Instructiune determinare CPT

УТВЕРЖДЕНО
Постановлением
Административного Совета ANRE
№ 190 от 30 августа 2005
“____”_______________ 2001
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
РАСХОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Кишинэу 2005
СОДЕРЖАНИЕ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.............................................................................................................................................. 3
1.1. Цель ............................................................................................................................................................................... 3
1.2. Область применения .................................................................................................................................................... 3
1.3. Общие положения для выполнения расчетов и представления отчетов ................................................................. 3
1.4. Структура технологического расхода электроэнергии по элементам электрической сети ................................... 3
II. ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ ...................................................................................................................... 4
2.1.
Определения ........................................................................................................................................................ 4
2.2.
Обозначения ........................................................................................................................................................ 5
III. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ................................................ 7
3.1.
Методы определения технологического расхода электроэнергии ................................................................ 7
3.2.
Организация расчетов технологического расхода электроэнергии .............................................................. 10
3.3.
Технологический расход электроэнергии в сетях низкого напряжения (0,4 кВ). ....................................... 11
3.4.
Технологический расход электроэнергии в сетях среднего напряжения 6, 10, 35 кВ ................................ 13
3.5.
Технологический расход электроэнергии в сложно-замкнутых сетях ......................................................... 15
3.5.1. Основные данные и определения ..................................................................................................................... 15
3.5.2. Заданные параметры в узлах электрической сети. ........................................................................................ 17
3.5.3. Определение технологического расхода в линиях сверхвысокого
напряжения через эффект корона 18
3.5.4. Моделирование составных элементов электрической сети .......................................................................... 19
3.6.
Определение допустимых погрешностей измерения электроэнергии ......................................................... 28
3.7.
Дополнительный технологический расход ..................................................................................................... 28
3.7.1. Технологический расход в конденсаторных батареях .................................................................................... 28
3.7.2. Технологический расход в реакторах ............................................................................................................... 29
3.7.3. Собственные нужды трансформаторных подстанций ................................................................................ 29
3.7.4. Технологический расход в питающих установках бытовых потребителей, пользующихся
электроэнергией в частных домах .................................................................................................................. 30
3.7.5. Технологический расход во внутренних сетях жилых домов ......................................................................... 31
3.8.
Определение технологического расхода электроэнергии в средствах измерения ...................................... 31
3.8.1. Технологический расход в трансформаторах напряжения ........................................................................... 31
3.8.2. Технологический расход в трансформаторах тока ....................................................................................... 31
3.8.3. Технологический расход электроэнергии в электрических счетчиках прямого включения ....................... 32
Приложение 1 ...................................................................................................................................................................... 32
Определение интервала неопределенности технологического расхода электроэнергии ........................................... 32
Приложение 2 ...................................................................................................................................................................... 35
A2.1. Пример расчета технологического расхода электроэнергии в сетях 0,4 кВ ..................................................... 35
A2.2. Пример расчета технологического расхода электроэнергии в сетях 10 кВ ...................................................... 37
Приложение 3 ...................................................................................................................................................................... 42
Примеры расчета годовой нормы технологического расхода электроэнергии на собственные нужды
электрических подстанций ............................................................................................................................................... 42
Приложение 4 ...................................................................................................................................................................... 44
Месячный технологический расход электроэнергии в трансформаторах 10/0,4 кВ ................................................. 44
Литература........................................................................................................................................................................... 44
I.
2
I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Цель
1. Настоящая Инструкция разработана в соответствии с Законом Республики
Молдова об электроэнергии и применяется распределяющими, передающим и
центральным
диспетчерским
предприятиями
при
определении
технологического расхода электроэнергии в распределительных и передающих
сетях, который учитывается при расчете тарифов на передачу, распределение
электроэнергии и центральную диспетчерскую деятельность.
1.2. Область применения
2. Передающее и распределяющие предприятия применяют настоящую
Инструкцию для определения годового значения технологического расхода
электроэнергии в распределительных и передающих электрических сетях.
1.3. Общие положения для выполнения расчетов и представления
отчетов
3. Годовые значения технологического расхода электроэнергии рассчитываются
передающим и распределяющими предприятиями для каждого года, используя
данные, зарегистрированные в предыдущем году.
4. Результаты расчетов технологического расхода электроэнергии, выполненные
передающим или распределяющими предприятиями представляются Агентству
в форме отчета. В отчет включаются все исходные данные, использованные
при выполнении расчетов и соответствующие разъяснения, для того чтобы
иметь возможность оценки выполненных расчетов.
5. Процентное значение технологического расхода электроэнергии, которое будет
учитываться при определении тарифов на электроэнергию, устанавливается
Агентством по результатам анализа выполненных расчетов.
1.4. Структура технологического расхода электроэнергии по
элементам электрической сети
6. Технологический
расход
электроэнергии
представлен
как
сумма
технологических расходов электроэнергии в элементах электрической сети:
а) Технологический расход в воздушных и кабельных сетях:
– в проводах электрических линий вследствие прохождения электрического
тока, через термический эффект (Джоуль);
– в
линиях
сверхвысокого напряжения, вследствие присутствия
электрического поля, через эффект корона;
3
– через поперечную проводимость в воздушных линиях из-за несовершенства
изоляции;
– в диэлектрике изоляции кабельных линий, вследствие колебаний
электрического поля.
б) Технологический расход в трансформаторах:
– в обмотках трансформаторов и автотрансформаторов вследствие
прохождения электрического тока, через термический эффект (Джоуль);
– в магнитном сердечнике трансформаторов и автотрансформаторов,
вследствие воздействия электрического поля, через вихревые токи и
гистерезис.
в) Дополнительный технологический расход:
могут быть приняты следующие расходы электроэнергии:
– технологический расход электроэнергии в конденсаторных батареях;
– технологический расход электроэнергии в реакторах;
– собственные нужды трансформаторных подстанций;
– технологический расход электроэнергии в вводах бытовых потребителей,
собственников индивидуальных домов;
– технологический расход электроэнергии во внутренних сетях высотных
жилых домов.
г) Технологический расход электроэнергии в средствах учета (счетчики,
трансформаторы тока и напряжения).
II. ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ
2.1.
Определения
7. Электрическая сеть – передающая или распределительная сеть.
8. Технологический расход – количество электроэнергии, которое расходуется в
электрической сети, безвозвратно и неизбежно, на преобразование и передачу
электроэнергии, выраженное в процентах по отношению к общему количеству
электроэнергии, поступившей в электрическую сеть в течение года.
9. Бытовой потребитель – потребитель, пользующийся электроэнергией
исключительно в бытовых целях в индивидуальном доме, квартире в жилом
доме или жилом помещении в общежитии.
10.Средство учета – совокупность приборов и систем, которые служат для
измерения мощности и количества поставляемой потребителю электрической
энергии, в целях фактурирования.
11. Передающая сеть - система, состоящая из линий электропередачи высокого
напряжения с оборудованием и установками для трансформации и
коммутации, а также с входящим в систему вспомогательным оборудованием,
которые в совокупности используются для передачи электроэнергии.
12. Распределительная сеть – система, состоящая из линий электропередачи
среднего и низкого напряжения с оборудованием и установками для
4
трансформации и коммутации, а также с входящим в систему вспомогательным
оборудованием, которые в совокупности используются для распределения и
поставки электроэнергии до разграничительного пункта;
13. Собственные нужды подстанций – оборудование и устройства, которые
обеспечивают нормальную работу установок электрических подстанций.
14.Распределительное предприятие – юридическое лицо, имеющее лицензию
на распределение электроэнергии.
15.Транспортное предприятие - юридическое лицо, имеющее лицензию на
передачу электроэнергии.
16. Контур - воображаемая линия, закрывающая совокупность установок, через
которые осуществляется обмен энергией с соседними электроустановками
(прием или передача).
17. Контур передающей сети разделяет передающие установки напряжением
35-110 кВ и выше, от установок электрических станций и распределительной
сети. Как правило, разделение осуществляется на выключателях 10 кВ
отходящих фидеров трансформаторных подстанций 110/35/10 кВ, 110/10 кВ,
35/10 кВ.
18. Контур распределительной сети разделяет распределительную сеть
среднего и низкого напряжения от транспортной сети.
19. Контуры установок представляют собой воображаемую линию, которая
соединяет между собой все точки учета, через которые электроэнергия входит
и, соответственно, выходит из заданной зоны. Считаются установками:
a) электрические линии 400, 330 и 110 кВ, автотрансформаторы 400/110,
330/110 кВ и трансформаторы 110/35/10, 110/35, 110/10 кВ, считающиеся
единым целым для всей электроэнергетической системы;
б) электрические сети среднего и низкого напряжения, включая
трансформаторы СН/НН, считающиеся единым целым для каждой
экономической единицы;
в) категории функциональных установок по подразделениям и
экономической единице в целом.
20. Технологический расход активной мощности (P) это расход
электрической мощности, сопутствующий процессу передачи и
распределения электрической энергии и мощности.
2.2.
Обозначения
W ai - активная электроэнергия, входящая в контур;
W ae - активная электроэнергия, выходящая из контура;
W a - активная электроэнергия;
W r - реактивная электроэнергия;
5
T
- расчетный период;
W % - процентное значение реализованного технологического расхода
электроэнергии,
электроэнергий:
определенное
W % 
ro
xo
go
bo
из
разницы
измеренных
Wai  Wae
100 [%] ;
Wai
(2.1)
- удельное активное сопротивление линии на единицу длины в /км;
- удельное реактивное сопротивление линии на единицу длины в
/км;
- поперечная проводимость на единицу длины в См/км;
- реактивная проводимость на единицу длины в См/км;
ΔP
- потери активной мощности;
Po - потеря активной мощности в режиме холостого хода
трансформатора;
Psc - потеря активной мощности в режиме короткого замыкания
трансформатора;
po - потери активной мощности в диэлектрике (Вт/км);
S med - среднее значение полной мощности:
S med 
W a2  W r2
T
S mp
- среднеквадратичная полная мощность:
S ma x
1
1 n 2
2
S mp 
S t dt 
 S i t i
T
T i 1
- максимальная полная мощность;
;
(2.2)
(2.3)
P max - максимальная активная мощность;
S n - номинальная полная мощность;
Tma x - продолжительность использования максимальной активной или
полной мощности:
Tmax
Wa2  Wr2

