаниям средств расчетного учета реактивной электрической энергии получить невозможно, то указанная величина рассчитывается по формуле, квар·ч:

где tg j выбирается из таблицы 6.4.

Примечание – Допускается принимать равными за расчетный период потоки ЭЭ через линии, отходящие от одной шины или секции шин, когда линии не оснащены средствами учета ЭЭ, при расчетах потерь ЭЭ от транзитных перетоков и (или) потерь ЭЭ, относящихся на субабонентов.

ПРИМЕРЫ ПОРЯДКА РАСЧЕТА

А.1 Пример 1

А.1.1 К шинам 110 кВ понижающей ПС 330/110/10 кВ подключен абонентский силовой двухобмоточный трансформатор 110 кВ номинальной мощностью 25 000 кВА, от шин низшего напряжения которого питается предприятие, работающее в две смены, средства КРМ отсутствуют.

От электрических сетей предприятия питаются два субабонента, характер нагрузки – мелкое производство, односменный режим работы, расчет за активную ЭЭ, средства КРМ отсутствуют.

Требуется рассчитать:

ЭСО – ТРЭТ в абонентском трансформаторе между точкой измерения и ГБП между ЭСО и абонентом, корректирующие поправки к учету ЭЭ, скорректированные данные учета ЭЭ.

Абоненту – относящуюся на субабонентов активную составляющую ТРЭТ от передачи ЭЭ по сетям предприятия.

Рисунок А.1 – Общая схема энергообъектов

А.1.2 Пример Порядка расчета ТРЭТ для взаиморасчетов между ЭСО и абонентом

ОБРАЗЕЦ

Порядок расчета

технологического расхода электрической энергии

на ее транспортировку от точки расчетного учета до границы балансовой принадлежности энергоснабжающей организации, корректирующих поправок (ТКП 460-2017 (33240))

_________________________________________________________________________

(наименование абонента)

_________________________________________________________________________

(наименование объекта, адрес)

Рисунок А.2 – Расчетная схема

Таблица А.1 – Исходные данные

А.1.2.1 Порядок расчета

1) Реактивное потребление ЭЭ, квар·ч:

2) Постоянные технические потери (потери в стали) активной и реактивной ЭЭ в двухобмоточном трансформаторе, соответственно кВт·ч и квар·ч:

3) Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в двухобмоточном трансформаторе, соответственно кВт·ч и квар·ч:

4) Потери в трансформаторах тока 10 кВ DW_а^тт, кВт·ч, определяются по таблице 6.2. Потери в трансформаторах напряжения 10 кВ DW_а^тн, кВт·ч, определяются по таблице 6.3.

5) Активная составляющая ТРЭТ, кВт·ч, равна

6) Реактивная составляющая ТРЭТ, квар·ч, равна

7) Корректирующие поправки к данным активного и реактивного учета ЭЭ, соответственно кВт·ч и квар·ч:

8) Скорректированные данные активного и реактивного учета ЭЭ, соответственно кВт·ч и квар·ч:

9) Активная составляющая ТРЭТ без учета потерь холостого хода трансформатора, кВт·ч:

10) Реактивная составляющая ТРЭТ без учета потерь холостого хода трансформатора, квар·ч:

А.1.2.2 Представление результатов расчета

Таблица А.2

Расчетный месяц: __________________ ________ года

А.1.2.3 Пример расчета с подстановкой числовых значений

Таблица А.3 – Исходные данные

1) Реактивное потребление ЭЭ известно, расчет не требуется.

2) Постоянные технические потери (потери в стали) активной и реактивной ЭЭ в двухобмоточном трансформаторе, соответственно кВт·ч и квар·ч:

3) Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в двухобмоточном трансформаторе, соответственно кВт·ч и квар·ч:

где d = 1,7 (таблица 6.5, принято из условия преобладания нагрузки с режимом работы в две смены).

4) Потери в трансформаторах тока 10 кВ согласно таблице 6.2 DW_а^тт = 8,3 кВт·ч, потери в трансформаторах напряжения 10 кВ согласно таблице 6.3 DW_а^тн = 158 кВт·ч.

5) Активная составляющая ТРЭТ, кВт·ч, равна

6) Реактивная составляющая ТРЭТ, квар·ч, равна

7) Корректирующие поправки к данным активного и реактивного учета ЭЭ (по таблице 7.1), соответственно кВт·ч и квар·ч:

8) Скорректированные данные активного и реактивного учета ЭЭ (по таблице 7.2), соответственно кВт·ч и квар·ч:

9) Активная составляющая ТРЭТ без учета потерь холостого хода трансформатора, кВт·ч:

10) Реактивная составляющая ТРЭТ без учета потерь холостого хода трансформатора, квар·ч:

Таблица А.4 – Результаты расчета

Расчетный месяц: октябрь ________ года

А.1.3 Пример Порядка расчета ТРЭТ для взаиморасчетов между абонентом и субабонентом 1

ОБРАЗЕЦ

Порядок расчета

относящейся на субабонента 1 активной составляющей ТРЭТ

от передачи электрической энергии по электрическим сетям абонента (ТКП 460-2017 (33240))

_________________________________________________________________________

(наименование абонента)

_________________________________________________________________________

(наименование объекта, адрес)

Таблица А.5 – Исходные данные

Рисунок А.3 – Расчетная схема

А.1.3.1 Порядок расчета

1) В ТЭС входит трансформатор 110 кВ номинальной мощностью 25 000 кВА.

