Минимизация потерь электроэнергии в электрической сети Бектемирского района г. Ташкента Республики Узбекистан»

Весовые коэффициенты в выражении (2.3) принимаются обратно пропорциональными дисперсиям ошибок измерений.
Следует отметить, что функция (2.3) должна быть дополнена условиями, которые обеспечивают выполнение закона сохранения энергии.
Схему электрической сети можно представить в виде графа, в котором линии электропередачи и трансформаторы являются его ребрами, а электростанции и подстанции – узлами.
Составляется система уравнений, в которой каждое слагаемое представляет собой выполнение первого закона Кирхгофа для расчетных потоков энергии, т.е.:
(2.4)
где Wi р – расчетная узловая энергия;
Wij р – расчетный поток энергии по ветви;
N – количество узлов схемы сети.
Таким образом, задача сводится к минимизации целевой функции (2.3) при наличии системы ограничений – равенства (2.4).
Взяв производные от (2.4) по переменным Wij р и приравняв их нулю, получим систему уравнений, решение которой относительно Wij р обеспечивает минимум функции (2.4):
(2.5)
Учтя разности между измеренными и расчетными значениями энергии, остальной небаланс, полученный из уравнения (2.4), решением которого будет уравнение (2.5) и будет искомые величины, обусловленные потерями электроэнергии (по узлам, ветвям, и, далее, по системе в целом).
В конечном итоге локализуются узлы с наибольшими значениями коммерческих потерь.
Также ниже приводятся технические мероприятия по минимизации экономических потерь электроэнергии, которые связаны в основном с несанкционированными подключениями и кражами электроэнергии, что неукоснительно отражается на потерях электроэнергии.
Технические мероприятия по минимизации экономических потерь электроэнергии, приведены на рисунке 2.7.



Рисунок 2.7 – Технические мероприятия по минимизации
экономических потерь электроэнергии

Также после анализа литературы, проведённого ранее, в работе выбраны основные МСП для минимизации потерь электроэнергии, непосредственно применяемые в системе электроснабжения района:
- внедрение программного обеспечения, обеспечивающего точное и качественное прогнозирование и расчёт потерь электроэнергии;
- разработка, контроль и выполнение комплексного плана мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии;
- реализация оптимального управления режимами электрических сетей после проведения соответствующих расчётов;
- использование технических средств снижения потерь электроэнергии, а также средств телеизмерений и автоматических устройств управления;
- реализация оптимальных режимов электрических сетей по реактивной мощности и напряжению;
- осуществление переключений и регулирования напряжения в центрах питания сетей;
- размыкание линий с двусторонним питанием в точках, обеспечивающих электроснабжение потребителей при минимальных суммарных потерях электроэнергии;
- отключение в режимах малых нагрузок одного из трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами;
- выравнивание нагрузок фаз всей сети и системы, включая ДЭП СВН (при необходимости);
- установка и ввод в работу автоматизированных средств: автоматических регуляторов напряжения на трансформаторах с РПН, автоматических регуляторов источников реактивной мощности, средств телеизмерений, технических средств регулирования напряжения;
- реконструкция подстанций, введение дополнительных ЛЭП и трансформаторов для разгрузки перегруженных участков сетей;
- установка и ввод в работу компенсирующих устройств (КП) на подстанциях энергосистемы после детального расчёта;
- замена измерительных трансформаторов и приборов учета на соответствующее оборудование с улучшенными характеристиками и параметрами, которые соответствуют фактическим нагрузкам;
- плановые и внеплановые проверки работы электросчетчиков и средств измерений потребителей с целью выявления краж электроэнергии и уменьшения таким образом (а, в идеале, сведению к нулю) экономической составляющей потерь.






2.7 Разработка плана по реализации указанных мероприятий минимизации потерь электроэнергии в электрической сети Бектемирского района