;
S max
Tma x
kf
=
(2.4)
Wa
;
P max
(2.5)
- коэффициент формы графика нагрузки:
kf 
S mp
S med
6

T
Tmax
;
(2.6)
ku
- коэффициент заполнения графика нагрузки:
ku 
S med Tma x

S ma x
T
;

- время максимальных потерь;
kp
- коэффициент потерь графика нагрузки:
(2.7)
kp 

Tmax
.
(2.8)
cos φ - коэффициент мощности.
III. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
3.1.
Методы определения технологического расхода
электроэнергии
21. В зависимости от объема доступной исходной информации о нагрузках
элементов сети, для определения зависимого от нагрузки технологического
расхода электроэнергии, могут применяться следующие методы расчета
/1,2/1:
 метод расчета по элементам сети;
 метод характерных режимов;
 метод характерных дней;
 метод средних нагрузок;
 метод продолжительности максимальных потерь;
 вероятностно-статистические методы.
22. Применяя метод расчета по элементам сети, технологический расход
электроэнергии определяется выражением:
l
T / t
i 1
j 1
W  3t  Ri  I ij2 ,
где:
(3.1)
l – количество составных элементов электрической сети;
t – интервал времени между двумя сборами данных в процессе (через
системы телеизмерений), ч;
I ij – ток в элементе i с сопротивлением Ri в момент времени j;
23. Методом характерных режимов, технологический расход электроэнергии
определяется выражением:
r
W   Pi t i ,
где: Pi
(3.2)
i 1
– технологический расход электроэнергии в характерном режиме i с
продолжительностью t i часов;
Относительно новая тенденция в области оценки технологического расхода электроэнергии
состоит в использовании нейронных искусственных сетей
1
7
– количество характерных режимов.
Нагрузки в узлах определяются на основе контрольных измерений. Перед
расчетом технологического расхода необходимо сбалансировать узловые
нагрузки с суммарной нагрузкой электрической сети. Для интервалов времени, в
которых не производились контрольные измерения, нагрузки определяются на
базе расчета режима, учитывая известную суммарную нагрузку электрической
сети. В оперативных расчетах узловые нагрузки определяются на базе измерений
(через системы телеизмерений).
r
24. Расчет технологического расхода электроэнергии по методу характерных
дней состоит из следующих этапов:
 определяется суточный технологический расход электроэнергии,
применяя выражение:
24
W zi   P( t ) ,
(3.3)
t 1

