, (5.6)
где Iср – средний за расчетный период ток по линии, А;
k2ф – квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный период, о. е.;
Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности линии за расчетный период, кВт и квар, соответственно;
WТ – активная электроэнергия, переданная за расчетный период Т по линии, тыс. кВт∙ч;
Uср – среднее значение напряжения линии за расчетный период, кВ;
Т – число часов в расчетном периоде.
Значение квадрата коэффициента формы графика определяется по формуле:
, (5.7)
где kз – коэффициент заполнения графика нагрузки определяется по формуле:
, (5.8)
где WТ – отпуск активной электроэнергии в сеть за время Т;
Тmax – число часов использования наибольшей нагрузки сети.
При отсутствии данных, необходимых для расчета коэффициента заполнения, допускается для линии с нереверсивными потоками электроэнергии принять 
.
Для линии с реверсивными перетоками электрической энергии рекомендуется применять метод оперативных расчетов, либо принять 
.
5.3 Потери электрической энергии на корону
Потери электроэнергии на корону определяются для линий 110 – 220 кВ для промежутка времени Dt расчетного периода Т. В соответствии с п. 7.5 Методики расчета технических потерь рассчитываются по формуле:
, тыс. кВт∙ч, (5.9)
где 
– удельные потери мощности на корону при соответствующем виде погоды на интервале времени, кВт/км. Определяются по таблице 7.3 Методики расчета технических потерь;
LВЛ – длина линии, км.
5.4 Потери электрической энергии от токов утечки по изоляторам
Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ на промежутке времени Dt расчетного периода Т. В соответствии с п. 7.6 Методики расчета технических потерь определяются по формуле:
, тыс. кВт∙ч, (5.10)
где 
– удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ при соответствующей погоде на интервале времени, кВт/км. Определяются по таблице 7.7 Методики расчета технических потерь;
LВЛ –длина линии, км.
6 Определение технических потерь электрической энергии в кабельных линиях 6(10) – 220 кВ
Суммарные потери электроэнергии в кабельной линии (КЛ) за расчетный период Т в соответствии с п. 5.2 Методики расчета технических потерь определяются по формуле:
, (6.1)
где DWКЛ перем – переменные потери электрической энергии в КЛ определяются в соответствии с п. 6.2 настоящей методики;
DWКЛ изоляция – потери электрической энергии в изоляции КЛ определяются в соответствии с п. 6.3 настоящей методики.
6.1 Параметры схемы замещения
Активное сопротивление определяется по паспортным данными в соответствии с п.6.2 (формула (6.1)) Методики расчета технических потерь.
, Ом, (6.2)
где r0 – активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км;
L – длина кабеля, км;
nЦ – количество цепей, шт.
Реактивное сопротивление КЛ определяется по паспортным данными в соответствии с п.6.2 (формула (6.4)) Методики расчета технических потерь.
, Ом, (6.3)
где х0 – реактивное удельное сопротивление кабеля, Ом/км.
6.2 Переменные потери электрической энергии
Переменные потери в кабельной линии рассчитываются аналогично переменным потерям электроэнергии в воздушной линии (см. п. 5.1 настоящей методики).
6.3 Потери электрической энергии в изоляции
Потери электроэнергии в изоляции кабельной линии за расчетный период Т в соответствии с п. 7.7 (формула 7.6) Методики расчета технических потерь определяют по формуле:
, тыс. кВт∙ч, (6.4)
где Q0 – удельная зарядная мощность кабеля по его паспортным данным, квар/км;
L – протяженность кабельной линии, км;
T – число часов в расчетном периоде, ч;
b0 – удельная проводимость на землю кабеля, мкСм/км;
Uном – номинальное напряжение кабеля, кВ;
tgd – тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по формуле:
, (6.5)
где ТСЛ – число лет эксплуатации кабеля.
При отсутствии данных о сроке эксплуатации допускается принимать tgd=0,004.
При отсутствии информации о параметрах кабеля, допускается определять потери в изоляции кабельной линии по формуле (6.6) и данным таблицы 7.8 Методики расчета технических потерь.
, тыс. кВт∙ч, (6.6)
где DWКЛ изоляции уд – удельные потери электроэнергии в изоляции кабельной линии, тыс. кВт∙ч/км в год, по таблице 7.8 Методики расчета технических потерь.