Исходя из перечисленных выше мероприятий по минимизации потерь электроэнергии в электрических сетях, они классифицируются на основные группы и составляется их план реализации.
Мероприятия по минимизации потерь электроэнергии условно разделены на этапы, которые логически связаны друг с другом:
- на 1 этапе осуществляется непосредственное нормирование каждой группы потерь. На основе технико – экономических, нормативных, а также эмпирических данных определяется значение максимально допустимых потерь электроэнергии для каждой группы, т.е. определить фактический норматив потерь электроэнергии;
- на 2 этапе на основе полученных данных предыдущего этапа непосредственно производится разработка комплекса организационных мероприятий, которые направлены на организацию деятельности структурных подразделений по снижению потерь электроэнергии;
- на 3 этапе разрабатывается и внедряется комплекс технических мероприятий для каждой группы потерь с учётом их режимов работы, схем и технических характеристик.
Все перечисленные этапы являются связаны логически и должны выполняться в строгой последовательности, что в конечном итоге приносит непосредственный практический результат по минимизации потерь, а именно их снижение до установленных нормированных значений, а в случае коммерческих потерь – в идеальном случае сведение их к нулю. План реализации мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии в электрической сети Бектемирского района г. Ташкента Республики Узбекистан приведён на графическом листе №4.
2.8 Расчёт практического мероприятия по минимизации потерь электроэнергии в электрической сети Бектемирского района

Как было обосновано ранее, замена провода воздушных линий электропередач на большее сечение с учётом реальной фактической нагрузки, является одним из наиболее эффективных практических мероприятий по минимизации потерь электроэнергии в электрической сети.
С учётом возросшей нагрузки ЛЭП, которая не была первоначально учтена в проекте, разработанному в 60 – 70-е годы, производится перерасчёт сечений проводов воздушных ЛЭП Л1 – Л8 напряжением 35 кВ, питающих ТП-35/10 кВ (графический лист №1).
Указанные ЛЭП – 35 кВ, в свою очередь, получают питание от РП-35 кВ подстанции ТП – 110/35 «Бектемирская».
Технические данные рассматриваемых ЛЭП Л1 – Л8 напряжением 35 кВ приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1
Технические данные рассматриваемых ЛЭП – 35 кВ
Параметр ЛЭП – 35 кВ Л1 Л2 Л3 Л4 Л5 Л6 Л6 Л7 Л8 Марка
провода АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35
/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 Длина ЛЭП, км 14,5 12,0 15,5 11,0 10,5 12,5 11,0 12,5 14,5 Pмакс,
кВт 3500 3700 3600 3900 4400 3600 4500 4600 3500 cos φ 0,95
Определяются расчётные нагрузки и расчётный ток ЛЭП и осуществляется выбор сечений провода по экономической плотности тока согласно [36].
Расчетная электрическая нагрузка ЛЭП Pл, кВт, определяется по формуле:
(2.10)
где Pмакс – фактическая максимальная активная нагрузка ЛЭП, кВт;
kо – коэффициент одновременности максимумов нагрузки, (kо = 0,9).
Расчетная реактивная нагрузка ЛЭП Q.л., кВАр, определяется по формуле:
(2.11)
где tg (л –коэффициент реактивной нагрузки, соответствующий значению коэффициента активной нагрузки энергосистемы (cos φ = 0,95).
Полная расчетная нагрузка ЛЭП Sл., кВА, определяется по формуле:
(2.12)
Значение расчетного тока в нормальном режиме определяется:
(2.13)
где Sл..- полная расчетная нагрузка линии в нормальном режиме, кВА;
Uн - номинальное напряжение сети, Uн=35 кВ.
Определение сечения провода по экономической плотности тока
(2.14)
где jек = 1,1 А/мм2 (табл. 1.3.36 [3]).
Производятся расчёты по (1) – (5) на примере ЛЭП Л1:





Выбирается провод АС-50/8 с допустимым длительным током для неизолированных проводов Iдоп = 210 А (таблица 1.3.29 [3]).
Аналогично проводятся расчёты для линий Л2 – Л8 и результаты приводятся в таблице 2.2.