располагая информацией о количестве характерных дней,
соответствующих
каждому
режиму
(зима/лето,
рабочий
день/выходной), годовой технологический расход электроэнергии
определяется следующим выражением
4
4
24
k 1
k 1
t 1
Wan   nk Wzi ,k   nk  P( t ),k ,
где:
nk
Wzi ,k
P( t ),k
(3.4)
– количество дней в году, для характерного режима k;
– технологический расход электроэнергии соответствующий
одному дню характерного режима k;
– технологический расход активной мощности, соответствующий
промежутку времени t характерного режима k.
25. Расчет технологического расхода электроэнергии, используя метод средних
нагрузок, производится по формуле:
W  Pmed T k 2f
(3.5)
где: Pmed – средний технологический расход активной мощности.
Как следствие, для составного элемента i электрической сети, выражение
3.5 может также принимать следующую форму:
Wi  Pi ,med T k
2
f ,i
Pi 2,med  Qi2,med
 Ri
T k 2f ,i  3Ri I i2,med T k 2f ,i ,
2
U i ,med
(3.6)
где: Pi ,med , Qi ,med , U i ,med – соответственно средняя активная мощность, средняя
реактивная мощность, и среднее значение
напряжения.
26. Средние узловые нагрузки рассчитываются по показаниям средств учета
электроэнергии. Коэффициент формы графика нагрузки k f определяется из
8
графика нагрузок. В случаях когда графики нагрузок неизвестны,
допускается использование эмпирических выражений для определения k f .
В специализированной литературе представлено большое количество
эмпирических выражений, но после детального изучения /2/ было доказано
что самым приемлемым в практических расчетах является следующее:
2
 0 ,124
  1090

k 2f 
 
 0 ,876   
 0 ,876 
ku  ku
  Tmax

kp
2
.
(3.7)
27. Расчет технологического расхода электроэнергии, используя метод
продолжительности максимальных потерь, производится согласно
выражению:
W  Pmax
где: Pmax
–
(3.8)
технологический расход
максимальной нагрузки.
мощности,
определенный
для
28.Kf и  могут быть определены как по годовым графикам нагрузки по
продолжительности, так и по эмпирическим формулам. Самым приемлемым
выражением для практических расчетов считается /2/:
2
 8760 .
   0 ,124  Tmax

10000


(3.9)2
29. Вероятностно-статистические методы. Расчет производится используя
зависимость между технологическим расходом электроэнергии и
характерными, активными и пассивными параметрами электрических сетей.
а) Метод моделирования через линейную функцию. Данный метод
предполагает линейную зависимость технологического расхода электроэнергии
от параметров, выбранных в качестве характерных. Зависимость имеет форму:
n
W  a o   a i x i
(3.10)
i 1
где: a o , a i
– коэффициенты регрессии;
– независимые переменные;
– число независимых переменных.
б) Метод моделирования через функцию второй степени. Данный метод
предполагает
квадратичную
зависимость
технологического
расхода
электроэнергии в электрических сетях.:
xi
n
n 1
W  a o   a i x i  a n x n2 .
(3.11)
i 1
в) Метод моделирования через экспоненциальную функцию. В данном
методе зависимость имеет следующий вид:
2
Выражение (3.9) применяется для определения времени максимальных потерь, при
соответствующему годовому графику нагрузок.
9
Tmax
n
W  a o  x ib
i
.
(3.12)3
i 1
30. Для всех методов определение корреляционных коэффициентов выполняется
по результатам расчетов технологического расхода для выбранных фидеров
из изучаемой зоны, полученных заранее с использованием метода
наименьших квадратов.
Организация расчетов технологического расхода
электроэнергии
3.2.
31.При выполнении расчетов технологического расхода электроэнергии в
эксплуатации рекомендуется:
а) Применять метод расчета по элементам сети для отдельных линий и
трансформаторов, технологический расход в которых зависит от обмена
электроэнергией между объединенными электроэнергетическими системами, и
для отдельных элементов сети при необходимости конкретизировать потери в
них, в сетях 6-10, 35 кВ с ограниченным числом элементов (линий и
трансформаторов).
б) Метод характерных режимов будет применяться для определения
технологического расхода электроэнергии в передающей сети в случаях, когда
располагают результатами измерений активной и реактивной мощности,
инжектированной в узлах сети.
в) Метод характерных дней будет применяться для расчета
технологического расхода электроэнергии в сложно-замкнутых сетях
напряжением 110 кВ и выше, которые не участвуют в обмене электроэнергией.
Допускается также применение метода продолжительности максимальных
нагрузок.
г) Метод средних нагрузок применяется в радиальных сетях 6-10 кВ если
имеются данные о отпущенной в сеть электроэнергии. Допускается также
применение метода продолжительности максимальных нагрузок.
Вероятностно-статистические методы
будут применяться,
предпочтительно, для оценки технологического расхода электроэнергии в сетях
0,4 кВ с большим числом фидеров, для выражения зависимости между
технологическим расходом электроэнергии и характерными, активными и
пассивными параметрами электрических сетей разных номинальных напряжений,
а также для определения эквивалентных сопротивлений в радиальных сетях 6-1035 кВ.
е)
Описанные вероятностно-статистические методы могут применяться только в случае
соответствия нагрузки и структуры текущего расхода - проектной нагрузке и расходу и
строгого соблюдения установленного графика нагрузок.
3
10
3.3.
Технологический расход электроэнергии в сетях низкого
напряжения (0,4 кВ).
32. Технологический расход электроэнергии определяется на базе выбранного
множества характерных фидеров электрической сети, и обобщения
полученных результатов. В начале расчета, в целях получения
соответствующей точности в определении технологического расхода, для
того чтобы погрешность расчетов не превышала 10 % с вероятностью 95%,
необходимо чтобы число выбранных фидеров No составляло около 30% из
общего числа фидеров изучаемой сети (зоны).
33. Процентное значение технологического расхода электроэнергии в фидере i
рассчитывается выражением:
W  k p / u u% kneu k p ,
где: k p / u
1  tg 2

X
1  ech tg
Rech
(3.13)
– коэффициент связи между процентными значениями
технологического
расхода
мощности
соответственно, потерями напряжения;
и,
U1  U 2
100 – процентное значение потери напряжения;
U1
I A2  I B2  I C2 
Ro 
Ro
3
1

