«Разработка и внедрение мероприятий по энергосбережению на ООО «Сельхозтехника» г. Санкт - Петербурга»

Полученное значение потерь проверяется по допустимой потере напряжения:
(4.7)
Производятся расчёты по (4.1) – (4.7) на примере КЛ Л1:
Pл = 0,9∙47=42,3 кВт.
Qл = 42,3 ∙0,33=14 квар.


Принимается Iдоп = 90 А и соответствующее ему сечение F=16 мм2. Проверка по выражению (5.5) выполняется
90 А > 67,8 А.
Выбирается кабель марки АВВГ (3x16+1x10) с допустимым длительным током Iдоп = 90 А по табл. 1.3.29 [3].
Потери в нормальном режиме по формуле (4.6):

Проверка по (4.7):
5,68 % 5%.
Условие (4.7) не выполняется, принимается сечение кабеля F=25 мм2.
Потери напряжения в нормальном режиме по (6):

Условие (4.7) выполняется
3,62 % 5%.
Окончательно принимается кабель АВВГ-(3x25+1x16) с длительным допустимым током Iдоп = 115 А.
Аналогично проводятся расчёты для линий Л2 – Л8 и результаты приводятся в таблице 4.2.



















Таблица 4.2 – Результаты выбора сечения КЛ после реконструкции
Параметр КЛ КЛ – 0,38 кВ Л1 Л2 Л3 Л4 Л5 Л6 Л7 Л8 Марка кабеля до
реконструкции АВВГ-
(3x16+
1x10) АВВГ-
(3x16+
1x10) АВВГ-
(3x16+
1x10) АВВГ-
(3x16+
1x10) АВВГ-
(3x10+
1x6) АВВГ-
(3x10+
1x6) АВВГ-
(3x16+
1x10) АВВГ-
(3x16+
1x10) Длина КЛ, м 100 110 120 90 25 20 120 70 Pмакс, кВт 47,0 38,0 52,0 42,0 37,0 35,0 38,0 52,0 cos φ / tg φ 0,95/0,33 Результаты выбора кабеля - по допустимому длительному току, мм2 16 10 16 10 10 10 10 16 - по допустимой потере напряжения, мм2 25 25 25 16 10 10 25 25 Марка кабеля после реконструкции АВВГ-
(3x25+
1x16) АВВГ-
(3x25+
1x16) АВВГ-
(3x25+
1x16) АВВГ-
(3x16+
1x10) АВВГ-
(3x10+
1x6) АВВГ-
(3x10+
1x6) АВВГ-
(3x25+
1x16) АВВГ-
(3x25+
1x16) Iдоп, А 115 115 115 90 65 65 115 115
4.2 Определение потерь мощности и электроэнергии в кабельных линиях до реконструкции и после её проведения

Проводится определение потерь мощности и электроэнергии на примере кабельной линии Л1 (до и после реконструкции).
Потери активной мощности определяются:
кВт (4.8)
где Iрн - расчетный ток нормального режима, А;
Uном - номинальное напряжение сети, Uном = 35 кВ;
r0 –удельные активное сопротивления линии, мОм/м;
L-длина линии, км.
Потери активной электроэнергии в линии трехфазной электрической сети в нормальном режиме определяются:
(4.9)
где τ -время наибольших потерь, [час] вычисляемое по формуле:
τ=(0,124+Тмах·10-4)2·8760,                               (4.10)
где Тмах – годовое число часов использования максимума нагрузки, табл.5.3.10 [5], ч.
Для КЛ Л1 (до реконструкции)
τ = (0,124+5300·10-4)2·8760=3746 ч.
ΔРн = 3·75,22·1,84·0,1·10-3 =3,12 кВт.
ΔWа = 3,12·3746=11690,0 кВт·ч.
Для КЛ Л1 (после реконструкции)
ΔРн = 3·75,22·1,17·0,1·10-3 =1,98 кВт.
ΔWа = 1,98·3746=7417,1 кВт·ч.
Аналогичные расчеты проводятся для других КЛ, результаты сводятся в таблице 4.3 (до реконструкции) и таблице 4.4 (после реконструкции).
Таблица 4.3 – Расчетные значения потерь мощности и электрической энергии в КЛ 0,38 кВ до реконструкции