2) Поступление ЭЭ (активная и реактивная составляющие) в ТЭС равно поступлению в трансформатор, соответственно кВт·ч и квар·ч:

3) Относящаяся на субабонента 1 активная составляющая ТРЭТ в ТЭС, кВт·ч:

4) Относящаяся на субабонента 1 реактивная составляющая ТРЭТ в ТЭС, квар·ч:

А.1.3.2 Представление результатов расчета

Таблица А.6

Расчетный месяц: ________________ __________ года

А.1.3.3 Пример расчета с подстановкой числовых значений

Таблица А.7 – Исходные данные

1) В ТЭС входит трансформатор 110 кВ номинальной мощностью 25 000 кВА.

2) Поступление ЭЭ (активная и реактивная составляющие) в ТЭС равно поступлению в трансформатор, соответственно кВт·ч и квар·ч:

3) Относящаяся на субабонента 1 активная составляющая ТРЭТ в ТЭС, кВт·ч:

4) Относящаяся на субабонента 1 реактивная составляющая ТРЭТ в ТЭС, квар·ч:

Таблица А.8

Расчетный месяц: октябрь __________ года

А.1.4 Пример Порядка расчета ТРЭТ для взаиморасчетов между абонентом и субабонентом 2

ОБРАЗЕЦ

Порядок расчета

относящейся на субабонента 2

активной составляющей ТРЭТ от передачи электрической энергии
по электрическим сетям абонента (ТКП 460-2017 (33240))

__________________________________________________________________________

(наименование абонента)

__________________________________________________________________________

(наименование объекта, адрес)

Рисунок А.4 – Расчетная схема

Таблица А.9 – Исходные данные

А.1.4.1 Порядок расчета

1) Потребление реактивной ЭЭ субабонентом 2, квар·ч:

2) В ТЭС входит трансформатор 110 кВ номинальной мощностью 25 000 кВА.

3) Поступление ЭЭ (активная и реактивная составляющие) в ТЭС равно поступлению в трансформатор, кВт·ч и квар·ч:

4) Относящаяся на субабонента 2 активная составляющая ТРЭТ от передачи ЭЭ субабоненту 2, кВт·ч:

5) Относящаяся на субабонента 2 реактивная составляющая ТРЭТ от передачи ЭЭ субабоненту 2, квар·ч:

А.1.4.2 Представление результатов расчета

Таблица А.10

Расчетный месяц: _____________________ __________ года

А.1.4.3 Пример расчета с подстановкой числовых значений

Таблица А.11 – Исходные данные

1) Потребление реактивной ЭЭ субабонентом 2, квар·ч:

где tgj = 0,88 (таблица 6.4).

2) В ТЭС входит трансформатор 110 кВ номинальной мощностью 25 000 кВА.

3) Поступление ЭЭ (активная и реактивная составляющие) в ТЭС равно поступлению в трансформатор, кВт·ч и квар·ч:

4) Относящаяся на субабонента 2 активная составляющая ТРЭТ от передачи ЭЭ субабоненту 2, кВт·ч:

5) Относящаяся на субабонента 2 реактивная составляющая ТРЭТ от передачи ЭЭ субабоненту 2, квар·ч:

Таблица А.12

Расчетный месяц: октябрь __________ года

А.2 Пример 2

А.2.1 Имеется два абонента одной ЭСО: абонент 1 и абонент 2. При этом абонент 2 получает электроснабжение транзитом через электрические сети абонента 1.

От центра питания 110 кВ одноцепной линией 110 кВ (марка провода АС-240, длина 12 км) запитана однотрансформаторная ПС 110/10 кВ, трехобмоточный трансформатор мощностью 40 000 кВА. Данная ПС относится к абоненту 1. ГБП между ЭСО и абонентом 1 находится на шинах 110 кВ указанной ПС. Точка расчетного учета электроэнергии – в ячейке линии 110 кВ на питающей ПС.

От шин 10 кВ указанной ПС в числе прочих абонентских кабельных линий 10 кВ отходят две КЛ (КЛ-1 и КЛ-2) 10 кВ (длина – 3 км, сечение кабеля с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами – 120 мм², среднее число соединительных муфт на 1 км – до 4 шт., и эти КЛ питают ТП 10/0,38 кВ, относящуюся к абоненту 2). Точки измерения ЭЭ находятся на вводах 10 кВ в ТП 10/0,38 кВ. Нагрузка абонента 2 относится к категории мелкомоторного производства, работа в три смены.

Рисунок А.5 – Общая схема объектов

Требуется рассчитать:

ЭСО – ТРЭТ в линии 110 кВ между точкой измерения и ГБП ЭСО с абонентом, корректирующие поправки к расчетному учету ЭЭ, скорректированные данные расчетного учета ЭЭ.

Абоненту – ТРЭТ в трансформаторе и относящиеся на абонента 2 потери от транзитных перетоков ЭЭ, ТРЭТ в кабелях 10 кВ между точками расчетного учета ЭЭ и ГБП между абонентом 1 и абонентом 2, корректирующие поправки к учету ЭЭ, скорректированные данные расчетных учетов ЭЭ между абонентом 1 и абонентом 2.