1
,
5

1
,
5
–
коэффициент
R f 
Rf
I A  I B  I C 2 
u% 
k neu
неравномерности нагрузок
по фазам;
34. В свою очередь:
tg  Q
P
;
l
Rech 
 Ri I i2
i 1
I
2
1
– эквивалентное активное сопротивление фидера;
l
X ech 
 X i I i2
i 1
I 12
– эквивалентное индуктивное сопротивление фидера;
Ri , X i – активное и соответственно – индуктивное сопротивление участка
i фидера;
I 1 , I i – ток на первом и, соответственно – на i-том участке фидера;
l – число участков фидера;
U 1 – фазное напряжение на шинах трансформаторного пункта;
11
U 2 – самое низкое напряжение на конце фидера (одно или трехфазного);
I A , I B , I C – токи, проходящие через головной участок фидера;
Ro , R f – сопротивление нулевого и фазного провода.
35. Процентное значение технологического расхода электроэнергии для
выбранного набора фидеров, которое будет обобщено для всего множества
фидеров заданной сети, определяется выражением:
No
W0 ,4 % 
где: W i % –
I m ,i 
 Wi %I m ,i
i 1
,
I
(3.14)
процентное значение технологического расхода электроэнергии
в фидере i, определяемое с использованием выражения (3.13);
I A ,i  I B ,i  I C ,i
3
– среднее значение тока для фидера i;
No
I    I m ,i – сумма средних значений токов для числа No выбранных для
i 1
расчета фидеров.
36. После выполнения расчетов для выбранных фидеров возможна оценка
погрешности расчетов. С этой целью определяются значения
математического ожидания  M W  и среднеквадратичного отклонения
 W  выражениями:
No
M W  
 W i
i 1
No
,
(3.15)
2
 W i  M W 
No
 W  
i 1
N o 1
.
(3.16)
37. Далее определяется коэффициент отклонения:
 W  
 W 
M W 
,
(3.17)
38. После этого рассчитывается число N фидеров, которые обеспечивают
желаемую точность при определении технологического расхода:
p 2 2 W 
N 2
,
(3.18)
 W 
где: p  2 ;  W   10% - максимально допустимая погрешность расчета
технологического расхода.
12
39.Проверяется если
N  N o . (3.19)
40.Если условие (3.19) соблюдается, математическое ожидание, определенное по
(3.15), соответствует желаемой точности, и переходим к очередному этапу
расчетов. В противном случае, число выбранных фидеров увеличивается
N o  N , и технологический расход рассчитывается заново.
41.После проведения расчетов для соответствующего числа фидеров N можно
оценить технологический расход электроэнергии для всей сети 0,4 кВ в
течении года.
W0 ,4 
W0 ,4 %* W0 ,4
100
,
(3.20)
где: W0 ,4 – объем отпущенной в сеть 0,4 кВ электроэнергии в течении года.
42. Интервал неопределенности технологического расхода технологического
расхода в сети 0,4 кВ Wmin  Wmax  определяется с применением
формул из Приложения 1.
43. В Приложении 2 представлен пример расчета технологического расхода
электроэнергии в фидере 0,4 кВ.
3.4.
Технологический расход электроэнергии в сетях среднего
напряжения 6, 10, 35 кВ
44.Технологический расход электроэнергии в сетях среднего напряжения 6-10, 35
кВ определяется прямым методом для каждого элемента, как сумма
технологических расходов в каждом фидере сети, с применением
выражения:
NF
W10   W i ,
(3.21)
i 1
где: W i – технологический расход электроэнергии в фидере i;
NF – общее число фидеров в анализируемой сети.
45. Технологический расход электроэнергии в фидере i определяется с помощью
выражения:
Wi  W sT,i  W sL,i  WFeT ,i ,
(3.22)
в котором: W s ,i , W s ,i – потери электроэнергии в обмотках (в нагрузке)
T
W FeT ,i
L
трансформаторов
распределительного
или
передающего предприятия и, соответственно, на
участках фидера i;
– потери в магнитных сердечниках трансформаторов,
принадлежащих передающему или распределительному предприятию.
46. Нагрузочные потери электроэнергии определяются по выражениям:
13
W
T
s ,i
W
L
s ,i


Wa2,i  W r2,i
U
2
ech ,i
T
Wa2,i  W r2,i
U
2
ech ,i
T
T
k 2f ,i Rech
,i ;
(3.23)
L
k 2f ,i Rech
,i ,
(3.24)
в которых: Wa ,i , Wr ,i – активная и реактивная энергия, переданные по фидеру i;
T
L
Rech
,i , Rech ,i
эквивалентные
–
сопротивления
трансформаторов
передающего и распределительного
соответственно, фидера i;
предприятия
и,
47. Потери энергии в сердечниках трансформаторов фидера i рассчитываются по
формуле:
W
T
Fe ,i
NT
  WFe , j
j 1
2
U

  PFe , j  ech ,i  T j ,
Uj 
j 1

NT
(3.25)
2
2
– эквивалентное напряжение фидера i, для
U ech ,i  aU max
 1  a U min
6-10 кВ a  0,9 и для сети 35 кВ a  0,8 /2/;
U max ,U min – напряжение в часах максимальной и минимальной загрузки
фидера i ;
– потери мощности в стали для трансформатора j фидера i;
PFe , j
WFe , j – потери энергии в стали трансформатора j;
NT – число трансформаторов фидера i;
U j – напряжение на шинах трансформатора j.
48. В случаях когда неизвестны Uj или Umax и Umin, или распределительное
предприятие не может доказать каким было значение напряжения в течение
расчетного периода, значения Uech, i и Uj будут приниматься как равные
номинальному напряжению.
49. Эквивалентные сопротивления определяются по выражениям:
T
Rech
,i
T
 S nom
, j kî , j 
T