7 Определение технических потерь электрической энергии в воздушных линиях 0,38 кВ
Потери электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ за расчетный период Т в соответствии с п. 5.1 Методики расчета технических потерь определяются по формуле:
, (7.1)
где DWВЛ перем – переменные потери электрической энергии в ВЛ определяются в соответствии с п.7.2 настоящей методики.
7.1 Параметры схемы замещения
Активное сопротивление ВЛ определяется отдельно для фазного и нулевого проводов по паспортным данными по формуле (5.2) настоящей методики.
Реактивное сопротивление ВЛ определяется отдельно для фазного и нулевого проводов по паспортным данными по формуле (5.3) настоящей методики.
7.2 Переменные потери электрической энергии
Переменные потери электроэнергии в воздушной линии 0,38 кВ в соответствии с п. 8.1.3 Методики расчета технических потерь определяются с использованием средних за расчетный период Т нагрузок сети:
, тыс. кВт∙ч, (7.2)
где IФсрn – значение среднего тока за период времени Т в фазе n, А;
IНср – значение среднего тока за период времени Т в нулевом проводе, А;
Rф – сопротивление фазного провода, Ом;
Rн – сопротивление нулевого провода, Ом;
– квадрат коэффициента формы графика, о. е., определяется по формуле (5.7) настоящей методики.
Значения средних токов в фазных и нулевом проводах определяются по результатам нескольких измерений, выполненных в течение расчетного периода Т.
При отсутствии данных об измерениях в соответствии с п. 8.3.3 Методики расчета технических потерь допускается рассчитывать потери электроэнергии в линии 0,38 кВ в зависимости от ее исполнения по формулам:
- для четырехпроводного участка сети (3 фазы – ноль):
, тыс. кВт∙ч, (7.3)
где Рср – поток активной мощности по линии, кВт;
Uср ф – среднее за расчетный период Т значение уровня фазного напряжения на линии, кВ;
kДП – коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам, о. е.:
. (7.4)
- для трехпроводного участка сети (2 фазы – ноль):
, тыс. кВт∙ч, (7.5)
где коэффициент, учитывающий неравномерность нагрузки фаз:
. (7.6)
- для двухпроводного участка сети (1 фаза – ноль):
, тыс. кВт∙ч, (7.7)
При отсутствии значений коэффициента мощности нагрузки он принимается равным 0,93 – для коммунально-бытовых потребителей, 0,75 – для промышленных и 0,85 – для смешанной нагрузки.
При отсутствии данных для определения kДП следует принимать:
для линий с 
;
для линий с 
.
8 Определение технических потерь электрической энергии в кабельных линиях 0,38 кВ
Потери электроэнергии в КЛ 0,38 кВ за расчетный период Т определяются в соответствии с п. 5.2 Методики расчета технических потерь по формуле:
, (8.1)
где DWКЛ перем – переменные потери электрической энергии в КЛ определяются в соответствии с п.8.2 настоящей методики;
DWКЛ изоляция – потери электрической энергии в изоляции КЛ определяются в соответствии с п.8.3 настоящей методики.
8.1 Параметры схемы замещения
Активное сопротивление КЛ определяется по паспортным данным по формуле (6.2) настоящей методики.
Реактивное сопротивление КЛ определяется по паспортным данным по формуле (6.3) настоящей методики.
8.2 Переменные потери электрической энергии
Переменные потери в кабельной линии 0,38 кВ рассчитываются аналогично переменным потерям в воздушной линии 0,38 кВ (см. п. 7.2 настоящей методики).
8.3 Потери электрической энергии в изоляции
Потери электроэнергии в изоляции кабельной линии 0,38 кВ рассчитываются аналогично потерям в изоляции кабельной линии 6(10) – 220 кВ (см. п. 6.3 настоящей методики).
9 Определение технических потерь электрической энергии в двухобмоточных трансформаторах
Суммарные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах за расчетный период Т в соответствии с п. 5.3 Методики расчета технических потерь определяются по формуле:
, (9.1)
где DWТР перем – переменные потери электрической энергии в трансформаторах определяются в соответствии с п. 9.2 настоящей методики;
DWТР Х – потери электрической энергии на холостой ход трансформаторов определяются в соответствии с п. 9.3 настоящей методики.
9.1 Параметры схемы замещения
Активное сопротивление трансформатора определяется по паспортным данными в соответствии с п. 6.3 (формула (6.5)) Методики расчета технических потерь.