Линия Марка кабеля Длина
линии Удельные сопротивления участков сети Ток в
норм.
режиме Потери активной
мощности в
норм.
режиме Годовое число исп. мax. нагр. Время наибольших
потерь Потери эл. энергии в
норм.
режиме Активное,
r0 Индуктив.,
x0   км мОм/м А кВт ч ч кВт·ч Л1 АВВГ (3x16+1x10) 0,10 1,84 0,068 75,2 3,12 5300 3746 11690,0 Л2 АВВГ (3x16+1x10) 0,11 1,84 0,068 60,8 2,24 5300 3746 8391,1 Л3 АВВГ (3x16+1x10) 0,12 1,84 0,068 83,2 4,59 5300 3746 17194,1 Л4 АВВГ (3x16+1x10) 0,09 1,84 0,068 67,2 2,24 5300 3746 8391,1 Л5 АВВГ (3x10+1x6) 0,025 2,94 0,073 59,2 0,77 5300 3746 2884,4 Л6 АВВГ (3x10+1x6) 0,02 2,94 0,073 56,0 0,55 5300 3746 2060,3 Л7 АВВГ (3x16+1x10) 0,12 1,84 0,068 60,8 2,45 5300 3746 9177,7 Л8 АВВГ (3x16+1x10) 0,07 1,84 0,068 83,2 2,67 5300 3746 10001,8 Итого по сети 0,38 кВ 18,63 - - 69790,5

Таблица 4.4 – Расчетные значения потерь мощности и электрической энергии в КЛ 0,38 кВ после реконструкции

Линия Марка провода Длина
линии Удельные сопротивления участков сети Ток в
норм.
режиме Потери активной
мощности в
норм.режиме Годовое число исп. мax. нагр. Время наибольших
потерь Потери эл. энергии в
норм.
режиме Активное,
r0 Индуктив.,
x0   км мОм/м А кВт ч ч кВт·ч Л1 АВВГ (3x25+1x16) 0,10 1,17 0,066 75,2 3,12 5300 3746 7417,1 Л2 АВВГ (3x25+1x16) 0,11 1,17 0,066 60,8 1,42 5300 3746 5319,3 Л3 АВВГ (3x25+1x16) 0,12 1,17 0,066 83,2 2,92 5300 3746 10938,3 Л4 АВВГ (3x16+1x10) 0,09 1,84 0,068 67,2 2,24 5300 3746 8391,1 Л5 АВВГ (3x10+1x6) 0,025 2,94 0,073 59,2 0,77 5300 3746 2884,4 Л6 АВВГ (3x10+1x6) 0,02 2,94 0,073 56,0 0,55 5300 3746 2060,3 Л7 АВВГ (3x25+1x16) 0,12 1,17 0,066 60,8 1,56 5300 3746 5843,8 Л8 АВВГ (3x25+1x16) 0,07 1,17 0,066 83,2 1,66 5300 3746 6218,4 Итого по сети 0,38 кВ 14,24 - - 49072,7 Гистограммы, иллюстрирующие потери активной мощности и электроэнергии в рассматриваемых КЛ до и после реконструкции, представлены на рисунках 4.1 и 4.2 соответственно.