  R j 

j 1
 S 
L
Rech
,i
где:
R  Pscc , j
T
j
2
U nom
,j
S
2
NT

2
T
nom , j
 S jL 
L

  Rj


j 1
 S 
(3.26)
2
NL
103 – сопротивление трансформатора j, в ;
14
(3.27)
R jL – сопротивление участка j;
S nom , j ,U nom , j – номинальная мощность, в МВА, и номинальное
напряжение, в кВ, трансформатора j;
– коэффициент загрузки трансформатора j;
kî , j
NL – число линий фидера i;
Wa2,i  W r2,i
– полная мощность, проходящая через головной
S 
T
Pscc , j –
участок фидера i,
номинальные потери короткого
замыкания
в
обмотках
трансформатора;
T j – продолжительность работы трансформатора j.
50. Для электрических сетей с постоянно меняющейся конфигурацией
рекомендуется по выражению (3.22) определить технологический расход для
выборки характерных схем (No). После расчета определяется число N схем
по (3.18) и проверяется условие (3.19). Если (3.19) соблюдается, полученные
результаты обобщаются для всей изучаемой зоны с применением
следующего выражения:
No
W10   W i
W a ,i
(3.28)
W a ,
i 1
в котором: W a ,i – активная электроэнергия, поступившая в фидер i;
W a , – активная электроэнергия, поступившая в анализируемую сеть.
51. Если условие (3.19) не выполняется, число No необходимо увеличить.
52. Интервал неопределенности технологического расхода в электрической сети
среднего напряжения 6, 10, 35 кВ Wmin  Wmax  определяется с
использованием выражений из Приложения 1.
53. В Приложении 2 представлен пример расчета технологического расхода в
фидере 10 кВ.
3.5.
Технологический
замкнутых сетях
расход
электроэнергии
в
сложно-
3.5.1. Основные данные и определения
54. Технологический расход электроэнергии для сложно-замкнутых сетей
определяется по результатам расчета режима для каждого элемента сети
(линии, трансформатора, компенсирующего устройства и др.) по методу
средней нагрузки. В качестве исходных данных применяются параметры
15
схем замещения составных элементов, показания и классы точности
счетчиков, классы точности трансформаторов тока и напряжения. На базе
заданных параметров производится расчет установившегося режима
изучаемой сети для рабочих и выходных дней, зимы и лета, дневного и
ночного времени, утренних и вечерних пиков, учитывая коэффициент формы
графиков
нагрузок
потребителей.
В
результате
определяется
технологический расход мощности по типам элементов и по сети в целом,
разделенный на: нагрузочный технологический расход, технологический
расход холостого хода (включая корону). Учитывая количество часов,
соответствующее каждому режиму, определяется технологический расход
электроэнергии по зонам (режимам) в течении анализируемого периода
времени.
55. Математическая модель, которая лежит в основе расчета установившегося
режима сложно-замкнутой электрической сети, приводит к решению
системы из 2(n-1) нелинейных алгебраических уравнений формы:
*
Sk
*
k
U
n
 Y kkU k   Y kjU j
,
(3.29)
j 0 ,
j k
где: k  ( 1, ... , n ) независимые узлы электрической сети;
*
S k – комплексно-сопряженная мощность, инжектированная в узел k;
Y kk ,Y kj – элементы матрицы узловых проводимостей для изучаемой сети;
U k ,U j – векторы напряжения в узлах k и j.
56. Система уравнений (3.29) решается итеративным путем. Существует
множество методов решения такой системы, одним из самых эффективных и
часто используемых является метод Ньютона-Рафсона /8,10,21/.
57. Вследствие расчетов режимов определяются узловые напряжения. С
помощью узловых напряжений рассчитываются потоки мощности и токов, а
также технологический расход электроэнергии во всех элементах сети с
помощью выражений (3.53, 3.54, 3.55, 3.63, 3.64, 3.65).
58. Технологический расход электроэнергии в составных элементах
электрической сети в интервале времени T определяется по выражениям:
WaL,i  PsL,i k 2f ,iT  Wcor ,i ;
(3.30)
WaT, j  PsT, j k 2f , jT  WFe , j ,
(3.31)
где: Wcor ,i технологический расход, обусловленный эффектом корона в линии i;
WFe , j – технологический расход, обусловленный намагничиванием
стального сердечника трансформатора j.
16
59. Для определения собственных технологических расходов активной
электрической энергии Wcor ,i и WFe , j применяются выражения:
Wcor ,i  Pcor ,iTi ;
WFe , j  PFe , jTj ,
где: Pcor ,i
(3.32)
(3.33)
среднегодовой технологический расход мощности через корону в
линии i.
60. Технологический расход электроэнергии в течении времени T для изучаемой
электрической сети рассчитывается по выражению:
W  W Joule  WFe  Wcor ,
где:
(3.34)
NT
WFe   WFe , j ;
(3.35)
j 1
NL
Wcor   Wcor ,i ;
i 1
NL
(3.36)
NT
WJoule   WSL,i   WST, j .
i 1
(3.37)
j 1
Интервал неопределенности технологического расхода в сложно-замкнутой сети
Wmin  Wmax  определяется с применением формул из Приложения 1.
3.5.2. Заданные параметры в узлах электрической сети.
61.Для расчета установившегося режима в узлах электрической сети задаются
следующие параметры:
W aik ,W rik – активная и реактивная электроэнергия, входящая в сеть
(генерированная или импортированная) через узел k;
W aek ,W rek – активная и реактивная электроэнергия, выходящая из сети
(потребленная) через узел k;
k
k
Wa ,sp ,Wr ,sp – активная и реактивная электроэнергия для собственных
нужд трансформаторных подстанций в узле k.
62.
Инжектируемые мощности в узле k определяются по выражениям:
Pk 
Waik  Waek  Wak,sp
T
,
Qk 
Wrik  Wrek  Wrk,sp
T
(3.40, 3.41)
63. Для узлов в которых мощность может быть как инжектирована, так и
потреблена из сети, узловые мощности могут быть определены с
применением выражений формы /18/:
17
Pk  
Qk  
W   W   W
k 2
ai
k 2
ae
k
ai
T
W   W   W
k 2
ri
k 2
re
k
ri
 Waek  WaikWaek
 Wrek  WrikWrek
T
,
(3.42)
.
(3.43)
3.5.3. Определение технологического расхода в линиях сверхвысокого
напряжения через эффект корона
Расчет технологического расхода в линиях сверхвысокого напряжения через
эффект корона осуществляется путем разделения климатических условий на
четыре категории /1/: хорошая погода (без осадков), сухой снег, дождь,
заморозки (гололед).
64.
65. Среднегодовой технологический расход мощности через эффект корона
Pcor ,i определяется путем сложения технологических расходов по
категориям
климатических
условий,
учитывая
продолжительность каждой климатической категории
среднегодовую
4
Pcor ,i   Pc ,k k
(3.44)
k 1
где:
k  относительная продолжительность категории в течении года;
Pc ,k  среднегодовой технологический расход через корону для
климатической категории k.
66. Относительная продолжительность климатических категорий k для
центральной зоны европейской части, в которой расположена Республика
Молдова, указаны в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Nr.
1.
2.
3.
4.
Продолжительность климатических категорий
Среднегодовая
Относительная
Климатическая категория продолжительность продолжительность
/дни/
/дни/
Хорошая погода
7120
0,813
Сухой снег
800
0,091
Дождь
500
0,057
Заморозки (гололед)
340
0,039
67. В таб. 3.2 представлены результаты расчетов годовых технологических
расходов электроэнергии через линии 330-400 кВ, обусловленные эффектом
корона. Расчеты производились для линий электроэнергетической системы
Республики Молдова.
18
Таблица 3.2
Определение технологического расхода электроэнергии
через эффект корона в линиях 330-400 кВ
№.
Номинально
е
напряжение,
[кВ]
1.
300
2.
400
Провода и
сечения
Длина
линии, [км]
Среднегодовой
технологический расход
(ТР) на единицу длины,
[тыс. кВт ч/км]
2xACO-240
2xACO-300
2xACO-400
2xACO-500
3xACO-400
3xACO-500
271,5
88,0
99,5
54,7
159,3
38,0
34,0
23,0
17,0
44,0
30,0
Общий ТР,
[тыс. кВт ч]
9231,0
2024,0
1691,5
2406,8
4779,0
20132,3
3.5.4. Моделирование составных элементов электрической сети
68.Моделирование составных элементов электрических сетей осуществляется,
допуская, что электрическая сеть симметрична и равномерно нагружена.
Трехфазные статические элементы отображаются в виде одной фазы сети,
положительной последовательности /20/.
69. Моделирование электрических линий
Электрические линии, характеризованные:
- продольным сопротивлением линии z o  ro  jxo , в /км;
- поперечной проводимостью линии y o  go  jbo , в См/км,
отображаются в виде П-образной схемы замещения с концентрированными
параметрами (рис.3.1).
Значения параметров схемы замещения определяются по выражениям:
sh o l
Z ij  1  z o l
 zol k z ;
Y ij
 ol
 ol
1
2  1 y lk ,
yol
y
 ol
2
2 o
2
 o   o  j o  ro  jxo  go  jbo 
Y ijo  Y jio 
где:
th
(3.45)
(3.46)
комплексная
постоянная
распространения электромагнитных волн по длине линии.
Если разложение серии ch o l и sh o l ограничивается первыми членами,
получаются поправочные коэффициенты:
19