, Ом, (9.2)
где DРКЗ – потери мощности короткого замыкания, кВт;
UB – номинальное напряжение высшее, кВ;
SН – полная номинальная мощность, МВА.
Реактивное сопротивление трансформатора определяется по паспортным данными в соответствии с п. 6.3 (формуле (6.6)) Методики расчета технических потерь.
, Ом, (9.3)
где UКЗ – напряжение короткого замыкания, %.
Реактивная составляющая потерь холостого хода:
, квар, (9.4)
где IХ – ток холостого хода, %.
9.2 Переменные потери электрической энергии
Переменные потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе на промежутке времени Dt расчетного периода Т в соответствии с п. 8.1.3 Методики расчета технических потерь определяются по формуле:
, тыс. кВт∙ч, (9.5)
где IТР – токовая нагрузка трансформатора, принимаемая на интервале времени Dt неизменной, А;
PТР, QТР – значения активной и реактивной мощностных нагрузок трансформатора, принимаемых на интервале времени Dt неизменными, кВт, квар, соответственно;
UТР – значение напряжения на стороне высшего напряжения трансформатора, принятое на интервале Dt неизменным, кВ;
RТР – активное сопротивление трансформатора, определенное по формуле (9.2), Ом.
В формуле (9.5) IТР, PТР, QТР, UТР – данные телеизмерений.
При отсутствии телеизмерений допускается использовать суточные ведомости и регистраторы аварийных событий для расчета потерь электроэнергии по формуле (9.5).
Для этого в формуле (9.5) PТР заменяется на PТРк – значение активной мощности из суточных ведомостей, принятое на интервале ∆tj неизменным и скорректированное в соответствии с суммарным значением потока электрической энергии, переданного за расчетный период Т, по формуле (5.5) настоящей методики.
При отсутствии токовых или мощностных нагрузок на интервале времени Dt расчетного периода Т, необходимых для определения потерь электроэнергии по формуле (9.5), в соответствии с п. 8.3.3 Методики расчета технических потерь расчет переменных потерь электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе за расчетных период Т допускается проводить по формуле:
, (9.6)
где IТР ср – средний за расчетный период ток трансформатора, А;
k2ф – квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки трансформатора за расчетный период, о. е., определяется по формуле (5.7) настоящей методики;
PТРср, QТРср – среднее значения активной и реактивной мощности трансформатора за расчетный период, кВт и квар, соответственно;
WТРа – активная электроэнергия, переданная за расчетный период по трансформатору, тыс. кВт∙ч;
UТРср – среднее значение напряжения обмотки высшего напряжения трансформатора за расчетный период, кВ;
Т – число часов в расчетном периоде.
9.3 Потери электрической энергии на холостой ход
Потери электроэнергии на холостой ход двухобмоточного трансформатора определяют по паспортным данным потерь мощности холостого хода ΔPх. В соответствии с п.7.1 Методики расчета технических потерь потери электроэнергии на холостой ход двухобмоточного трансформатора определяются по формуле:
, тыс. кВт∙ч, (9.7)
где Т – число часов в расчетном периоде;
UТР – напряжение высшей обмотки трансформатора;
Uн – номинальное высшее напряжение трансформатора.
Напряжение высшей обмотки трансформатора определяют с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.
10 Определение технических потерь электрической энергии в трехобмоточных трансформаторах
Суммарные потери электроэнергии в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах за расчетный период Т в соответствии с п. 5.3 Методики расчета технических потерь определяются по формуле:
, (10.1)
где DWАТ перем – переменные потери электрической энергии в трансформаторах определяются в соответствии с п. 10.2 настоящей методики;
DWАТ ХХ – потери электрической энергии на холостой ход трансформаторов определяются в соответствии с п. 10.3 настоящей методики.
10.1 Параметры схемы замещения
Активные сопротивления трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора) определяются для каждой обмотки отдельно по паспортным данным в соответствии с п.6.4 (формулы (6.8)) Методики расчета технических потерь.
, Ом, (10.2)
где DРКЗ В, DРКЗ С, DРКЗ Н – потери мощности короткого замыкания, кВт, определяемые по формуле (10.3);
UB, UС, UН – номинальные напряжения высшее, среднее и низшее соответственно, кВ;
SН – полная номинальная мощность, МВА.
