Об утверждении Инструкции по определению величины потерь электроэнергии и коэффициента полезного действия в силовых трансформаторах энергокомпаний и потребителей на территории Республики Крым



ИНСПЕКЦИЯ ПО ГОСУДАРСТВЕННОМУ ГАЗОВОМУ

НАДЗОРУ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ РЕСПУБЛИКИ КРЫМ

ПРИКАЗ

  30.01.2015 года

г.Симферополь

№  22

Об утверждении Инструкции по определению величины потерь электроэнергии и коэффициента полезного действия в силовых трансформаторах энергокомпаний и потребителей на территории Республики Крым

В соответствии с Федеральным законом от 23 ноября 2009 года №261-ФЗ              «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», постановлением Совета министров Республики Крым от 27 июня 2014 года № 174 «Об утверждении Положения об Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым», постановлением Совета министров Республики Крым от 11 сентября 2014 года № 325 «Об утверждении Порядка осуществления регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым», -

             

1. Утвердить «Инструкцию по определению величины потерь электроэнергии и коэффициента полезного действия в силовых трансформаторах энергокомпаний и потребителей на территории Республики Крым» (прилагается).

2. Опубликовать на официальном сайте Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым «Инструкцию по определению величины потерь электроэнергии и коэффициента полезного действия в силовых трансформаторах энергокомпаний и потребителей на территории Республики Крым».

3. Обеспечить использование указанной «Инструкции по определению величины потерь электроэнергии и коэффициента полезного действия в силовых трансформаторах энергокомпаний и потребителей на территории Республики Крым» при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым, а также при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым.

4. Контроль исполнения настоящего приказа оставляю за собой.

             

УТВЕРЖДЕНО

приказом Инспекции по государственному газовому

надзору и энергосбережению

Республики Крым

от   30.01.2015 года № 22

ИНСТРУКЦИЯ
по определению величины потерь электроэнергии и коэффициента полезного действия в силовых трансформаторах энергокомпаний и потребителей

на территории Республики Крым

1. Область применения

Данная инструкция по определению величины потерь электроэнергии и коэффициента полезного действия в силовых трансформаторах энергокомпаний и потребителей на территории Республики Крым (далее - Инструкция) распространяется на всех юридических лиц независимо от их организационно-правовых форм и индивидуальных предпринимателей, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием ТЭР.

2. Нормативные ссылки

В настоящей Инструкции использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 51379-99

Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного  потребителя топливно-энергетических ресурсов. Основные положения. Типовые формы.

ГОСТ 31532-2012

Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения. (дата введения 01.01.2015)

ГОСТ 9664-74

Резисторы. Допускаемые отклонения от номинального значения сопротивления.

3. Обозначения и сокращения

НД

Нормативные документы

СП

Своды правил по проектированию и строительству

СНиП

Строительные нормы и правила Российской Федерации

ГОСТ

Государственные стандарты Российской Федерации в области строительства

ИРТ

Индекс роста тарифов на электроэнергию

КПД

Коэффициент полезного действия

4. Термины и определения

Термин

Определение

Трансформатор

Электромагнитное устройство, имеющее две (или более) индуктивно связанные обмотки и предназначенное для преобразования параметров электрической энергии.

Удельные электрические потери

Скалярная величина, характеризующая распределение диэлектрических потерь по объему диэлектрика и равная пределу отношения диэлектрических потерь в некотором объеме диэлектрика к этому объему,  когда последний стремится к нулю.

Потери электроэнергии

Разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям.

Технические потери электроэнергии

Потери, обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии, определяются расчетным путем.

5. Общие положения

Данная Инструкция определяет порядок определения объемов неэффективного использования ТЭР во всех организациях независимо от их организационно-правовых форм, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями ТЭР или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием ТЭР.

Целью применения Инструкции является:

- выполнение расчетов потерь и резервов экономии ТЭР при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым и нормативных правовых актов Российской Федерации и Республики Крым (далее - контролирующие органы), при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым, а также при разработке программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, организациями с участием государства или муниципального образования Республики Крым;

- ориентация управленческой, научно-технической и хозяйственной деятельности организаций на эффективное использование и экономию ТЭР;

- контроль выполнения требований нормативных документов по поддержанию и повышению технического уровня энергоэффективности оборудования и систем энергоснабжения.