Рисунок 4.1 - Потери активной мощности в рассматриваемых КЛ

Рисунок 4.2 - Потери активной электроэнергии в рассматриваемых КЛ
В результате проведённой реконструкции с заменой сечения кабеля на загруженных участках в рассматриваемых линиях Л1-Л8, установлено:
- рекомендуется заменить кабель КЛ 0,38 кВ на линиях Л1-Л3, Л7-Л8, а на линиях Л4-Л6 сечение кабеля согласно расчётов остаётся без изменений;
- потери мощности в исследуемых кабельных линиях 0,38 кВ уменьшились после реконструкции на величину, составляющую 18,63-14,24=4,39 кВт, что составляет 23,6 % от величины потерь мощности до реконструкции;
- потери электроэнергии в исследуемых кабельных линиях 0,38 кВ уменьшились после реконструкции на 69790,5-49072,7=20717,8 кВт·ч, что составляет 29,7 % от величины потерь мощности до реконструкции;
- основываясь на приведённых результатах, установлено, что проведение реконструкции в рассматриваемых КЛ 0,38 кВ Л1-Л3, Л7-Л8, эффективно технически.















ГЛАВА 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЁННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ НА ПРЕДПРИЯТИИ

5.1 Определение экономической эффективности реконструкции питающих кабельных линий 0,38 кВ в электрической сети предприятия

В результате проведённой реконструкции с заменой провода на загруженных участках в рассматриваемых КЛ 0,38 кВ Л1-Л8, установлено, что потери электроэнергии снижаются.
Численное значение снижения потерь электроэнергии определяют на основе сравнения их значений до и после реконструкции.
Результаты указанных выше расчётов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Определение экономического эффекта в следствии проведённой реконструкции КЛ 0,38 кВ
Параметр До реконструкции После
реконструкции Экономический
эффект Суммарные потери электроэнергии в КЛ 0,38 кВ, кВт·ч 69790,5 49072,7 20717,8
(29,7%) Плата за потери электроэнергии, р.
(3,77 р. за 1 кВт·ч) 263110,2 185004,1 78106,1
Далее проводится технико – экономический расчёт с конечной целью определения срока окупаемости реконструкции рассматриваемых КЛ напряжением 0,38 кВ.
Задачей технико - экономического расчёта является определение затрат на реконструкцию указанных КЛ 0,38 кВ (Л1-Л3, Л7-Л8).
В соответствии с требованиями [5], является величина приведенных затрат:
(5.1)
где К - капитальные затраты на замену кабеля КЛ 0,38 кВ электрической сети;
И - годовые эксплуатационные расходы.
В капитальные затраты на сооружение сети входят стоимость кабельных линий Л1-Л3, Л7-Л8, которые определяются по укрупнённым показателям стоимости электрических сетей [5].
Стоимость линий определяется:
- длиной;
- номинальным напряжением;
- сечением кабеля;
- маркой кабеля.
В состав годовых эксплуатационных расходов входят соответствующие расходы в линиях Ил. Эти составляющие находят по выражению:
(5.2)
где Иа - издержки на амортизацию;
Иэ - издержки на эксплуатацию.
Издержки на амортизацию Иа определяются по норме отчисления на амортизацию от капитальных затрат:
(5.3)
где ар - коэффициент амортизации, %, принимаемый по, табл. 6.1 [5].
Эксплуатационные издержки Иэ определяются:
(5.4)
где эр - отчисления на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, %, принимаемый по [5].
Результаты расчёта капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий сводятся в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 – Результаты расчёта капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов на реконструкцию КЛ – 0,38 кВ
Определяемый
показатель КЛ-0,38 кВ Л1 Л2 Л3 Л7 Л8 Марка кабеля
АВВГ (3x25+1x16) АВВГ (3x25+1x16) АВВГ (3x25+1x16) АВВГ (3x25+1x16) АВВГ (3x25+1x16) Длина линии, м 100 110 120 120 70 Стоимость 1м кабеля, руб./м 94,51 94,51 94,51 94,51 94,51 Стоимость линии, руб. 9451,0 10396,1 11341,2 11341,2 6615,7 Издержки на амортизацию,
руб., (ар = 6,7 %) 633,2 696,5 759,9 759,9 443,3 Издержки на эксплуатацию,
руб., (эр = 3,8 %) 359,1 395,1 431,0 431,0 251,4 Годовые эксплуатационные расходы, руб. 992,3 1091,6 1190,9 1190,9 694,7 Приведённые затраты,
руб. 10443,3 11487,7 12532,1 12532,1 7310,4 Всего приведённых
затрат по КЛ, руб. 54305,6
Срок окупаемости проведенной реконструкции составляет:
С = З/Е, (5.5)
где З – полученный эффект от реконструкции, тыс. р.;
Е – суммарные приведённые затраты по КЛ, выделяемые на её реконструкцию, р.
С = 78106,1/54305,6 1,44 1,5 года.
Проведённая реконструкция эффективна, т.к. окупится за 1,5 года.