Потери мощности короткого замыкания равны:
, кВт, (10.3)
где DРКЗ ВС, DРКЗ ВН, DРКЗ СН – потери мощности короткого замыкания для пар обмоток, кВт.
Реактивное сопротивление трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора) определяются для каждой обмотки отдельно по паспортным данными в соответствии с п.6.4 (формулы (6.10)) Методики расчета технических потерь.
, Ом, (10.4)
где UКЗ В, UКЗ С, UКЗ Н – напряжения короткого замыкания, %, определяемые по формуле:
, %, (10.5)
где UКЗ ВС, UКЗ ВН, UКЗ СН – напряжения короткого замыкания для пар обмоток, %.
Реактивная составляющая потерь холостого хода определяется по формуле:
, квар, (10.6)
где IХ – ток холостого хода, %.
В паспортных данных однофазных трансформаторов (автотрансформаторов) указаны потери короткого замыкания на фазу.
Для трансформатора, имеющего различные номинальные мощности отдельных обмоток, паспортные значения потерь мощности и напряжения короткого замыкания должны быть приведены к мощности обмотки высокого напряжения. Приведение производится по парам обмоток для потерь мощности пропорционально квадрату отношения номинальных мощностей обмоток, для напряжения короткого замыкания – пропорционально отношению номинальных мощностей.
10.2 Переменные потери электрической энергии
Переменные потери в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах на промежутке времени Dt расчетного периода Т в соответствии с п. 8.1.3 Методики расчета технических потерь определяются с использованием метода оперативных расчетов по формуле:
(10.7)
где PАТВ, PАТС, PАТН, QАТВ, QАТС, QАТН, IАТВ, IАТС, IАТН – значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок по обмоткам автотрансформатора, принимаемые на интервале Dt неизменными, кВт, квар, А, соответственно;
UАТВ, UАТС, UАТН – значения напряжения по высокой, средней и низкой обмоткам трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора), кВ;
RАТВ, RАТС RАТН – активные сопротивления обмоток трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора), Ом.
В формуле (10.7) IАТВ, IАТС, IАТН, PАТВ, PАТС, PАТН, QАТВ, QАТС, QАТН, UАТВ, UАТС, UАТН – данные телеизмерений.
При отсутствии телеизмерений допускается использовать суточные ведомости и регистраторы аварийных событий для расчета потерь электроэнергии по формуле (10.7).
Для этого в формуле (10.7) PАТВ, PАТС, PАТН заменяется на PАТВк, PАТСк, PАТНк – значения активных мощностей из суточных ведомостей, принятые на интервале ∆tj неизменными и скорректированные в соответствии с суммарным значением потока электрической энергии по соответствующей обмотке, переданного за расчетный период Т, по формуле (5.5) настоящей методики.
При отсутствии токовых или мощностных нагрузок на интервале времени Dt расчетного периода Т, необходимых для определения потерь электроэнергии по формуле (10.7), в соответствии с п. 8.3.3 Методики расчета технических потерь расчет переменных потерь электроэнергии в автотрансформаторе за расчетных период Т допускается проводить по формуле:
, (10.8)
где IАТВср, IАТСср, IАТНср – средние за расчетный период токи по обмоткам трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора), А;
k2ф – квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки автотрансформатора за расчетный период (определяется по формуле (5.7), о. е. ;
PАТВср, PАТСср, PАТНср, QАТВср, QАТСср, QАТНср – средние значения активной и реактивной мощностей по обмоткам трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора) за расчетный период, кВт и квар, соответственно;
UАТВср, UАТСср, UАТНср – средние значения напряжения трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора) за расчетный период, кВ;
Т – число часов в расчетном периоде.
10.3 Потери электрической энергии на холостой ход
Потери электроэнергии на холостой ход трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора) определяются аналогично потерям на холостой ход двухобмоточного трансформатора (см. п. 9.3 настоящей методики).
11 Определение технических потерь электрической энергии в трансформаторах с расщепленной обмоткой
Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах с расщепленной обмоткой за расчетный период Т в соответствии с п. 5.3 Методики расчета технических потерь определяются по формуле:
, (11.1)
где DWТРР перем – переменные потери электрической энергии в трансформаторах определяются в соответствии с п. 11.2 настоящей методики;
DWТРР Х – потери электрической энергии на холостой ход трансформаторов определяются в соответствии с п. 11.3 настоящей методики.