А.2.2 Пример Порядка расчета ТРЭТ для взаиморасчетов между ЭСО и абонентом

ОБРАЗЕЦ

Порядок расчета

технологического расхода электроэнергии

на ее транспортировку от точки расчетного учета до границы балансовой принадлежности энергоснабжающей организации, корректирующих поправок, скорректированных данных расчетного учета электрической энергии, ТРЭТ в ТЭС (ТКП 460-2017 (33240))

Таблица А.13 – Исходные данные

Рисунок А.6 – Расчетная схема

А.2.2.1 Порядок расчета:

1) Активное сопротивление ВЛ 110 кВ, Ом: .

2) Индуктивное сопротивление ВЛ 110 кВ, Ом: .

3) Зарядная мощность линии, квар: .

4) Потери на корону в ВЛ 110 кВ, кВт·ч: DW_кор = 0 (в ВЛ 110 кВ данные потери допускается не учитывать, соответственно принимаются равными 0 (нулю).

5) Потери в трехфазной группе ТТ 110 кВ, кВт·ч, DW_a^тт определяются по таблице 6.2. Потери в трехфазной группе ТН 110 кВ, кВт·ч, DW_a^тн определяются по таблице 6.3.

6) Постоянные потери в ВЛ, кВт·ч и квар·ч:

7) Коэффициенты заполнения графика нагрузки при потреблении (приеме) и выдаче (отдаче) ЭЭ соответственно:

8) Дисперсионные коэффициенты при потреблении (приеме) и выдаче (отдаче) ЭЭ соответственно:

9) Полная (кажущаяся) ЭЭ, кВА. Если в течение расчетного периода потоки активной и реактивной мощности всегда были однонаправленными, то полная (кажущаяся) ЭЭ определяется следующим образом:

при потреблении (приеме):

при выдаче (отдаче):

Если в течение расчетного периода потоки активной и реактивной мощности в отдельных режимах имели разное направление, то полная (кажущаяся) ЭЭ определяется следующим образом:

при потреблении (приеме):

при выдаче (отдаче):

где :

10) Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в ВЛ 110 кВ составят:

потери активной ЭЭ при потреблении (приеме) активной ЭЭ, кВт·ч:

потери активной ЭЭ при выдаче (отдаче) активной ЭЭ, кВт·ч:

потери реактивной ЭЭ при потреблении (приеме) реактивной ЭЭ, квар·ч:

потери реактивной ЭЭ при выдаче (отдаче) реактивной ЭЭ, квар·ч:

11) ТРЭТ (активная и реактивная составляющие) в ВЛ 110 кВ при отсутствии реверса активной мощности, соответственно кВт·ч и квар·ч:

Если был реверс активной мощности, то потери в ВЛ 110 кВ делятся на потери от потребления и потери от выдачи (отдачи) ЭЭ.

12) Постоянные потери активной ЭЭ в ВЛ 110 кВ при потреблении активной ЭЭ, кВт·ч:

13) Активная составляющая ТРЭТ в ВЛ 110 кВ при потреблении из сети активной ЭЭ, кВт·ч:

14) Постоянные потери активной ЭЭ в ВЛ 110 кВ при выдаче (отдаче) в сеть активной ЭЭ, кВт·ч:

15) Активная составляющая ТРЭТ в ВЛ 110 кВ при выдаче (отдаче) в сеть активной ЭЭ, кВт·ч:

16) Постоянные потери реактивной ЭЭ в ВЛ 110 кВ при потреблении реактивной ЭЭ, квар·ч:

17) Реактивная составляющая ТРЭТ в ВЛ 110 кВ при потреблении из сети реактивной ЭЭ, квар·ч:

18) Постоянные потери реактивной ЭЭ в ВЛ 110 кВ при выдаче (отдаче) в сеть реактивной ЭЭ, квар·ч:

19) Реактивная составляющая ТРЭТ в ВЛ 110 кВ при выдаче (отдаче) в сеть реактивной ЭЭ, квар·ч:

20) Корректирующие поправки для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ для разных случаев наличия или отсутствия реверса активной и реактивной мощности сведены в таблицу А.14.

Приведенные (скорректированные) значения данных учета активной и реактивной ЭЭ сведены в таблицу А.15.

Таблица А.14

Таблица А.15

А.2.2.2 Представление результатов расчета

Таблица А.16

Расчетный месяц: __________________ ________ года

А.2.2.3 Пример расчета с подстановкой числовых значений

Таблица А.17 – Исходные данные

1) Активное сопротивление ВЛ 110 кВ, Ом:

2) Индуктивное сопротивление ВЛ 110 кВ, Ом:

3) Зарядная мощность линии, квар:

4) Потери на корону в ВЛ 110 кВ, кВт·ч: DW_кор = 0.

5) Потери в трехфазной группе ТТ 110 кВ: DW_a^тт = 91,7 кВт·ч, потери в трехфазной группе ТН 110 кВ: DW_a^тн = 917 кВт·ч.