5.2 Экономическое обоснование внедрения АСКУЭ на предприятии

Смысл создания и использования АСКУЭ заключается в постоянной экономии энергоресурсов и финансов предприятия при минимальных начальных денежных затратах.
На сегодняшний день предлагаемая система является тем необходимым механизмом, без которого трудно решать проблемы цивилизованных расчетов за энергоресурсы с их поставщиками, непрерывной экономии энергоносителей и снижения доли энергозатрат в себестоимости продукции предприятия.
Отсутствие подвижных деталей, современная элементная база обеспечивают надежную и не требующую ремонта работу микропроцессорных счетчиков, еще более делая систему экономически выгодной.
В данном проекте идет речь о постоянных потерях в магнитопроводе трансформаторов.
Благодаря переходу на дифференциальный тариф с помощью счетчиков ЕвроАльфа можно учитывать их по определенной дифференцированной цене за каждый час времени суток.
За счет того, что в некоторые часы ставка на электроэнергию ниже, чем при однотарифном учете энергии, в проекте ожидается получить экономию затрат на оплату потерь электроэнергии. Определяем капитальные вложения:
КВ=Ц+М+ТР+НР, (5.6)
где Ц – цена оборудования, руб.;
М – затраты на монтаж оборудования (20-40%∙Ц), руб.;
НР – накладные расходы (Σ(Ц+М+ТР) ∙8-10%), руб.;
ТР-транспортные расходы (10-15%∙Ц), руб.
Расчет затрат на внедрение системы АСКУЭ представлен в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Расчет затрат на внедрение системы АСКУЭ
№ Тип оборудования Цена, руб. 1 ЕвроАльфа A1600 23400 2 GSM модем 14600 3 Расходный материал 500 4 Монтаж 15400 5 Транспортные расходы 3850 6 Трансформатор тока ТЛМ (8 шт.) 236560 7 Трансформатор напряжения НАМИ (8 шт) 403200 Итого капитальных вложений 1119129
М=0,4∙678260=271304 руб.
ТР=0,1∙678260=67826 руб.
НР=0,1∙ (678260+67826+271304) = 101739 руб.
КВ=678260+67826+271304+101739=1119129 руб.
К годовым эксплуатационным затратам относятся все расходы, связанные с обслуживанием средств учета
ЗЭ= А+ТР +ЗП+П, (5.7)
где ЗП – заработная плата обслуживающего персонала, руб.;
А – амортизационные отчисления (12,5%∙КВ), руб.;
ТР – стоимость текущего ремонта (5%∙КВ), руб.;
П – прочие затраты, руб.
А=0,125∙1119129= 139891 руб.;
ТР=0,05∙1119129= 55956 руб.;
Зарплата обслуживающего персонала:
ЗП=ЧТС∙ЗТ∙Кдоп∙Котч , (5.8)
где ЧТС – часовая тарифная ставка (57 руб.);
ЗТ – затраты труда на обслуживание данного оборудования, чел∙ч;
Кдоп – коэффициент, учитывающий дополнительную оплату (1,64);
Котч – коэффициент отчислений в единый социальный фонд (1,30)
ЗТ=Т∙q , (5.9)
где Т – трудоемкость обслуживания 1 у.е., чел.∙ч;
q – количество у.е. шт. (1,1);
КУЕ.ЭЛ.ОБ=1,1 у.е. на 1 средство учета.
Количество условных единиц всего оборудования
КУЕ.ЭЛ.ОБ=1,1∙4=4,4;
ЗТ=4,4∙18,6=81,84 чел-час;
ЗП=57∙1,64∙1,30∙81,84=9945,5 руб.;
П=0,1∙ (А+ТР+ЗП);
П=0,1∙ (139891+55956+9945,5)=20579 руб.;
ЗЭ=139891+55956+9945,5+20579=226371,5 руб.