Таблица 2.2
Результаты расчёта нагрузок и выбор проводов после реконструкции ЛЭП
Параметр ЛЭП ЛЭП – 35 кВ Л1 Л2 Л3 Л4 Л5 Л6 Л7 Л8 Марка провода до
реконструкции АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 АС-35/6,2 Длина ЛЭП, км 14,5 12,0 15,5 11,0 10,5 12,5 11,0 12,5 Pмакс, кВт 3500 3700 3600 3900 4400 3600 4500 4600 cos φ / tg φ 0,95/0,33 Pл, кВт 3150 3330 3240 3510 3960 3240 4050 4140 Qл, квар 1040,0 1098,9 1069,2 1158,3 1306,8 1069,2 1336,5 1366,2 Sл, кВА 3317,2 3506,6 3411,9 3696,2 4170,1 3411,9 4264,8 4360,0 Iр, А 54,7 57,9 56,3 61,0 68,8 56,3 70,4 71,9 Fэк, мм2 49,8 52,6 51,2 55,4 62,6 51,2 64,0 65,4 Марка провода после реконструкции АС-
50/8 АС-
50/8 АС-
50/8 АС-
50/8 АС-
70/11 АС-
50/8 АС-
70/11 АС-
70/11 Iдоп, А 210 210 210 210 265 210 265 265
Проводятся расчёт потерь мощности и электроэнергии в исследуемых ЛЭП 35 кВ в нормальном режиме работы сети. Данные расчёты проводятся на примере ЛЭП Л1 (до и после замены провода).
Потери активной мощности в линии трехфазной электрической сети в нормальном режиме определяются:
, кВт (2.15)
где Iрн - расчетный ток нормального режима, А;
Uном - номинальное напряжение сети, Uном = 35 кВ;
r0 –удельные активное сопротивления ЛЭП, мОм/м;
L-длина ЛЭП, км.
Потери активной электроэнергии в воздушных линиях электропередачи определяются так:
(2.16)
где τ -время наибольших потерь, ч, определяется:
                             (2.17)
где Тмах – годовое число часов использования максимума нагрузки, табл.5.3.10 [3], Тмах=7650 ч (т.к. ЛЭП работают в непрерывном режиме).

Для ЛЭП Л1 (до реконструкции)


Для ЛЭП Л1 (после реконструкции)


Аналогичные расчеты проводятся для других ЛЭП, результаты сводятся в таблицу 2.3 (до проведения реконструкции) и таблицу 2.4 (после проведения реконструкции).
Таблица 2.3
Расчетные значения потерь мощности и электрической энергии в ЛЭП 35 кВ до реконструкции
Линия Марка провода Длина
линии Удельные сопротивления участков сети Ток в
норм.
режиме Потери активной
мощности в
норм.
режиме работы Годовое число исп. мax. нагрузки Время наибольших
потерь Потери эл. энергии в
норм.
режиме работы Активное,
r0 Индуктивное,
x0   км мОм/м А кВт ч ч кВт·ч Л1 АС-35/6,2 14,5 0,92 0,403 54,7 119,7 7650 7787,6 932175,0 Л2 АС-35/6,2 12,0 0,92 0,403 57,9 118,1 7650 7787,6 919715,6 Л3 АС-35/6,2 15,5 0,92 0,403 56,3 135,6 7650 7787,6 1055998,6 Л4 АС-35/6,2 11,0 0,92 0,403 61,0 112,9 7650 7787,6 879220,1 Л5 АС-35/6,2 10,5 0,92 0,403 68,8 137,2 7650 7787,6 1068458,7 Л6 АС-35/6,2 12,5 0,92 0,403 56,3 109,4 7650 7787,6 851963,4 Л7 АС-35/6,2 11,0 0,92 0,403 70,4 150,5 7650 7787,6 1172033,8 Л8 АС-35/6,2 12,5 0,92 0,403 71,9 178,4 7650 7787,6 1389307,8 Итого по сети 35 кВ 1061,8 - - 8268873,0 Таблица 2.4
Расчетные значения потерь мощности и электрической энергии в ЛЭП 35 кВ после реконструкции
Линия Марка провода Длина
линии Удельные сопротивления участков сети Ток в
норм.
режиме Потери активной
мощности в
норм.
режиме работы Годовое число исп. мax. нагрузки Время наибольших
потерь Потери эл. энергии в
норм.
режиме работы Активное,
r0 Индуктивное,
x0   км мОм/м А кВт ч ч кВт·ч Л1 АС-50/8 14,5 0,64 0,392 54,7 83,3 7650 7787,6 648707,0 Л2 АС-50/8 12,0 0,64 0,392 57,9 77,2 7650 7787,6 601202,7 Л3 АС-50/8 15,5 0,64 0,392 56,3 94,3 7650 7787,6 734370,7 Л4 АС-50/8 11,0 0,64 0,392 61,0 78,6 7650 7787,6 612105,4 Л5 АС-70/11 10,5 0,46 0,382 68,8 68,6 7650 7787,6 534229,4 Л6 АС-50/8 12,5 0,64 0,392 56,3 76,1 7650 7787,6 592636,4 Л7 АС-70/11 11,0 0,46 0,382 70,4 75,2 7650 7787,6 585627,5 Л8 АС-70/11 12,5 0,46 0,382 71,9 89,2 7650 7787,6 694653,9 Итого по сети 35 кВ 559,2 - - 5003533,0 Гистограммы, иллюстрирующие потери активной мощности и электроэнергии в рассматриваемых ЛЭП до и после реконструкции, представлены на рисунках 2.8 и 2.9 соответственно.