ro2 bo 
 xo bo  x  ;

o 
2
xbl
kb  1  o o ;
12
k y  k g  jkb .
xo bo l 2
;
kr  1 
3
l2
kx  1
6
ro bo2 
l2 
;
k g  1   xo bo 
12 
go 
k z  k r  jk x ;
S ij
S ij
i
S ij ,0
U i
Y ij
Y ij 0
S ij
Y ji 0
(3.47)
j
S ji ,0
S ji
U j
Рис.3.1. Схема замещения электрической линии
Для воздушных линий электропередачи длиной менее 250 км и кабельных
линий до 50 км, поправочные коэффициенты k z и k y сильно приближены к
единице. По этой причине на практике для расчетов параметров П-образных схем
замещения применяются следующие приближенные выражения:
(3.48)
Z ij  1  z o l ij ;
Y ij
1
Y ijo  Y jio  y o l ij .
(3.49)
2
Параметры на единицу длины ro , xo , go , bo могут определяться по
конструктивным данным линий с применением следующих выражений:
ro 

F
, [/км];
xo  0 ,144 lg
bo 
Dm
 0 ,0157 , [/км];
rech
(3.50)
7 ,58
106 , [S/км];
D
lg m
rech
  мм 2 
в которых:  - электрическое сопротивление материала, в 
;
 км 
F – сечение проводов, в мм2;
Dm  3 DAB DBC DCA - среднегеометрическое расстояние между
фазами;
20
rech  n rc a n1 – эквивалентный радиус пучка проводов одной фазы;
rc – радиус составных проводов одной фазы;
n – число проводов в фазе;
a – расстояние между проводами одной фазы.
Сопротивление проводниковых материалов меняется в зависимости от
температуры, поэтому сопротивление при определенной температуре
рассчитывается:
ro ,  ro 1   (   20 )
(3.51)
где: ro сопротивление проводника при температуре 20C (данное значение
указано в справочниках или рассчитывается по выражению 3.50);
  коэффициент изменения сопротивления в зависимости от
температуры.
Удельная проводимость на единицу длины определяется выражением:
go 
Pc
103 , S/км
2
U nom
(3.52)
где: Pc
технологический расход электроэнергии через эффект корона,
определяемый по 3.44.
С точки зрения работы одной линии в составе электроэнергетической
системы, ее режим характеризуется следующими величинами:
 i и U j на двух концах;
 векторными напряжениями U

потоки мощности в линии S ij , соответственно S ji .
Учитывая схему замещения, технологический расход мощности
определяется из зависимостей между мощностями S ij , S ji и узловыми
напряжениями U i и U j :
*
* *
*
S ij  S 'ij  S ijo  U i2 Y ijo  U i  U i  U j Y ij ;


*
* *
*
S ji   S "ij  S jio  U i2 Y ijo  U j  U i  U j Y ij ,


(3.53)
(3.54)
и определяются по выражению:
S ij  S ij  S ji
Применяя выражения 3.53
технологического расхода через:
 эффект корона:
и
(3.55)
3.54
определяются
*
*

Pcor ,ij  Re S ij ,0  S ji ,0   Re Y ijoU i2  Y jioU 2j  ,



эффект Джоуль:
21
составляющие
(3.56)


*

* * 
PJoule ,ij  Re S 'ij  S "ij  Re  U i2  U 2j  U i Uj  U j U i Y ij  .
 

(3.57)
70. Моделирование двухобмоточного трансформатора
Двухобмоточные трансформаторы моделируются через схему замещения,
состоящую из Г-образного четырехполюсника и идеального трансформатора,
подключенного к соответствующим клеммам приведенной обмотки
четырехполюсника. Коэффициент трансформации, присвоенный идеальному
трансформатору из схемы замещения, это действительное или комплексное
число, в зависимости от типа регулировок и от группы подключения K ij (Рис.
3.2) /21/. Например, в случае трансформатора подключенного по схеме
Yo /   11 , наиболее часто встречающийся в сетях, напряжение между двумя
фазными клеммами первичной обмотки сдвинуто по фазе на 11

6
вперед, или на

назад, по отношению к напряжению между аналогичными клеммами
6
вторичной обмотки.
S ij
K ij
i
S ij

RT  jX T S ij
ST 0
U i
S ji
j
Y T0
U j
Рис.3.2. Схема замещения двухобмоточного трансформатора с комплексным
коэффициентом трансформации
Параметры двухобмоточных трансформаторов рассчитываются на базе
следующих характерных данных: номинальная мощность трансформатора S n ,
номинальное напряжение между фазами U n , потеря активной мощности в
режиме короткого замыкания Psc , потеря активной мощности в режиме
холостого хода PFe ,n , напряжение короткого замыкания U sc , ток холостого
хода I o .
Продольное сопротивление Z T  RT  jX T определяется по результатам
опыта короткого замыкания трансформатора с применением следующих
расчетных выражений:
22
U n2
RT  Psc 2  103 ,
Sn
U sc % U n2
ZT 
,
100 S n
X T  ZT2  RT2
.
[]
(3.58)
[]
[]
(3.59)
Для получения активного и реактивного сопротивления в Ом, величины
выражаются в следующих единицах: Psc в кВт, S n в МВА, U n в кВ.
Поперечная проводимость Y To  GTo  jBTo определяется по результатам
опыта холостого хода трансформатора с применением выражений:
Po 3
10 , S 
U n2
I % Sn
S 
.
YTo  o
100 U n2
GTo  BTo , следовательно,
GTo 
На
практике
проводимость
может
BTo
BTo 
(3.60)
BTo  YTo
определяться
I o % Sn
.
100 U n2
по
и
емкостная
выражению:
S 
(3.61)