При установлении контролирующими органами фактов расточительного, нерационального, неэффективного расходования ТЭР лицами, указанными
в п.1 Инструкции, произведенных расчетов на основании данной Инструкции, влечет за собой ответственность, установленную законодательством Российской Федерации и Республики Крым.

Наибольшее применение в электротехнических установках имеют силовые трансформаторы, посредством которых изменяют значения переменного напряжения и тока. Их многократное использование в электрических сетях позволяет обеспечивать наиболее выгодную транспортировку электроэнергии. В связи с этим диапазон мощностей изготавливаемых трансформаторов весьма широк: от нескольких ВА до сотен МВА.

Данные электротехнические устройства обладают высокой степенью технического, энергетического и эксплуатационного совершенства, имеют высокий КПД. КПД мощных трансформаторов достигает 99%. Тем не менее, при преобразовании параметров электрической энергии в трансформаторе возникают электрические и магнитные потери.              

Электрические потери ∆Рэ состоят из основных потерь в металле обмоток (потерь в меди), потерь токоведущих частях и добавочных потерь, вызванных полем рассеяния в металле обмоток и ферромагнитных частях конструкции трансформатора. Их величина зависит от нагрузки трансформатора и определяется по выражению:

, кВт

             

где ∆Pкз (кВт) – потери короткого замыкания (данные потери являются постоянными для данного типа трансформаторов);

S (кВт·ч) – мощность, передаваемая через трансформатор;

Sн (кВт·ч) – номинальная мощность трансформатора.

Причина возникновения магнитных потерь в магнитопроводе трансформатора – систематическое перемагничивание магнитопровода переменным магнитным полем. Существует два вида магнитных потерь: потери от гистерезиса, связанные с затратой энергии на уничтожение остаточного магнетизма в ферромагнитном материале магнитопровода, и потери от вихревых токов, наводимых переменным магнитным полем в пластинах магнитопровода.

При неизменном первичном напряжении магнитные потери (потери холостого хода ∆Pхх, кВт) не зависят от нагрузки трансформатора и являются постоянными для данного типа трансформаторов.

Расчет потерь активной электроэнергии в трансформаторах определяется по формуле:

ΔW потери=Δ Pхх⋅T г⋅+Kз2⋅Δ Pкз⋅T р , кВт·ч, (2)

где Тг – годовое время включения трансформатора;

Тр – число часов работы трансформатора под нагрузкой за исследуемый период;

Кз – среднегодовой коэффициент загрузки трансформатора:

,                                                                                        (3)

где Iср – среднее за год значение тока нагрузки трансформатора;

Iн – номинальный ток трансформатора;

При Тг = Тр формулу (2) для суммы потерь активной мощности можно записать в следующем виде:

, кВт                                                                                                  (4)

КПД трансформатора равен отношению полезной мощности Р2 трансформатора к потребляемой  Р1:

,                                                                                   

,

где U2, I2 – действующие значения напряжения и тока;

cos φ2 – коэффициент мощности; 

– полная мощность вторичной обмотки.

Анализ формул (2), (4) и (5) показывает, что КПД трансформатора зависит от характера нагрузки и коэффициента его загрузки Кз.

Следует отметить тот факт, что трансформаторы обладают уникальным свойством: максимальный КПД трансформатора находится не в номинальном режиме, когда потребляемый ток I равен номинальному току I= In, а в режимах нагрузки I=Кз·In (при Кз<1). Зависимость η=f∙(Кз) – выражение (5) – имеет максимум, который можно определить, приравняв первую производную этой зависимости dη/dKз  к нулю.

Графически зависимость КПД трансформатора в функции коэффициента загрузки имеет вид, показанный на рис. 1 (для трансформатора мощностью 250 кВА). В данном случае КПД достигает максимума при величине коэффициента загрузки около 40 %.