Рисунок 2.8 - Потери активной мощности в рассматриваемых ЛЭП


Рисунок 2.9 - Потери активной электроэнергии в рассматриваемых ЛЭП

Практическим расчётом подтверждено, что с увеличением нагрузки необходимо увеличивать сечения проводов ЛЭП, что, в свою очередь, увеличивает пропускную способность ЛЭП, а также снижает величину потерь электроэнергии в них.
В результате проведённой реконструкции в рассматриваемых воздушных линиях ЛЭП 35 кВ Л1-Л8, которая связана с заменой провода на загруженных участках в следствии увеличения нагрузки, установлено, что:
- потери активной мощности после проведённой реконструкции уменьшились на что составляет 47,3 % от значения потерь мощности до проведения реконструкции в процентном отношении;
- потери активной электроэнергии после проведённой реконструкции уменьшились на что составляет 39,5 % от значения потерь активной электроэнергии до проведения реконструкции в процентном отношении;
- установлено, что проведение указанной реконструкции, которая связана с заменой провода на загруженных участках в следствии увеличения нагрузки, в рассматриваемых воздушных линиях Л1-Л8, эффективна с технической точки зрения, т.к. приводит к значительному уменьшению потерь мощности и электроэнергии в сети.
В следующем разделе проводится экономическое обоснование указанной реконструкции.


















ГЛАВА 3 ОХРАНА ТРУДА И ЭКОНОМИКА ПРОЕКТА

3.1 Техника безопасности при работе в электрических сетях


Основными мероприятиями по защите персонала от поражения электрическим током, согласно [1], являются:
1) правильный выбор проводов, кабелей и установочных изделий по климатическому исполнению и степени защиты от воздействия окружающей среды и от поражения электрическим током;
2) систематический инструктаж персонала и проверка знаний персонала по правилам электробезопасности при проведении различных работ.
При эксплуатации электрооборудования, необходимо неуклонно придерживаться требований электробезопасности [4], которые, в общем, состоят в выполнении следующих мероприятий:
- постоянно следить за надежностью заземления электродвигателей, шкафов, пультов и ящиков управления, а также клеммных коробок, труб, лотков электропроводки, металлических конструкций, которые в аварийных ситуациях могут оказаться под напряжением;
- двери и крышки шкафов управления, пультов, ящиков управления и клеммных коробок должны быть постоянно закрыты и заперты с помощью предусмотренных для этой цели механизмов;
- обслуживание и эксплуатацию следует производить в соответствии с действующими нормами [5];
- персонал обязан иметь, знать и выполнять должностные инструкции по безопасным методам работы, а также пройти соответствующую подготовку и иметь допуск к работе с данным оборудованием;
- после окончания работы оборудования необходимо повернуть ключ в положение «Откл» и вытащить ключ из замка;
- необходимо применение при эксплуатации и текущем ремонте оборудования осветительной арматуры и ручных машин напряжение 36 В и ниже;
- обязательно использование улучшенной (двойной) изоляции проводников любого назначения;
- необходимо предусмотреть ограждение и создание условий недоступности к электрооборудованию и токоведущим частям;
- желательна установка защитной аппаратуры (автоматических выключателей, реле, УЗО, дифференциальных автоматов и т.д.);
- необходимо выполнить заземление элементов электроустановки и установка предупредительных надписей.
Одним из действенных мероприятий, улучшающим технику безопасности, является автоматизация производственных процессов.
При эксплуатации оборудования необходимо выполнять требования, относящиеся к любому оборудованию, включающие ежемесячные осмотры производственных электрооборудования всех классов и уровней, а также проверка работоспособности устройств аварийной сигнализации и защиты всех уровней.
Во время работы оборудования ни в коем случае нельзя чистить рабочие поверхности машин, а также открывать смотровые люки и производить регулировочные операции.
Только после остановки указанные машины очищают от пыли и грязи, проверяют состояние узлов, системы смазки, привода и других узлов согласно нормативным требований и технических характеристик механизмов.
Необходимо своевременно проводить обучение правилам безопасного труда при обслуживании электроустановок, а также инструктажей по безопасности труда и аттестации специалистов.
На предприятиях района обязательно назначение лиц, ответственных за электрохозяйство предприятия.
3.2 Определение экономической эффективности практического мероприятия по минимизации потерь электроэнергии