Всего существует 6 ценовых категорий электроэнергии. Объем передачи энергии за месяц составляет 132,9 МВт∙ч, в том числе по зонам суток: ночной Qэн=44,3 МВт∙ч; пиковый Qэп=38,76 кВт∙ч и полупиковый Qэпп=49,84 МВт∙ч. В качестве примера расчет был произведен за март 2019 года. При переходе на дифференцированный тариф по времени суток, в соответствии с приказом «Об интервалах тарифных зон суток для потребителей на 2019 год», установлены следующие интервалы тарифных зон: ночная (2300-700), пиковая (900-1600).
Остальное время составляет полупиковая зона (700-900 и 1600-2300). В нашем случае стоимость МВт∙ч электроэнергии:
- ночной тариф (Тн) равен 4500 руб./МВт∙ч;
- пиковый тариф (Тп) равен 7500 руб./МВт∙ч;
- полупиковый тариф (Тпп) равен 5500 руб./МВт∙ч.
Одним из основных показателей эффективности является минимум приведенных затрат
ПЗ=КВ∙Ен+ЗЭ, (5.10)
где КВ - капитальные вложения, руб.;
ЗЭ – годовые эксплуатационные затраты, руб.;
Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, Ен = 0,15.
ПЗ=1119129∙0,15+226371,5 =394240,85 руб.
Определяем стоимость потерь объема электроэнергии при первой ценовой категории:
Ээ=0,178655∙24∙31∙3902,054=518658,36
Годовая экономия в оплате за электроэнергии для второй ценовой категории можно определить по формуле:
Ээ=Тэо∙Qэ- (Тн∙Qэн+Тп∙Qэп+Тпп∙Qэпп); (5.11)
Ээ=132,9∙3902,054-(44,3∙4500+38,76∙7500+49,84∙5500) = 518658,36-
-(199350+290700+274120) =518658,36-764170 = - 245511,64 руб.
Следовательно, производить расчет потерь электроэнергии трансформаторов по второй ценовой категории не выгодно, система не окупается. Определим экономию электроэнергии по третьей ценовой категории, равной 433748,4 руб. Годовая экономия затрат на оплату потерь электроэнергии:
Эк=Ээ.1цк-Ээ.3цк =518658,36-433748,4 = 84909,96 руб./месяц;
Эк=84909,96∙12=1018919,52 руб./ год
Срок окупаемости капиталовложений:
Ткв = ∆КВ/Эк, лет. (5.12)
Ткв = 1119129/1018919,52 = 1,1 лет.
Экономическая оценка эффективности внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Экономическая оценка эффективности внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию
Показатели Значения Капитальные вложения, руб 1119129 Эксплуатационные затраты, руб 226371,5 Приведенные затраты, руб 394240,85 Стоимость потерь эл.энергии, руб.: - по первой ценовой категории 518658,36 - по второй ценовой категории 581726,15 - по третьей ценовой категории 433748,4 Экономия в оплате, руб.: - по второй ценовой категории -245511,64 - по третей ценовой категории 84909,96 Годовая экономия, руб. 1018919,52 Срок окупаемости, лет 1,1
Экономическая целесообразность многотарифного учета оправдана. Этот вид учета позволяет передающей организации сократить затраты на электроэнергию.