6) Постоянные потери в ВЛ, кВт·ч и квар·ч:

7) Коэффициенты заполнения графика нагрузки при потреблении (приеме) и выдаче (отдаче) ЭЭ соответственно:

8) Дисперсионные коэффициенты при потреблении (приеме) и выдаче (отдаче) ЭЭ соответственно:

9) Полная (кажущаяся) ЭЭ, кВА. Если в течение расчетного периода потоки активной и реактивной мощности всегда были однонаправленными, то полная (кажущаяся) ЭЭ определяется следующим образом:

при потреблении (приеме):

при выдаче (отдаче):

10) Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в ВЛ 110 кВ составят:

потери активной ЭЭ при потреблении (приеме) активной ЭЭ, кВт·ч:

потери активной ЭЭ при выдаче (отдаче) активной ЭЭ, кВт·ч:

потери реактивной ЭЭ при потреблении (приеме) реактивной ЭЭ, квар·ч:

потери реактивной ЭЭ при выдаче (отдаче) реактивной ЭЭ, квар·ч:

11) Постоянные потери активной ЭЭ в ВЛ 110 кВ при потреблении активной ЭЭ, кВт·ч:

12) Активная составляющая ТРЭТ в ВЛ 110 кВ при потреблении из сети активной ЭЭ, кВт·ч:

13) Постоянные потери активной ЭЭ в ВЛ 110 кВ при выдаче (отдаче) в сеть активной ЭЭ, кВт·ч:

.

14) Активная составляющая ТРЭТ в ВЛ 110 кВ при выдаче (отдаче) в сеть активной ЭЭ, кВт·ч:

15) Постоянные потери реактивной ЭЭ в ВЛ 110 кВ при потреблении реактивной ЭЭ, квар·ч:

16) Реактивная составляющая ТРЭТ в ВЛ 110 кВ при потреблении из сети реактивной ЭЭ, квар·ч:

17) Постоянные потери реактивной ЭЭ в ВЛ 110 кВ при выдаче (отдаче) в сеть реактивной ЭЭ, квар·ч:

18) Реактивная составляющая ТРЭТ в ВЛ 110 кВ при выдаче (отдаче) в сеть реактивной ЭЭ, квар·ч:

19) Корректирующие поправки для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ при наличии реверса активной и реактивной мощности, соответственно кВт·ч и квар·ч:

20) Скорректированные данные активного и реактивного учета ЭЭ, соответственно кВт·ч и квар·ч:

Таблица А.18

Расчетный месяц: октябрь ________ года

А.2.3 Пример Порядка расчета ТРЭТ для взаиморасчетов между абонентом 1 и абонентом 2

ОБРАЗЕЦ

Порядок расчета
технологического расхода электроэнергии
на ее транспортировку от точки расчетного учета до границы балансовой принадлежности энергоснабжающей организации, корректирующих поправок, скорректированных данных расчетного учета электрической энергии, ТРЭТ от транзитных перетоков
(ТКП 460-2017 (33240))

Таблица А.19 – Исходные данные

Рисунок А.7 – Расчетная схема

А.2.3.1 Порядок расчета

1) Расчет ТРЭТ в ТЭС и выделение доли ТРЭТ от транзитных перетоков, относящихся на субабонента.

2) Краткое описание ТЭС: ТЭС включает в себя трехобмоточный трансформатор.

3) Потребление и выдача (отдача) активной и реактивной ЭЭ для трансформатора, соответственно кВт·ч, квар·ч, кВт·ч, квар·ч:

4) При отсутствии точных данных величины потерь и в трехобмоточном трансформаторе определяются путем умножения соответствующих величин в двухобмоточном трансформаторе такой же мощности на коэффициент 1,5.

5) При необходимости учета постоянные технические потери (потери в стали) соответственно активной и реактивной ЭЭ в трехобмоточном трансформаторе (по таблице Б.4, б), кВт·ч и квар·ч:

Если нет необходимости их учитывать в дальнейших расчетах, они принимаются равными 0 (нулю).

6) Для расчета переменных потерь (в меди) трансформатора принимаются те же значения коэффициентов заполнения графика нагрузки, дисперсий, времени потребления и времени выдачи (отдачи), что и для ВЛ 110 кВ.

7) Полная (кажущаяся) потребляемая ЭЭ, кВА. Если в течение расчетного периода потоки активной и реактивной мощности всегда были однонаправленными, то полная (кажущаяся) потребляемая ЭЭ определяется следующим образом:

Если в течение расчетного периода потоки активной и реактивной мощности в отдельных режимах имели разное направление, то полная (кажущаяся) потребляемая ЭЭ определяется следующим образом:

при потреблении (приеме):

где :

8) Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в трехобмоточном трансформаторе составят (при использовании в расчете сопротивлений двухобмоточного трансформатора той же S_н):

потери активной ЭЭ при отсутствии реверса активной мощности за расчетный период, кВт·ч:

при реверсе активной мощности в сети выделяются потери активной ЭЭ при потреблении активной ЭЭ, кВт·ч:

потери реактивной ЭЭ при отсутствии реверса активной мощности за расчетный период, квар·ч:

при реверсе активной мощности в сети выделяются потери реактивной ЭЭ при потреблении активной ЭЭ, кВт·ч:

9) ТРЭТ (активная и реактивная составляющие) в трансформаторе при отсутствии реверса активной мощности, соответственно кВт·ч и квар·ч:

10) Если был реверс активной мощности, то в трансформаторе выделяются потери от потребления ЭЭ.