Рис. 1. Уровень потерь и КПД трансформатора в зависимости от коэффициента загрузки

             

В общем случае значение оптимального коэффициента загрузки трансформатора, при котором его КПД достигает своего максимального значения, определяется по формуле:

                                                                                                                (6)

6. Выбор трансформатора

В табл. 1 и 2 представлена информация о значениях потерь короткого замыкания и потерь холостого хода трансформаторов различной мощности стандартного и энергоэффективного исполнения. Под стандартными трансформаторами понимаются трансформаторы отечественного производства. Под энергоэффективными трансформаторами понимаются трансформаторы, основные характеристики которых соответствуют требованиям Европейского документа по гармонизации «HD428. Трехфазные распределительные трансформаторы с рабочей частотой 50 Гц от 50 до 2500 кВА с масляным охлаждением и максимальным напряжением не выше 36 кВ».

             

Таблица 1.

Уровни потерь мощности холостого хода, Вт

             

             

Таблица 2.

Уровни потерь мощности короткого замыкания, Вт

             

             

В соответствии с типом и установленной мощностью (Sуст и Pуст) электропотребляющего оборудования предприятия осуществляется выбор энергоэффективного трансформатора с подходящими значениями номинальных мощностей (SЭТн и PЭТн). Энергетические службы предприятия собирают и определяют необходимые исходные данные, связанные с планируемым режимом эксплуатации трансформатора: Тг, Тр, Кз, PЭТ.

Из табл. 1 и 2 (или по информации от заводов-изготовителей) определяются допустимые уровни потерь ∆ Pхх и ∆Pкз.

Произведем оценку эффективности применения энергоэффективного трансформатора с низким коэффициентом загрузки.

Рассмотрим конкретный пример. Пусть установленная мощность электрооборудования организации   Sуст=100 кВА,  а   cos φ2= 0,8.

Определим установленную активную мощность:

             

Pуст=Sуст·cosφ2=80 кВт.

Также рассмотрим вариант установки стандартного трансформатора с SСТн=100 кВА.

Согласно данным из табл. 1 и 2 определяем уровни потерь:

             

∆PСТхх =0,280 кВт.

∆PСТкз=1,950 кВт.

Принимая Тг=Тр, согласно (3) и (4) имеем:

,

ΔPСТ=ΔPСТхх+K2СТз⋅ΔPСТкз=0,280+12⋅1,950=2,23 кВт

Согласно (5) определим КПД стандартного:

Из табл. 1 и 2 выберем допустимые уровни потерь для энергоэффективного  трансформатора с SЭТн=250 кВА.

Согласно (3) и (4):

,

ΔPЭТ=ΔPЭТхх+K2ЭТз⋅ΔPЭТкз=0,425+(0,4)2⋅2,750=0,865 кВт

             

Согласно (6) определим оптимальный коэффициент загрузки:

КЭТз ~ КзОПТ, следовательно, выбран подходящий трансформатор, который будет иметь максимальный КПД при заданной нагрузке.

Согласно (5) определим КПД энергоэффективного трансформатора:

После этого проводится сравнительный анализ и осуществляется выбор лучшего трансформатора с точки зрения полной стоимости владения.

7. Оценка полной стоимости (TCO) трансформатора.

После выбора нескольких марок трансформаторов с одинаковыми техническими характеристиками оценивается ТСО каждого трансформатора в течение рассматриваемого периода времени (5, 10, 15, 20 или 25 лет). Согласно техническим требованиям максимальным периодом оценки стоимости владения трансформатора является период в 25 лет. Для нашего расчета примем данный период, равным 10 годам (базовый год 2011).

Оценка ТСО осуществляется в текущих ценах, поэтому все учитываемые при его расчете составляющие должны подвергаться операции дисконтирования для чего перед расчетом осуществляется определение значения ставки дисконтирования i:

где t – номер года, в котором возникают затраты (при этом для года, в котором осуществляется закупка трансформатора t = 0);

n – количество лет, входящих в период эксплуатации трансформатора предприятием.