S ij
U i
S ij K ij Y T
i
Y ij 0
S ij ,0
S ij
S ji ,0
j
Y ji 0 
S ji , s
S ji
U j
Рис. 3.3. Гальваническая схема замещения двухобмоточного трансформатора с
комплексным коэффициентом трансформации.
Трансформаторы с комплексным коэффициентом трансформации могут
отображаться в расчетах установившихся режимов
через П-образную
гальваническую схему замещения, показанную в рис.3.3, параметры которой
определяются по выражениям /21/:
Y ijo  K ij Y T K ij  1;
Y jio  Y T 1  K ij   Y To ;
*
23
(3.62)
*  *
*
S ji ,s  Y T  K ij  K ij  Ui Uj


.
Для расчета потокораспределения мощностей, учитывая схему из рис.3.3,
применяются выражения:
*
*
*
S ij  K ij2 Y T U i2  K ij Y T U i U j ;
(3.63)
*
* 
*
*
(3.64)
S ji ,s  S ji   K ij Y T Ui U j   Y To  Y T U 2j ,


*  *
*
где: S ji ,s  Y T  K ij  K ij  Ui Uj – комплексная мощность, инжектированная в


узел j, в целях симметрии матрицы узловых
проводимостей.
Из выражений 3.63 и 3.64 определяется общий технологический расход
мощностей:
S ij  S ij  S ji .
(3.65)
Трансформаторы, подключенные по схеме отличающейся от группы 12,
составляющие, как правило, радиальные ветви сети, будут учитываться в
расчетах через действительные коэффициенты трансформации, без учета сдвига
фаз, так как потокораспределение мощностей, модули напряжений и
технологический расход мощностей не зависят от постоянного сдвига фаз,
обусловленного группой подключения. При желании, данный сдвиг фаз может
быть учтен после расчета режима.
В Приложении 4 среднемесячные значения технологического расхода
электроэнергии в трансформаторах 10/0.4 кВ для изменения нагрузки между
0 ,1  1,0S n и их процентных значений при различных значениях cos  и k u .
71. Моделирование трехобмоточного трансформатора
Трехобмоточные трансформаторы моделируются посредством схемы
замещения состоящей из четырехполюсников и идеальных трансформаторов,
отображенных через комплексные коэффициенты трансформации K mj и
K mk (рис.3.4).
Параметры трехобмоточного трансформатора рассчитываются по
следующим характерным данным: номинальные мощности трансформатора S n ,1 ,
Sn ,2 , Sn ,3 , номинальные напряжения между фазами U n ,1 , U n ,2 , U n ,3 ,
номинальные активные потери мощности в режиме короткого замыкания
Psc ,12 , Psc ,13 , Psc ,23 , потеря активной мощности в режиме холостого хода
PFe ,n , процентные напряжения короткого замыкания между обмотками
U sc ,12 %, U sc ,13% , U sc ,23% и ток холостого хода I o .
Сопротивления обмоток определяются следующими выражениями:
24
U n2,1 3
U n2,2 3
U n2,3 3
R1  Psc ,1 2 10 , R2  Psc ,2 2 10 , R3  Psc ,3 2 10 .
S n ,1
S n ,2
S n ,3
(3.66)
Потери короткого замыкания обмоток, учтенных отдельно, определяются
как:
Psc ,1  0 ,5Psc ,12  Psc ,13  Psc ,23 ;
Psc ,2  0 ,5Psc ,12  Psc ,23  Psc ,13 ;
Psc ,3  0 ,5Psc ,13  Psc ,23  Psc ,12  .
S im
Z1
i
U i
Y T0
K mj
Z2
K mk
Z3
(3.67)
j
S jm
m
ST 0

k S km
U j
U k
Рис.3.4. Схема замещения трехобмоточного трансформатора
Предполагая что падения напряжений на индуктивных сопротивлениях
обмоток трансформатора U x % равны напряжениям короткого замыкания
U scc % , аналогично с двухобмоточными трансформаторами, индуктивные
сопротивления обмоток могут быть выражены следующим образом:
где:
U sc ,1% U n2,1
,
X1 
100 S n
U sc ,2 % U n2,2
U sc ,3% U n2,3
, X3 
,
X2 
100 S n
100 S n
U sc ,1%  0 ,5U sc ,12 %  U sc ,13%  U sc ,23% ;
25
(3.68)
U sc ,2 %  0 ,5U sc ,12 %  U sc ,23%  U sc ,13%;
U sc ,3%  0 ,5U sc ,13%  U sc ,23%  U sc ,12 %.
Активные и емкостные проводимости трехобмоточного трансформатора
определяются по тем же выражениям как в случае двухобмоточного
трансформатора (3.60, 3.61).
Если трехобмоточные трансформаторы вписываются в радиальную
конфигурацию
сети,
при
анализе
установившихся
режимов
электроэнергетической системы
оба коэффициента трансформации могут
считаться
действительными.
Схеме
замещения
с
действительными
коэффициентами трансформации соответствует гальваническая схема замещения
на рис. 3.5.
S 'mj
S im
i
S 'im
U i
Y T0
j
S jm
Y mj
S "im
Y im
S "mj
m
S 'mk
ST 0
S "mk

k S km
Y mk
Y kk 0
Y
U j
U k
jj 0
Рис. 3.5. Гальваническая схема замещения трехобмоточного трансформатора
72. Моделирование компенсирующих устройств
Конденсаторные батареи и реакторы, поперечно подключенные в разных
узлах электрических сетей характеризуются:
 поперечной проводимостью Gc Gb  , в См;
емкостной проводимостью Bc (индуктивной Bb ), в См,
и отображается через поперечно подключенные двухполюсники между
соответствующими узлами и землей (рис. 3.6).
В свою очередь конденсаторные батареи и реакторы, подключенные
последовательно в линиях электрической сети характеризуются:
 сопротивлением Rc  Rb  , в ;


емкостным сопротивлением X c (индуктивным сопротивлением X b ), в
,
и отображается в виде двухполюсников (рис. 3.7).
26
b)
a)
Gb
Bb
Gc
Bc
Рис.3.6. Представление устройств для поперечной компенсации
a) конденсаторные батареи, b) реакторы
a)
Rc
Xc
b)
Rb
Xb
Рис.3.7. Представление последовательных компенсирующих устройств
a) конденсаторные батареи, b) реакторы
Значения параметров схем замещения рассчитываются по выражениям:
 для поперечно-подключенных конденсаторов:
Gc 
Pc 3
10
U n2
Bc 
Qcn
,
U n2
(3.69)
- для поперечно-подключенных реакторов:
Gb 