11) Постоянные потери активной ЭЭ в трансформаторе при потреблении активной ЭЭ, кВт·ч:

12) Активная составляющая ТРЭТ в трансформаторе при потреблении из сети активной ЭЭ, кВт·ч:

13) Постоянные потери реактивной ЭЭ в трансформаторе при потреблении реактивной ЭЭ, квар·ч:

14) Реактивная составляющая ТРЭТ в трансформаторе при потреблении из сети реактивной ЭЭ, квар·ч:

15) ТРЭТ от потребления ЭЭ в ТЭС:

а) активная составляющая, кВт·ч:

б) реактивная составляющая, квар·ч:

16) ТРЭТ от транзитных перетоков:

а) активная составляющая, кВт·ч:

б) реактивная составляющая, квар·ч:

17) Расчет ТРЭТ в участках сети между точками измерения ЭЭ и ГБП (КЛ-1 и КЛ-2 10 кВ):

а) i – индекс кабельной линии, i = [1–2];

б) активное сопротивление i-й КЛ 10 кВ, Ом: ;

в) индуктивное сопротивление i-й КЛ 10 кВ, Ом: .

18) Постоянные технические потери активной и реактивной ЭЭ в i-й КЛ, соответственно кВт·ч и квар·ч, составят

где tgd – тангенс угла диэлектрических потерь, по таблице 6.1 tgd = 0,02.

19) Потери в трехфазной группе ТТ 10 кВ DW_a^тт = 8,3 кВт·ч·(по таблице 6.2), потери в трехфазной группе ТН 10 кВ DW_a^тн = 158 кВт·ч·(по таблице 6.3).

20) Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в i-й КЛ 10 кВ, кВт·ч и квар·ч, составят:

21) ТРЭТ в участке сети между i-ой точкой измерения ЭЭ и ГБП:

а) активная составляющая, кВт·ч:

б) реактивная составляющая, квар·ч:

22) Корректирующие поправки для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ сведены в таблицу А.19.

23) Приведенные (скорректированные) значения данных учета активной и реактивной ЭЭ сведены в таблицу А.20.

А.2.3.2 Представление результатов расчета

Таблица А.20

Расчетный месяц: __________________ ________ года

Таблица А.21

Таблица А.22

А.2.3.3 Пример расчета с подстановкой числовых значений

Таблица А.23 – Исходные данные

1) Расчет ТРЭТ в ТЭС и выделение доли ТРЭТ от транзитных перетоков, относящихся на субабонента.

2) Краткое описание ТЭС: ТЭС включает в себя трехобмоточный трансформатор.

3) Потребление и отдача активной и реактивной ЭЭ для трансформатора, соответственно кВт·ч, квар·ч, кВт·ч, квар·ч:

4) Постоянные технические потери (потери в стали) не учитываются.

5) Для расчета переменных потерь (в меди) трансформатора принимаются те же значения коэффициентов заполнения графика нагрузки, дисперсий, времени потребления и времени отдачи, что и для ВЛ 110 кВ (пункт А.2.2.3).

6) Если в течение расчетного периода потоки активной и реактивной мощности всегда были однонаправленными, то полная (кажущаяся) потребляемая ЭЭ, кВА, определяется следующим образом:

7) Так как в сети имеет место реверс активной мощности, определяются переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в трехобмоточном трансформаторе в режиме потребления активной ЭЭ, кВт·ч и квар·ч (в расчете используются сопротивления двухобмоточного трансформатора той же S_н):

8) При наличии реверса активной мощности в трансформаторе выделяются потери от потребления ЭЭ.

9) Активная составляющая ТРЭТ в трансформаторе при потреблении из сети активной ЭЭ без учета потерь холостого хода, кВт·ч:

10) Реактивная составляющая ТРЭТ в трансформаторе при потреблении из сети реактивной ЭЭ без учета потерь холостого хода, квар·ч:

11) ТРЭТ от потребления ЭЭ в ТЭС без учета потерь холостого хода трансформатора:

а) активная составляющая, кВт·ч:

б) реактивная составляющая, квар·ч:

12) ТРЭТ от транзитных перетоков без учета потерь холостого хода трансформатора:

а) активная составляющая, кВт·ч:

б) реактивная составляющая, квар·ч:

13) Расчет ТРЭТ в участках сети между точками измерения ЭЭ и ГБП (КЛ-1 и КЛ-2 10 кВ):

активные сопротивления КЛ 10 кВ, Ом:

индуктивные сопротивления КЛ 10 кВ, Ом:

;

.

14) Постоянные технические потери активной и реактивной ЭЭ в КЛ, соответственно, кВт·ч и квар·ч, составят

где tgd – тангенс угла диэлектрических потерь, по таблице 6.1 tgd = 0,02.

15) Потери в трехфазной группе ТТ 10 кВ: DW_a^тт = 8,3 кВт·ч (по таблице 6.2), потери в трехфазной группе ТН 10 кВ: DW_a^тн = 158 кВт·ч (по таблице 6.3).

16) Переменные технические потери активной и реактивной ЭЭ в КЛ 10 кВ, кВт·ч и квар·ч, составят

где d – дисперсионный коэффициент, по таблице 6.6 d = 1,35.

17) ТРЭТ в участке сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП:

а) активная составляющая, кВт·ч:

б) реактивная составляющая, квар·ч:

18) Корректирующие поправки для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ, кВт·ч и квар·ч:

19) Приведенные (скорректированные) значения данных учета активной и реактивной ЭЭ, кВт·ч и квар·ч:

Таблица А.24

Расчетный месяц: октябрь ________ года

А.3 Пример 3

А.3.1 От электрических сетей ЭСО через группу линий с общим учетом электроэнергии получает питание абонент, характер нагрузки – мелкомоторное производство, двухсменный режим работы, расчет за активную ЭЭ, средства КРМ отсутствуют.