Полная стоимость, учитывающая все затраты, возникающие на всех этапах жизненного цикла трансформатора, складывается из первоначальных затрат, связанных с приобретением (Cзакупка) и вводом трансформатора в эксплуатацию (Cввод), эксплуатационных затрат (Cэксплуатация) и затрат, связанных с выводом трансформатора из эксплуатации (Cвывод) и его утилизации (Cутилизация). Отсюда получаем следующую формулу:

             

TCO = Cзакупка + Cввод + Cэксплуатация + Cвывод + Cутилизация,  тыс.руб.               (8)

              По формуле (8) осуществляется расчет ТСО для каждого из сравниваемых альтернативных трансформаторов, после чего осуществляется выбор трансформатора с наименьшим значением ТСО. В случае если соотношения ТСО различных трансформаторов варьируются при оценках за различные периоды (5, 10, 15, 20, 25 лет), то осуществляется выбор трансформатора с наименьшим ТСО за наиболее вероятный период эксплуатации.

             

8. Затраты, связанные с закупкой трансформатора

             

С учетом дисконтирования затраты, связанные с закупкой трансформатора (Cзакуп), складываются из затрат на его приобретение (Cприобрt), на хранение (Cхранениеt) и затрат на транспортировку (Cтранспортt) до места ввода в эксплуатацию:

              (9)

             

Если затраты на транспортировку и/или хранение включены поставщиком трансформатора в общую стоимость закупки, то эти затраты равны нулю.

9.  Затраты, связанные с вводом в эксплуатацию трансформатора

              С учетом дисконтирования затраты, связанные с вводом в эксплуатацию трансформатора (Cввод), складываются из затрат на строительно-монтажные работы (СМР) – CСМРt и пусконаладочные работы (ПНР) – CСМРt:

, тыс.руб.                (10)

Если затраты на СМР и/или ПНР включены в общую стоимость закупки, то эти затраты равны нулю.

Результаты расчетов по п.п. 2.1 и 2.2 приведены в табл. 3.

10. Затраты, связанные с эксплуатацией трансформатора

С учетом дисконтирования затраты, связанные с эксплуатацией трансформатора (Cэксплуатация), складываются из затрат на потери электроэнергии в трансформаторе (Cпотериt), затрат на техническое обслуживание (CТОt), текущий (CТРt), средний (ССРt) и капитальный ремонт (CКРt):

, тыс. руб,                (11)

             

Для расчета потерь активной электроэнергии в стандартном и энергоэффективном трансформаторах в течение года используется формула (2):

ΔWСТпотериt=ΔPСТхх⋅Tг⋅+Kз2⋅Δ PСТкз⋅Tр=0,280⋅8760+(1)2⋅1,950⋅8760=19534,8  кВт·ч

ΔWЭТпотериt=ΔPЭТхх⋅Tг⋅+K2з⋅Δ PЭТкз⋅Tр=0,425⋅8760+(0,4)2⋅2,750⋅8760=7577,4 кВт·ч

За рассматриваемый временной промежуток (N=10лет) активные потери электроэнергии равняются:

ΔWСТпотери=ΔWСТпотериt⋅N =19534,8⋅10=195348  кВт·ч

ΔWЭТпотери=ΔWЭТпотериt⋅N=7577,4⋅10=75774  кВт·ч

Экономия электроэнергии при использовании энергоэффективного трансформатора в натуральном выражении за год и за весь рассматриваемый период будет равна:

ΔWгод=(ΔРСТ−Δ РЭТ)·T=(2,230−0,865)·8760=11957,4 кВт·ч/год

                      Δ W=ΔWгод· N=11957,4·10=119574 кВт·ч

                            Или:

Δ W =ΔWСТпотери – ΔWЭТпотери=195348−75774=119574 кВт·ч

Затраты на активные потери электроэнергии в трансформаторе и экономия электроэнергии в рамках одного периода и могут быть рассчитаны следующим образом:

Cпотериt=Tээt·∆ Wпотериt , тыс.руб,                 (12)

Э=Tээt ·∆W , тыс.руб.                    (13)

Для учета изменения тарифа на электрическую энергию во времени используется следующая формула:

тыс.руб.           (14)

              где ИРТ – индекс роста тарифов на электроэнергию согласно прогнозам Министерства экономического развития Российской Федерации.