В результате проведённой реконструкции с заменой провода на загруженных участках в рассматриваемых воздушных линиях ЛЭП 35 кВ Л1-Л8, установлено, что потери электроэнергии снижаются.
Результатом расчёта является искомое значение снижения потерь электроэнергии в воздушных ЛЭП, которое определяется на основе сравнения их численных значений до и после проведения реконструкции.
Также определяется экономия от проведённой реконструкции, связанная с уменьшением потерь.
Результаты расчётов приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5
Определение экономического эффекта в следствии проведённой реконструкции ЛЭП 35 кВ
Параметр До
реконструкции После
реконструкции Эконом.
эффект Суммарные потери электроэнергии в ЛЭП 35 кВ, кВт·ч 8268873 5003533 3265340
(39,5%) Плата за потери электроэнергии, тыс. р. 35390,8 21415,1 13975,7
Далее проводится технико – экономический расчёт с конечной целью определения срока окупаемости реконструкции рассматриваемых ЛЭП 35 кВ Л1-Л8.
Задачей технико - экономического расчёта является определение затрат на реконструкцию указанных ЛЭП 35 кВ (Л1 – Л8).
В соответствии с требованиями [4], является величина приведенных затрат:
(3.1)
где К - капитальные затраты на замену провода в ЛЭП 35 кВ электрической сети;
И - годовые эксплуатационные расходы.
В капитальные затраты на сооружение сети входят стоимость линий Л1 – Л8, которые определяются по укрупнённым показателям стоимости электрических сетей [37].
Стоимость линий определяется: длиной, номинальным напряжением, сечением проводов и районом по гололёду.
В состав годовых эксплуатационных расходов входят соответствующие расходы в линиях Ил. Эти составляющие находят по выражению согласно [4]:
(3.2)
где Иа - издержки на амортизацию;
Иэ - издержки на эксплуатацию.
Издержки на амортизацию Иа определяются по норме отчисления на амортизацию от капитальных затрат согласно [4]:
(3.3)
где ар - коэффициент амортизации, %, принимаемый по, табл. 6.1 [4].
Эксплуатационные издержки Иэ определяются:
(3.4)
где эр - отчисления на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, %, принимаемый по табл. 6.2 [4].
Результаты расчёта капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий сводятся в таблицу 2.6.

Таблица 2.6
Результаты расчёта капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий на реконструкцию
Определяемый
показатель ЛЭП-35 кВ Л1 Л2 Л3 Л4 Л5 Л6 Л7 Л8 Номинальное
напряжение, кВ 35 Марка провода
АС-
50/8 АС-
50/8 АС-
50/8 АС-
50/8 АС-
70/11 АС-
50/8 АС-
70/11 АС-
70/11 Длина линии,
км 14,5 12,0 15,5 11,0 10,5 12,5 11,0 12,5 Стоимость 1 км линии, тыс. руб./км 161 161 161 161 175 161 175 175 Стоимость линии,
тыс. руб. 2334,5 1932,0 2495,5 1771 1837,5 2012,5 1925,0 2187,5 Издержки на
амортизацию,
тыс. руб., (ар = 6,7 %) 156,4 129,4 167,2 118,7 123,1 134,8 129,0 146,6 Издержки на
эксплуатацию,
тыс. руб., (эр = 0,8 %) 18,7 15,5 19,9 14,2 14,7 16,1 15,4 17,5 Годовые эксплуатационные расходы, тыс. р. 175,1 144,9 187,1 139,2 137,8 150,9 144,4 164,1 Приведённые затраты, тыс. р. 2509,6 2076,9 2682,6 1910,2 1975,3 2163,4 2069,4 2351,6 Всего приведённых затрат по ЛЭП,
тыс. р. 17739,0
В результате проведённых расчётов установлено, что суммарные приведённые затраты по ЛЭП 35 кВ, выделяемые на её реконструкцию, составили величину 17739,0 тыс. р.
Срок окупаемости проведенной реконструкции составляет согласно [4]:
(3.5)
где Е – значение полученного эффекта от реконструкции, тыс. р.;
С – суммарные приведённые затраты по ЛЭП, выделяемые на её реконструкцию, тыс. р.
По выражению (3.5) срок окупаемости проведенной реконструкции составит

Проведённая реконструкция эффективна, т.к. окупится за 1 год и 4 месяца.
















ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения работы разработан проект по минимизации потерь электроэнергии в электрической сети Бектемирского района г. Ташкента Республики Узбекистан.
В работе проведён анализ потерь электроэнергии в электрических сетях с последующей разработкой и систематизацией комплекса мероприятий, направленных на минимизацию потерь электроэнергии в электрических сетях района.
После описания и выбора данных 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 с целью минимизации потерь электроэнергии.
В работе рассмотрено одно из наиболее существенных мероприятий по снижению потерь электроэнергии – реконструкция воздушных линий электропередач напряжением 35 кВ с заменой сечения провода в связи с увеличением нагрузки указанных линий. Проведён расчёт электрических нагрузок и выбор сечения провода ЛЭП по техническим характеристикам и фактической нагрузке, а также определение потерь мощности и электроэнергии в ЛЭП до реконструкции и после её проведения. Технико – экономическими расчётами установлено, что проведённая реконструкция целесообразна (срок её окупаемости составляет 1 год 4 месяца.
При принятии решений в работе были соблюдены следующие критерии: надежность, экономичность, безопасность и удобство эксплуатации, техническая гибкость, компактность, унифицированность, экологичность.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Левченко И. И., Сацук Е. И. Нагрузочная способность и мониторинг воздушных линий электропередачи в экстремальных погодных условиях. - Электричество. 2008. №4.
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.
3. Правила устройства электроустановок. – 7-е изд., перераб. и доп. – М.: Главгосэнергонадзор России, 2016. – 692 с.
4. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012.
5. 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.
6. Мирошник А. А. Уточненные алгоритмы расчета потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ в реальном времени. – Проблемы региональной энергетики. 2010. 2 (13).
7. Жежеленко И.В. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. – М.: Энергоатомиздат, 2005. – 261 с.
8. Потребич А.А. Методы расчёта потерь энергии в питающих электрических сетях энергосистем. Электричество. 2005. №19.
9. 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)
10. Потребич А. А. Моделирование нагрузок для расчёта потерь энергии в питающих электрических сетях энергосистем - Электричество. 1997. №3.
11. Железко Ю. С. Методы расчёта нагрузочных потерь электроэнергии в радиальных сетях 0,38-20 кВ по обобщённым параметрам сети. - Электрические станции. 2006. № 1.
12. Артюх В. М. Потери электроэнергии в оборудовании собственных нужд электростанций. Электрические станции. 2007. № 2.
13. Железко Ю. С. Потери электроэнергии в оборудовании сетей и подстанций. – Электрические станции. 2005. № 7.
14. Железко Ю. С. Статистические характеристики погрешностей измерительных комплексов и их использование при расчёте недоучёта электроэнергии. – Электрические станции. 2005. № 7.
15. Железко Ю. С. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии. – Электрические станции. 2002. № 2.
16. Железко Ю. С. Систематические и случайные погрешности методов расчета нагрузочных потерь электроэнергии – Электрические станции. 2001. № 12.
17. Железко Ю. С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов – Электрические станции. 2001. № 9.
18. Войтов О. Н. Алгоритмы оценки потерь электроэнергии в электрической сети и их программная реализация. – Электричество. 2005. № 10.
19. Воротницкий В.Э. Программа расчета потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6-10 кВ – Электрические станции. 1999. №8.
20. 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.


21. Gupta P. Adaptive short–term forecasting of hourly loads using weather information – IEEE Trans. Power Appar. And Syst. 1998. №5.
22. 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.
23. Воротницкий В.Э. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Уч. – метод. пособ. – М.: ИПК. 2002.
24. Макаров Е. Ф. Резервы снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях. – Электрические станции. – 1997. – № 3.
25. Воротницкий В.Э. Потери электроэнергии в электрических сетях: анализ и опыт снижения – М.: НТФ «Энергопрогресс», 2006. – 104 с.
26. Сапронов А. А. Об автоматизированной системе контроля и учета электроснабжения однофазных энергопотребителей 0,4 кВ. – Энергетик. – 2003. №10.
















2


23


21


65