Абонент получает питание по трем ВЛ (ВЛ-1, ВЛ-2, ВЛ-3) 0,38 кВ длиной соответственно 0,20, 0,18 и 0,22 км. Сечение провода ВЛ с изолированными проводами СИП-2 120 мм².

Рисунок А.8 – Расчетная схема

Требуется рассчитать:

ТРЭТ в линиях 0,38 кВ между точкой расчетного учета ЭЭ и ГБП между ЭСО и абонентом, корректирующие поправки к учету ЭЭ, скорректированные данные расчетного учета ЭЭ между ЭСО и абонентом.

А.3.2 Пример Порядка расчета ТРЭТ для взаиморасчетов между ЭСО и абонентом

ОБРАЗЕЦ

Порядок расчета

технологического расхода электроэнергии
на ее транспортировку от точки расчетного учета до границы балансовой принадлежности абонента, корректирующих поправок, скорректированных данных расчетного учета электрической энергии (ТКП 460-2017 (33240))

Таблица А.25 – Исходные данные

А.3.2.1 Порядок расчета

1) Потери реактивной энергии в линиях 0,38 кВ принимаются равными нулю.

2) Если информацию о месячном потреблении реактивной энергии W_р по показаниям средств расчетного (технического) учета реактивной электрической энергии получить невозможно, то она должна рассчитываться по формуле, квар·ч:

где tgj выбирается из таблицы 6.3.

3) Расчет активных сопротивлений участков сети между точками измерения ЭЭ и ГБП (ВЛ-1, ВЛ-2 и ВЛ-3 0,38 кВ), Ом:

где i – индекс воздушной линии, i = [1–3];

 – удельное активное сопротивление проводов i-й ВЛ 0,38 кВ, Ом/км;

 – длина i-й ВЛ 0,38 кВ, км.

4) Согласно пункту 6.2.1.9 – если ЭЭ транспортируется до точек раздела балансовой принадлежности по группе линий (две или более) номинального напряжения 0,38 кВ, а расчетный учет у этих линий один – общий, то расчет ТРЭТ в этих линиях производится с применением активного эквивалентного сопротивления группы линий R_э:

где R_э – эквивалентное активное сопротивление группы линий, Ом;

R_лk – активное сопротивление k-й линии, Ом;

n – количество линий в группе, шт.;

I_рk – расчетный ток k-й линии, А. В качестве I_рk могут быть использованы номинальные токи коммутационных аппаратов или трансформаторов тока, установленных на головных участках линий, А.

5) Постоянные технические потери активной ЭЭ в воздушных линиях 0,38 кВ принимаются равными нулю (согласно пункту 6.1):

6) Потери в трехфазной группе ТТ 0,38 кВ, кВт·ч: DW_a^тт = 4,2 (по таблице 6.2).

7) Переменные технические потери активной ЭЭ, кВт·ч, составят

где d – дисперсионный коэффициент, по таблице 6.4 d = 1,7.

8) Активная составляющая ТРЭТ в участке сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП, кВт·ч:

9) Корректирующая поправка для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ:

10) Приведенное (скорректированное) значение данных учета активной ЭЭ:

А.3.2.2 Представление результатов расчета

Таблица А.26

Расчетный месяц: __________________ ________ года

А.3.2.3 Пример расчета с подстановкой числовых значений

Таблица А.27 – Исходные данные

1) Потери реактивной энергии в линиях 0,38 кВ принимаются равными нулю.

2) Если информацию о месячном потреблении реактивной энергии W_р по показаниям средств расчетного (технического) учета реактивной электрической энергии получить невозможно, то она должна рассчитываться по формуле, квар·ч:

где tgj = 0,88 выбирается из таблицы 6.4.

3) Расчет активных сопротивлений участков сети между точками измерения ЭЭ и ГБП (ВЛ-1, ВЛ-2 и ВЛ-3 0,38 кВ), Ом:

где , , – удельные активные сопротивления проводов ВЛ 0,38 кВ, Ом/км (берутся из таблицы Б.6).

4) Согласно пункту 6.2.1.9, если ЭЭ транспортируется до точек раздела балансовой принадлежности по группе линий (две или более) номинального напряжения 0,38 кВ, а расчетный учет у этих линий один – общий, то расчет ТРЭТ в этих линиях производится с применением активного эквивалентного сопротивления группы линий R_э:

5) Постоянные технические потери активной ЭЭ в воздушных линиях 0,38 кВ принимаются равными нулю (согласно пункту 6.1):

6) Потери в трехфазной группе ТТ 0,38 кВ, кВт·ч: DWa^тт = 4,2·(по таблице 6.2).

7) Переменные технические потери активной ЭЭ, кВт·ч, составят

где d – дисперсионный коэффициент, по таблице 6.4 d = 1,7.

8) Активная составляющая ТРЭТ в участке сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП, кВт·ч:

9) Корректирующая поправка для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ:

10) Приведенное (скорректированное) значение данных учета активной ЭЭ:

Таблица А.28

Расчетный месяц: октябрь ________ года

А.4 Пример 4

А.4.1 От электрических сетей ЭСО через группу однофазных линий с общим учетом электроэнергии получает питание абонент, характер нагрузки – мелкомоторное производство, односменный режим работы, расчет за активную ЭЭ, средства КРМ отсутствуют.