              ИРТ, тарифы на электроэнергию и затраты на активные потери электроэнергии представлены в табл. 3.

              Примем, что энергоэффективные трансформаторы не обслуживаются в период всего срока эксплуатации и поэтому:

, тыс.руб.                                                             (15)

11. Затраты, связанные с выводом из эксплуатации ЭТ

              С учетом дисконтирования затраты, связанные с выводом из эксплуатации энергоэффективного трансформатора (Cвывод) складываются из затрат на демонтаж ЭТ (Cдемонтажt):

,  тыс. руб.              (16)

             

              Так как срок службы трансформатора 25 лет, а рассматриваемый промежуток времени 10 лет, то данные затраты равны нулю.

             

12.  Затраты, связанные с утилизацией ЭТ

С учетом дисконтирования затраты, связанные с утилизацией энергоэффективного трансформатора (Cутилизация), складываются из затрат на работы по утилизации энергоэффективного трансформатора (Cрабутt) за вычетом возможной выручки за энергоэффективный трансформатор (Свыручt) на вторичном рынке либо оплаты за энергоэффективный трансформатор как за металлолом:

,                  (17)

Так как срок службы трансформатора 25 лет, а рассматриваемый промежуток времени 10 лет, то данные затраты равны нулю.

                            Таблица 3.

Полная стоимость стандартных и энергоэффективных 

трансформаторов с учетом ставки дисконтирования

             

13. Оценка экономического эффекта от осуществления мероприятия

После определения положительного натурального и финансового эффекта от сокращения потерь электрической энергии и оценки TCO выбирается наиболее предпочтительный вариант для реализации проекта по установке трансформатора.

Результаты, представленные в табл. 3, демонстрируют то, что несмотря на высокую стоимость приобретения, энергоэффективный трансформатор имеет более меньшее значение TCO благодаря значительно меньшим потерям, что с учетом постоянно растущих тарифов на электроэнергию играет весомую роль в формировании полной его стоимости. Помимо этого применение энергоэффективного трансформатора способно повысить надежность электроснабжения потребителя и снизить возможность возникновения аварийных ситуаций, так как он эксплуатируется в диапазоне 30 - 45% от номинальной мощности, что снижает термическое воздействие тока (I=0,3-0,45∙Iн) на него и кабельные линии.

Результаты приведенного анализа демонстрируют, что замена стандартных трансформаторов на энергоэффективные с низким коэффициентом загрузки позволит предприятию уменьшить активные потери электроэнергии в трансформаторе и сэкономить денежные средства за рассматриваемый период времени за счет повышения КПД трансформатора при выбранной нагрузке.

Так как отечественные сети характеризуются высокой степенью изношенности и достаточно высоким уровнем потерь электрической энергии, то замена устаревших стандартных трансформаторов на энергоэффективные с низким коэффициентом загрузки в перспективе поможет решить сразу две эти проблемы.

14. Постоянные потери трансформатора

К постоянным потерям в электрических сетях относятся потери в стали силовых трансформаторов.

Мощность потерь в стали силового трансформатора (либо их называют потери холостого хода) рассчитываются на основании данных об испытаниях трансформатора заводом изготовителем, организацией производящей капитальный ремонт вносимых в паспорта трансформатора.

В паспорте трансформатора должны быть указаны следующие необходимые для расчета потерь величины:

тип трансформатора;

номинальная мощность, Sном - кВА;

номинальное напряжение высокой стороны, Uном - кВ;

мощность холостого хода, ДРхх пас- кВт;

ток холостого хода, Iхх - %.