11.1 Параметры схемы замещения
Активные сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой определяются для каждой обмотки отдельно по паспортным данным в соответствии с п. 6.5 Методики расчета технических потерь по формулам (6.12) и (6.13).
, Ом. 
, Ом. (11.2)
Реактивные сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формулам (6Методики расчета технических потерь:
если известно единственное значение 
:
(11.3)
(11.4)
если кроме известно значение 
, причем последнее приведено к номинальной мощности расщепленной обмотки:
(11.5)
(11.6)
где , - значения напряжений короткого замыкания в двух опытах, где напряжение подавалось на обмотки ВН при замкнутых накоротко обмотках н1 и н2 в первом, и н1 при замкнутой накоротко обмотке н2 во втором опыте; в некоторых справочниках значение дается с учетом выполненного по выражению
приведения к номинальной мощности трансформатора. Здесь 
- примененное только в этой работе условное обозначение напряжения короткого замыкания трансформатора с расщепленными обмотками (т. е. при различной номинальной мощности обмоток ВН и НН), приведенное к номинальной мощности трансформатора. В этой ситуации реактивные сопротивления трансформаторов с расщепленной обмоткой определяют по формулам:
(11.7)
(11.8)
Реактивная составляющая потерь холостого хода определяется по формуле:
, квар, (11.9)
где IХ – ток холостого хода, %.
11.2 Переменные потери электрической энергии
Переменные потери в трансформаторах с расщепленной обмоткой на промежутке времени Dt расчетного периода Т в соответствии с п. 8.1.3 Методики расчета технических потерь определяются с использованием метода оперативных расчетов по формуле:
, (11.6)
где PТВ, PТН1, PТН2, QТВ, QТН1, QТН2, IТВ, IТН1, IТН2 – значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок по обмоткам трансформатора с расщепленной обмоткой, принимаемые на интервале Dt неизменными, кВт, квар, А, соответственно;
UТВ, UТН1, UТН2 – значения напряжения по высшей, низших обмоток трансформатора с расщепленной обмоткой, кВ;
RТВ, RТН1 RТН2 – активные сопротивления обмоток трансформатора с расщепленной обмоткой, Ом.
В формуле (10.7) IТВ, IТН1, IТН2, PТВ, PТН1, PТН2, QТВ, QТН1, QТН2, UТВ, UТН1, UТН2 – данные телеизмерений.
При отсутствии телеизмерений допускается использовать суточные ведомости и регистраторы аварийных событий для расчета потерь электроэнергии по формуле (11.6).
Для этого в формуле (11.6) PТВ, PТН1, PТН2заменяется на PТВк, PТН1к, PТН2к – значения активных мощностей из суточных ведомостей, принятые на интервале ∆tj неизменными и скорректированные в соответствии с суммарным значением потока электрической энергии по соответствующей обмотке, переданного за расчетный период Т, по формуле (5.5) настоящей методики.
При отсутствии токовых или мощностных нагрузок на интервале времени Dt расчетного периода Т, необходимых для определения потерь электроэнергии по формуле (11.6), в соответствии с п. 8.3.3 Методики расчета технических потерь расчет переменных потерь электроэнергии в трансформаторе с расщепленной обмоткой за расчетных период Т допускается проводить по формуле:
, (11.7)
где IТВср, IТН1ср, IТН2ср – средние за расчетный период токи по обмоткам трансформатора, А;
k2ф – квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки трансформатора за расчетный период (определяется по формуле (5.7)), о. е.;
PТВср, PТН1ср, PТН2ср, QТВср, QТН1ср, QТН2ср – средние значения активной и реактивной мощностей по обмоткам трансформатора за расчетный период, кВт и квар, соответственно;
UТВср, UТН1ср, UТН2ср – средние значения напряжения трансформатора за расчетный период, кВ;
Т – число часов в расчетном периоде.
11.3 Потери электрической энергии на холостой ход
Потери электроэнергии на холостой ход трансформатора с расщепленной обмоткой определяются аналогично потерям на холостой ход двухобмоточного трансформатора (см. п. 9.3 настоящей методики).
12 Определение технических потерь электрической энергии в токоограничивающих реакторах
Потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах на промежутке времени Dt расчетного периода Т в соответствии с п. 8.1.3 Методики расчета технических потерь определяются с использованием метода оперативных расчетов по формуле:
, тыс. кВт·ч, (12.1)
где DРН – значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт;
IН – значение номинального тока, А;
I – значение рабочего тока, принимаемого на промежутке времени Dt неизменным, А.