Абонент получает питание по трем ВЛ (ВЛ-1, ВЛ-2, ВЛ-3) 0,22 кВ длиной соответственно 0,20, 0,18 и 0,22 км. Сечение провода ВЛ с голыми алюминиевыми проводами – 70 мм². Сечение нулевого провода то же, что и у фазного провода.

Рисунок А.9 – Расчетная схема

Требуется рассчитать:

ТРЭТ в линиях 0,22 кВ между точкой расчетного учета ЭЭ и ГБП между ЭСО и абонентом, корректирующие поправки к учету ЭЭ, скорректированные данные расчетного учета ЭЭ между ЭСО и абонентом.

А.4.2 Пример Порядка расчета ТРЭТ для взаиморасчетов между ЭСО и абонентом

ОБРАЗЕЦ

Порядок расчета
технологического расхода электроэнергии
на ее транспортировку от точки расчетного учета до границы балансовой принадлежности абонента, корректирующих поправок, скорректированных данных расчетного учета электрической энергии (ТКП 460-2017 (33240))

Таблица А.29 – Исходные данные

А.4.2.1 Порядок расчета

1) Потери реактивной энергии в линиях 0,22 кВ принимаются равными нулю.

2) Согласно пункту 6.2.1.5 расчет активных сопротивлений участков сети между точками измерения ЭЭ и ГБП (ВЛ-1, ВЛ-2 и ВЛ-3 0,22 кВ) производится следующим образом:

где i – индекс воздушной линии, i = [1–3];

, – активные сопротивления соответственно фазного и нулевого проводов i-й ВЛ 0,22 кВ, Ом;

, – удельные активные сопротивления соответственно фазного и нулевого проводов i-й ВЛ 0,22 кВ, Ом/км;

 – длина i-й ВЛ 0,22 кВ, км.

3) Согласно пункту 6.2.1.9, если ЭЭ транспортируется до точек раздела балансовой принадлежности по группе линий (две или более) номинального напряжения 0,22 кВ, а расчетный учет у этих линий один – общий, то расчет ТРЭТ в этих линиях производится с применением активного эквивалентного сопротивления группы линий R_э:

где R_э – эквивалентное активное сопротивление группы линий, Ом;

R_лk – активное сопротивление k-й линии, Ом;

n – количество линий в группе, шт.;

I_рk – расчетный ток k-й линии, А. В качестве I_рk могут быть использованы номинальные токи коммутационных аппаратов или трансформаторов тока, установленных на головных участках линий, А.

4) Постоянные технические потери активной ЭЭ в воздушных линиях 0,22 кВ принимаются равными нулю (согласно пункту 6.1):

5) Согласно пункту 6.2.1.5 переменные технические потери активной ЭЭ, кВт·ч, составят

где d – дисперсионный коэффициент, по таблице 6.4 d = 2,7.

6) Активная составляющая ТРЭТ в участке сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП, кВт·ч:

7) Корректирующая поправка для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ:

8) Приведенное (скорректированное) значение данных учета активной ЭЭ:

А.4.2.2 Представление результатов расчета

Таблица А.30

Расчетный месяц: __________________ ________ года

А.4.2.3 Пример расчета с подстановкой числовых значений

Таблица А.31 – Исходные данные

1) Потери реактивной энергии в линиях 0,22 кВ принимаются равными нулю.

2) Согласно пункту 6.2.1.5 расчет активных сопротивлений участков сети между точками измерения ЭЭ и ГБП (ВЛ-1, ВЛ-2 и ВЛ-3 0,22 кВ) производится следующим образом:

где i – индекс воздушной линии, i = [1–3];

, – активные сопротивления соответственно фазного и нулевого проводов i-й ВЛ 0,22 кВ, Ом;

, – удельные активные сопротивления соответственно фазного и нулевого проводов i-й ВЛ 0,22 кВ, Ом/км (берутся из таблицы Б.5);

 – длина i-ой ВЛ 0,22 кВ, км.

3) Согласно пункту 6.2.1.9, если ЭЭ транспортируется до точек раздела балансовой принадлежности по группе линий (две или более) номинального напряжения 0,22 кВ, а расчетный учет у этих линий один – общий, то расчет ТРЭТ в этих линиях производится с применением активного эквивалентного сопротивления группы линий R_э:

4) Постоянные технические потери активной ЭЭ в воздушных линиях 0,22 кВ принимаются равными нулю (согласно пункту 6.1):

5) Согласно пункту 6.2.1.5 переменные технические потери активной ЭЭ, кВт·ч, составят

где d – дисперсионный коэффициент, по таблице 6.5 d = 2,7.

6) Активная составляющая ТРЭТ в участке сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП, кВт·ч:

7) Корректирующая поправка для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ:

8) Приведенное (скорректированное) значение данных учета активной ЭЭ:

Таблица А.32

Расчетный месяц: октябрь ________ года

А.5 Пример 5

А.5.1 От электрических сетей ЭСО через линию с разветвленной (древовидной) схемой, с расчетным учетом электроэнергии на головном участке получают питание электроприемники абонента. Характер нагрузки – мелкомоторное производство, двухсменный режим работы, расчет за активную ЭЭ, средства КРМ отсутствуют.

Абонент получает питание по ВЛ 0,38 кВ с изолированными проводами СИП-2 с сечением провода 120 мм². Длина участков линии: L₀₄ = 0,06 км, L₄₁ = 0,09 км, L₄₅ = 0,07 км, L₅₂ = 0,10 км, L₅₃ = 0,08 км.