Мощность потерь в стали силового трансформатора определяется по формуле

ДРхх=(ДРхх пас+Кип ∙ДQхх)∙(Uср/Uном )² ;

где   ДРхх пас – паспортная мощность холостого хода трансформатора - кВт;

         Кип  - коэффициент изменения потерь активной мощности (для промышленных предприятий, когда величина его не задана энергосистемой следует принимать равным 0,07) – кВт / кВар;

         Uср – среднее значение напряжения питающей сети на высокой стороне трансформатора за рассматриваемый период – В;

         Uном – номинальное напряжение высокой стороны трансформатора – В;

         ДQхх – постоянная составляющая потерь реактивной мощности холостого хода трансформатора – кВар, определяемая по формуле

ДQхх=Sном∙ Iхх/100

где    Sном  - паспортная номинальная мощность трансформатора – кВА;

          Iхх  - паспортный ток холостого хода трансформатора - %.

Определение расхода электрической энергии на постоянные потери в стали трансформатора выполняется по формуле:

ДWхх = ДРхх∙То

где         Рхх – мощность потерь в стали силового трансформатора – кВт;

               То – число часов присоединения трансформатора к сети – ч.

15. Переменные потери в трансформаторах.

Рассмотрим две перечисленные составляющие переменных потерь.

Потери в меди силовых трансформаторов.

Расчет потерь в меди силового трансформатора (либо их называют потери короткого замыкания) производится на основании паспортных данных, а также данных по загрузке.

Для расчета мощности потерь в меди силового трансформатора необходимые следующие паспортные данные трансформатора:

тип трансформатора;

номинальная мощность, Sном - кВА;

напряжение короткого замыкания, Uк -  %;

мощность короткого замыкания, ДРкзпас.- кВт.

Мощность потерь в меди силовых трансформаторов определяется по формуле

ДРкз=(ДРкзпас+Кип∙ДQкз)∙(Sср /Sном)²

где     ДРкзпас – паспортная мощность короткого замыкания трансформатора – кВт;

           Кип  - коэффициент изменения потерь активной мощности (для промышленных предприятий, когда величина его не задана энергосистемой следует принимать равным 0,07) – кВт / кВар;

           Sср – среднее значение мощности за рассматриваемый период времени – кВА;

           Sном – паспортная номинальная мощность трансформатора – кВА;

           ДQкз – реактивная мощность, потребляемая трансформатором при полной нагрузке – кВар, определяется по формуле

ДQкз = Sном∙Uк/100

где     Sном – паспортная номинальная мощность трансформатора – кВА;

           Uк - напряжение короткого замыкания - %.

        Определение расхода электрической на переменные потери в меди трансформатора определяется по формуле

ДWкз=ДРкз∙Тр

где      ДРкз - мощность потерь в меди силового трансформатора – кВт;

             Тр – число часов работы трансформатора под нагрузкой – ч.

16. Потери в проводниках.

Мощность переменных потерь в проводниках (кабельных и воздушных линиях), определяется по формуле

ДРл = 0,003∙Кф2 ∙Iср2 ∙Rуд∙ L

где      Кф – коэффициент формы графика суточной нагрузки (для электрических

                      нагрузок большинства промышленных предприятий Кф = 1,01 – 1,1);

              Iср – средняя величина тока за рассматриваемый период – А;

              Rуд – активное удельное сопротивление проводников (кабельных и

                       воздушных линий) – Ом/км;

               L – длина электрической линии - км.

Ниже приведена таблица величин активных удельных сопротивлений проводов и кабелей 

Сечение жилы

провода,

кабеля

                       Активное сопротивление, Ом/км.

Медные провода и

           кабели

Алюминиевые

провода и

кабели

Сталеалюминиевые провода

10

1,84

3,16

3,12

16

1,2

1,98

2,06

25

0,74

1,28

1,38

35

0,54

0,92

0,85

50

0,39

0,64

0,65

70

0,28

0,46

0,46

95

0,2

0,34

0,33

120

0,158

0,27

0,27

150

0,123

0,21

0,21

185

0,103

0,17

0,17

240

0,078

0,132

0,132

Определение расхода электрической энергии на переменные потери в проводниках (кабельных и воздушных линиях) выполняется по формуле

ДWл =ДРл∙Тр

где   ДРл – мощность переменных потерь в проводниках – кВт;

          Тр – число часов работы трансформатора под нагрузкой – ч.