При отсутствии информации о рабочем токе токоограничивающего реактора на интервале времени Dt расчетного периода Т, необходимого для определения потерь электроэнергии по формуле (12.1), в соответствии с п. 8.3.3 Методики расчета технических потерь расчет переменных потерь электроэнергии в токоограничивающем реакторе за расчетных период Т допускается проводить по формуле:
, тыс. кВт·ч, (12.2)
где Iср – среднее значение рабочего тока реактора за расчетный период Т;
k2ф – квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки трансформатора за расчетный период (определяется по формуле (5.7);
Т – число часов в расчетном периоде.
13 Определение технических потерь электрической энергии в синхронных компенсаторах
Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (СК) или генераторе, переведенном в режим СК, за расчетный период Т в соответствии с п. 7.3 Методики расчета технических потерь определяют по формуле:
, тыс. кВт·ч, (13.1)
где βQ – коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде;
ΔPном – потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными;
число часов работы СК в течение расчетного периода, час.
14 Определение технических потерь электрической энергии в батареях статических конденсаторов
Потери электроэнергии в БСК за расчетный период Т в соответствии с п. 7.4 Методики расчета технических потерь рассчитываются по формуле:
тыс. кВт·ч, (14.1)
где 
удельные номинальные потери мощности в конденсаторах, кВт/квар, принимаются 0,002 для БСК выше 1000 В и 0,004 – для конденсаторов до 1000 В;
располагаемая мощность БСК, квар;
число часов работы БСК в течение расчетного периода, час.
15 Определение технических потерь электрической энергии в счетчиках, измерительных трансформаторах тока и напряжения
Потери электроэнергии в счетчиках, измерительных трансформаторах тока и напряжения за расчетный период Т в соответствии с п. 7.8 Методики расчета технических потерь рассчитываются по формуле:
тыс. кВт·ч, (15.1)
где ∆P – потери в счетчике, трансформаторе тока или трансформаторе напряжения, тыс. кВт·ч/год, определяются по таблице 7.10 Методики расчета технических потерь;
T – число часов в расчетном периоде.
16 Определение технических потерь электрической энергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения, устройствах присоединения ВЧ-связи, соединительных проводах и сборных шинах подстанций
Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения за расчетный период Т в соответствии с п. 7.8 Методики расчета технических потерь рассчитываются по формуле:
тыс. кВт·ч, (16.1)
где ∆WУ – удельные потери в оборудовании, тыс. кВт·ч/год, определяются по таблице 7.10 Методики расчета технических потерь;
T – число часов в расчетном периоде.
Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанций (СППС) за расчетный период Т рассчитываются по формуле:
тыс. кВт·ч, (16.2)
где ∆WСППС – потери в СППС, тыс. кВт·ч/год на подстанцию, определяются по таблице 7.9 Методики расчета технических потерь;
T – число часов в расчетном периоде.
Приложение
Примеры расчета электроэнергии в точке поставки с учетом технических потерь электроэнергии в оборудовании электрических сетей, находящегося между точками учета и поставки
В приложении использованы следующие сокращения и обозначения:
ТУ – точка учета электроэнергии;
ТП – точка поставки электроэнергии;
WТП ОТД – отдача электроэнергии из сети в точке поставки;
WТП ПР – прием электроэнергии в сеть в точке поставки;
WТУ ОТД – отдача электроэнергии из сети в точке учета;
WТУ ПР – прием электроэнергии в сеть в точке учета;
ПС РСК – подстанция, принадлежащая РСК;
ПС контрагента – подстанция, принадлежащая смежным электрическим сетям.
Пример №1 Пример расчета приема в сеть и отдачи из сети в точке поставки при ее несовпадении с точкой учета |
|
| |
Исходные данные
Длина линии: L = 100 км
L1 = 35 км
L2 = 65 км
Сечение провода: АС-120
Количество цепей: nц = 1
Тип опоры: сталь
Активное сопротивление линии: r0 = 0,253 Ом/км
Средняя температура воздуха за расчетный период: tв = 15 0С
Регион: Московская область
Расчетный период: T=24 часа
Перечень оборудования, в котором определяются технические потери:
1 Воздушная линия длиной L2;
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 |