Рисунок А.10 – Расчетная схема

Требуется рассчитать:

ТРЭТ в линии 0,38 кВ между точкой расчетного учета ЭЭ и ГБП между ЭСО и абонентом, корректирующие поправки к учету ЭЭ, скорректированные данные расчетного учета ЭЭ между ЭСО и абонентом.

А.5.2 Пример Порядка расчета ТРЭТ для взаиморасчетов между ЭСО и абонентом

ОБРАЗЕЦ

Порядок расчета
технологического расхода электроэнергии
на ее транспортировку от точки расчетного учета до границы балансовой принадлежности абонента, корректирующих поправок, скорректированных данных расчетного учета электрической энергии (ТКП 460-2017 (33240))

Таблица А.33 – Исходные данные

А.5.2.1 Порядок расчета

1) Потери реактивной энергии в линиях 0,38 кВ принимаются равными нулю.

2) Если информацию о месячном потреблении реактивной энергии W_р по показаниям средств расчетного (технического) учета реактивной электрической энергии получить невозможно, то она должна рассчитываться по формуле, квар·ч:

где tgj выбирается из таблицы 6.4.

3) Расчет активных сопротивлений участков сети между точками измерения ЭЭ и ГБП ВЛ 0,38 кВ, Ом:

где i – индекс участка воздушной линии, i = [1–5];

 – удельное активное сопротивления проводов i-го участка ВЛ 0,38 кВ, Ом/км;

 – длина i-го участка ВЛ 0,38 кВ, км.

4) Согласно пункту 6.2.1.6, если транспорт электроэнергии от ЭСО к электроприемникам абонента осуществляется по линии с древовидной схемой, с распределенной нагрузкой и с расчетным учетом на головном участке, для расчета ТРЭТ в этой линии следует определять и использовать ее эквивалентное сопротивление:

где R_э – эквивалентное активное сопротивление линии, Ом;

n – количество участков линии, шт.;

m – количество узлов линии имеющих присоединенные нагрузки, шт.;

R_i – активное сопротивление i-го участка линии, Ом;

I_k – расчетный или номинальный ток нагрузки в k-м узле, имеющем непосредственно присоединенную к нему нагрузку, А;

Iп_i – приведенный расчетный ток нагрузки i-го участка, А.

5) Постоянные технические потери активной ЭЭ в воздушных линиях 0,38 кВ принимаются равными нулю (согласно пункту 6.1):

6) Потери в трехфазной группе ТТ 0,38 кВ, кВт·ч: DW_a^тт = 4,2 (по таблице 6.2).

7) Переменные технические потери активной ЭЭ, кВт·ч, составят

где d – дисперсионный коэффициент, по таблице 6.4 d = 1,7.

8) Активная составляющая ТРЭТ в участке сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП, кВт·ч:

9) Корректирующая поправка для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ:

10) Приведенное (скорректированное) значение данных учета активной ЭЭ:

А.5.2.2 Представление результатов расчета

Таблица А.34

Расчетный месяц: __________________ ________ года

А.5.2.3 Пример расчета с подстановкой числовых значений

Таблица А.35 – Исходные данные

1) Потери реактивной энергии в линиях 0,38 кВ принимаются равными нулю.

2) Если информацию о месячном потреблении реактивной энергии W_р по показаниям средств расчетного (технического) учета реактивной электрической энергии получить невозможно, то оно должно рассчитываться по формуле, квар·ч:

где tgj = 0,88 выбирается из таблицы 6.3.

3) Расчет активных сопротивлений участков сети между точками измерения ЭЭ и ГБП ВЛ 0,38 кВ, Ом:

где r₀ – удельные активные сопротивления проводов ВЛ 0,38 кВ, Ом/км (берутся из таблицы Б.6).

4) Согласно пункту 6.2.1.6, если транспорт электроэнергии от ЭСО к электроприемникам абонента осуществляется по линии с древовидной схемой, с распределенной нагрузкой и с расчетным учетом на головном участке, для расчета ТРЭТ в этой линии следует определять и использовать ее эквивалентное сопротивление:

5) Постоянные технические потери активной ЭЭ в воздушных линиях 0,38 кВ принимаются равными нулю (согласно пункту 6.1):

6) Потери в трехфазной группе ТТ 0,38 кВ, кВт·ч: DW_a^тт = 4,2 (по таблице 6.2).

7) Переменные технические потери активной ЭЭ, кВт·ч, составят

где d – дисперсионный коэффициент, по таблице 6.4 d = 1,7.

8) Активная составляющая ТРЭТ в участке сети между точкой измерения ЭЭ и ГБП, кВт·ч:

9) Корректирующая поправка для данных учета электроэнергии с учетом составляющих ТРЭТ:

10) Приведенное (скорректированное) значение данных учета активной ЭЭ:

Таблица А.36

Расчетный месяц: октябрь ________ года

А.6 Пример 6

А.6.1 От электрических сетей ЭСО через однофазную линию получает питание абонент, характер нагрузки – мелкомоторное производство, односменный режим работы, расчет за активную ЭЭ, средства КРМ отсутствуют.

Абонент получает питание по ВЛ 0,22 кВ длиной 0,15 км. Сечение провода ВЛ с проводом СИП-4–25 мм². Сечение нулевого провода то же, что и у фазного провода.