В результате внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию была получена годовая экономия в размере 1018919,52 руб. при капитальных вложениях в 1119129 руб. со сроком окупаемости в 1,1 года.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения работы разработан проект по энергосбережению в электрической сети ООО «Сельхозтехника», находящегося в г. Санкт - Петербурга.
В работе проведён анализ энергосберегающих мероприятий в электрических сетях с последующей разработкой и систематизацией комплекса энергосберегающих мероприятий, направленных на минимизацию потерь электроэнергии в электрических сетях предприятия.
После описания и выбора данных энергосберегающих мероприятий, они классифицированы на основные группы с последующим составлением плана по их реализации.
Детально рассмотрен вопрос и обоснована необходимость применения АСКУЭ с использованием электронного программируемого счётчика ЕвроАльфа с реализацией усовершенствованной методики прогнозирования энергопотребления на основе современных технологий и математического аппарата нейронных сетей с целью энергосбережения в системе электроснабжения предприятия.
Произведён проектный расчет энергосберегающего мероприятия, который заключается в расчёте экономических и технических показателей проведения реконструкции распределительных линий 0,38 кВ и состоит из следующих пунктов: анализ существующего состояния рассматриваемого вопроса, расчёт электрических нагрузок и выбор сечения КЛ в результате проведения реконструкции, определение потерь мощности и электроэнергии в КЛ до реконструкции и после её проведения, определение экономического эффекта реконструкции КЛ 0,38 кВ.
В результате внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию, на предприятии была получена годовая экономия в размере 1018919,52 руб. при капитальных вложениях в 1119129 руб. со сроком окупаемости в 1,1 года.
В результате проведённой реконструкции с заменой сечения кабеля на загруженных участках в рассматриваемых линиях Л1-Л8, установлено следующее:
- рекомендуется заменить кабель КЛ 0,38 кВ на линиях Л1-Л3, Л7-Л8, а на линиях Л4-Л6 сечение кабеля согласно расчётов остаётся без изменений;
- потери мощности в исследуемых кабельных линиях 0,38 кВ уменьшились после реконструкции на 4,39 кВт, что составляет 23,6 % от величины потерь мощности до реконструкции;
- потери электроэнергии в исследуемых кабельных линиях 0,38 кВ уменьшились после реконструкции на 20717,8 кВт·ч, что составляет 29,7 % от величины потерь мощности до реконструкции;
- основываясь на приведённых результатах, установлено, что проведение реконструкции в рассматриваемых КЛ 0,38 кВ Л1-Л3, Л7-Л8, эффективна технически;
- суммарные приведённые затраты по КЛ 0,38 кВ, выделяемые на её реконструкцию, составили величину 54305,6 р.;
- реконструкция экономически целесообразна, т.к. срок её окупаемости равен 1,5 года.
При принятии решений в работе были соблюдены следующие критерии: надежность, экономичность, безопасность и удобство эксплуатации, техническая гибкость, компактность, унифицированность, экологичность.








СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ (ред. от 29.07.2017) «Об энергосбережении, повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»
2. Правила устройства электроустановок. – 7-е изд., перераб. и доп. – М.: Главгосэнергонадзор России, 2016. – 692 с.
3. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 2017. - 174 с.: ил.
4. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 2016. - 392 с.:
5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ - М.: Норматика, 2016.
6. Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. - М., 2013.
7. Левченко И. И., Сацук Е. И. Нагрузочная способность и мониторинг воздушных линий электропередачи в экстремальных погодных условиях. - Электричество. 2008. №4.
8. 2. Воротницкий В. Э., Туркина О. В. Оценка погрешностей расчета переменных потерь электроэнергии в ВЛ из–за неучета метеоусловий. – Энергосистемы и электрические сети. 2008. – №10.
9. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012.
10. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.- М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576с.
11. IEC 60287–2–2:1995 Electric cables–Calculation of the current rating–Part 2. Thermal resistance – Section 2. A method for calculating reduction factors for groups of cables in free air, protected from solar radiation.
12. Мирошник А. А. Уточненные алгоритмы расчета потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ в реальном времени. – Проблемы региональной энергетики. 2010. 2 (13).
13. Жежеленко И.В. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. – М.: Энергоатомиздат, 2005. – 261 с.
14. Потребич А.А. Методы расчёта потерь энергии в питающих электрических сетях энергосистем. Электричество. 2005. №19.
15. Владимиров Ю.В., Крамская Т.В. Учёт фактора влияния нестационарности нагрузки на потери в электрических сетях от перетоков реактивных мощностей мощностей - Восточно-Европейский журнал передовых технологий. 2006. № 4/3 (22)
16. Потребич А. А. Моделирование нагрузок для расчёта потерь энергии в питающих электрических сетях энергосистем - Электричество. 1997. №3.
17. Железко Ю. С. Методы расчёта нагрузочных потерь электроэнергии в радиальных сетях 0,38-20 кВ по обобщённым параметрам сети. - Электрические станции. 2006. № 1.
18. Артюх В. М. Потери электроэнергии в оборудовании собственных нужд электростанций. Электрические станции. 2007. № 2.
19. Железко Ю. С. Потери электроэнергии в оборудовании сетей и подстанций. – Электрические станции. 2005. № 7.
20. Железко Ю. С. Статистические характеристики погрешностей измерительных комплексов и их использование при расчёте недоучёта электроэнергии. – Электрические станции. 2005. № 7.
21. Железко Ю. С. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии. – Электрические станции. 2002. № 2.
22. Железко Ю. С. Систематические и случайные погрешности методов расчета нагрузочных потерь электроэнергии – Электрические станции. 2001. № 12.
23. Железко Ю. С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов – Электрические станции. 2001. № 9.
24. Войтов О. Н. Алгоритмы оценки потерь электроэнергии в электрической сети и их программная реализация. – Электричество. 2005. № 10.
25. Воротницкий В.Э. Программа расчета потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6-10 кВ – Электрические станции. 1999. №8.
26. Воротницкий В.Э. О принципах нормирования технико–экономического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях для расчета тарифов по диапазонам напряжения – Электрические станции. 1999. №11.
27. Воротницкий В.Э. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Уч. – метод. пособ. – М.: ИПК. 2002.
28. Макаров Е. Ф. Резервы снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях. – Электрические станции. – 1997. – № 3.
29. Воротницкий В.Э. Потери электроэнергии в электрических сетях: анализ и опыт снижения – М.: НТФ «Энергопрогресс», 2006. – 104 с.
30. Сапронов А. А. Об автоматизированной системе контроля и учета электроснабжения однофазных энергопотребителей 0,4 кВ. – Энергетик. – 2003. №10.
31. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. – 4е издание, переаб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
32. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989 – 175 с.
33. Водянников В.Т. Экономическая оценка проектных решений в энергетике АПК. – М.: Колос, 2008 – 263с.
34. Долин П. А. Справочник по технике безопасности. – 5-е изд., перераб. и. доп. – М.: Энергоиздат, 1982. – 800 с., ил.
35. Курдюмов В.И., Зотов Б.И. Проектирование и расчет средств обеспечения безопасности. – М.: Колос, 2005 г.
36. И. В. Жежеленко, Ю. Л. Саенко. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. – М.: Энергоатомиздат, 2005. – 261 с.
37. Передача и распределение электрической энергии / Герасименко А.А., Федин В.Т. - Изд. 2-е, - Ростов Н/Д: Феникс, 2008.
39. Электрические системы. Электрические сети / Под ред. В. А. Веникова и В. А. Строева. М.: Высш. шк., 1998.
40. Электрические системы и сети: Учебник/Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычёв - Мн.: УП «Технопринт», 2004.
41. Gupta P. Adaptive short–term forecasting of hourly loads using weather information – IEEE Trans. Power Appar. And Syst. 1998. №5.
42. Panuska V. Short–term forecasting of electric power system load from a weather dependent model. – IFAC Symp.1977. Autom. Contr. and Prot. Electr. Power Syst., Melbourne, 1977. Sydney.
















2


5




















73