Pb 3
10 ,
U n2
Qbn
,
U n2
(3.70)
для последовательных конденсаторов:
U n2
Rc  Pc
103 ,
2
2
Pc  Qcn

Bb 
U scc % U n2
1
Xc 

,
100 Pc  Qcn C
(3.71)
для последовательных реакторов:
U n2
U scc % U n2
3
Rb  Pb
10 ,
Xb 
 L , (3.72)
2
Pb2  Qbn
100 Pb  Qbn
где: Pc , Pb активные потери мощности в диэлектрике и, соответственно
Qcn , Qbn
U sc %
реакторе, в MВТ;
– номинальные мощности конденсаторных батарей
соответственно - реакторов;
– процентное значение напряжения короткого замыкания.
27
и,
3.6.
Определение допустимых погрешностей измерения
электроэнергии
73. Допустимые погрешности измерения электроэнергии в контуре (подстанция,
электрическая сеть и пр.), положительная W и отрицательная W ,
определяются с применением выражений:
N
W    i pi2
(3.73)
i 1
Ne
1 N
W  W     TT ,i pi ,i    TT ,i pe ,i 
2  i 1
i 1

где:  i общая погрешность узла учета;
i
(3.74)
 TT – погрешность трансформатора напряжения;
pi , pe – вес электроэнергии, зарегистрированной каждым счетчиком на
входе и, соответственно, на выходе с погрешностью  i в общем
объеме вошедшей электроэнергии;
N i , N e – число узлов учета, через которые электроэнергия входит,
соответственно выходит из контура  N  N i  N e  .
74.Общая погрешность узла учета, состоящего из трансформаторов тока,
трансформаторов напряжения и электросчетчика активной энергии:

где:
3.7.
2
2
2
 TT
  TC
  C2
3
(3.75)
 TT , TC , C
классы точности трансформаторов напряжения,
трансформаторов тока и счетчика активной энергии.
Дополнительный технологический расход
3.7.1. Технологический расход в конденсаторных батареях
75. Технологический расход (потери) в конденсаторах происходит в их
арматурах и диэлектрике и может приниматься пропорционально их
номинальной мощности:
Wbc  pc Qnom,c T ,
(3.76)
где : W bc – технологический расход активной энергии в конденсаторах, в
кВт ч;
p c – удельный технологический расход (потери) конденсатора, в
кВт/кВар;
Qnom,c – номинальная мощность конденсатора, в кВaр.
28
76. Значения удельного технологического расхода, при отсутствии данных от
производителя, могут приниматься 0,004 кВт/кВар для конденсаторов с
номинальным напряжением до 1000 В и 0,003 кВт/кВaр для конденсаторов с
номинальным напряжением 6-10 кВ.
3.7.2. Технологический расход в реакторах
77. Реакторы, используемые для компенсации емкостной нагрузки длинных
линий, по конструктивным особенностям и по принципу работы похожи на
трансформаторы. По этой причине технологический расход в этих
устройствах можно считать по формулам, применяемых для
двухобмоточных трансформаторов. Но на практике более широкое
применение имеет метод, основанный на удельных показателях:
Wb  3pb Qnom,bT , ,
где :
(3.77)
W b – технологический расход активной энергии в компенсирующем
p b
Qnom,b
реакторе, в кВт ч;
– удельный технологический расход (потери) компенсирующего
реактора для одной фазы, в кВт/кВар ;
– номинальная мощность компенсирующего реактора, в кВар.
78. Значения данных показателей, в случаях нерегулируемых реакторов
советского производства находятся в пределах (0,0120,005) кВт/кВaр для
реакторов напряжением между 35-110 кВ и (0,005-0,0035) кВт/кВaр для
реакторов напряжением между 220-750 кВ. Данные технологические
расходы имеют фактически неизменные значения на весь период работы.
3.7.3. Собственные нужды трансформаторных подстанций
79. Потребители собственных нужд трансформаторных подстанций питаются
частично переменным током напряжением 380/220 В (за исключением
потребителей для питания которых, из соображений безопасности труда,
необходимо применять более низкие напряжения) и частично постоянным
током, напряжением 24, 48 или 220 В.
80. Собственные нужды трансформаторных подстанций, питающиеся
переменным током, это: устройства охлаждения трансформаторов и
автотрансформаторов; регулировочные устройства трансформаторов и
автотрансформаторов; зарядные устройства аккумуляторных батарей;
устройства вентиляции помещений аккумуляторных батарей; приводы
выключателей и разъединителей; устройства со сжатым воздухом;
устройства тушения пожаров; средства связи; осветительные приборы;
обогревательные приборы для поддержания необходимого микроклимата;
29
силовые розетки и розетки для освещения; вторичные цепи переменного
тока (измерения, защиты, автоматики и пр.).
81. Собственные нужды трансформаторных подстанций, питающиеся
постоянным током это: устройства привода отдельных выключателей,
разъединителей, контакторов; аварийное освещение; вторичные цепи
постоянного тока (защиты, автоматики, блокировок, сигнализации,
дистанционного управления, связи и пр.).
82. Годовая норма технологического расхода электроэнергии для собственных
нужд трансформаторных подстанций определяется в соответствии с /29/.
83. В Приложении 3, в соответствии с /29/ приведены примеры определения
нормы технологического расхода электроэнергии для собственных нужд
трансформаторных подстанций в зависимости от их оснащения.
3.7.4. Технологический расход в питающих установках бытовых
потребителей, пользующихся электроэнергией в частных домах
84. Технологический расход электроэнергии в питающих установках бытовых
потребителей, пользующихся электроэнергией в частных домах,
рассчитываются с применением следующего выражения:
Wbran  N Wbran,abon ,
(3.78)
где: N число потребителей, пользующихся электроэнергией в частных домах;
Wbran ,abon - технологический расход электроэнергии в вводе одного
бытового потребителя, пользующегося электроэнергией в частном доме, Вт ч.
85. Технологический расход в вводе одного абонента определяется аналогично
технологическому расходу в линии электропередачи, методом средних
нагрузок, учитывая что стандартный ввод выполняется проводом 1016 мм2
и длиной 15 м, среднегодовое потребление электроэнергии различными
категориями бытовых потребителей (<=250 кВт ч, <= 500 кВтч, <=1000 кВтч,
<=1500 кВтч ....), число потребителей с соответствующим потреблением
электроэнергии, коэффициент формы графика нагрузки в зависимости от
расхода электроэнергии.
86. Месячный технологический расход электроэнергии колеблется от 20 Втч до
40 Втч, в зависимости от продолжительности работы сети в
соответствующем месяце (зависит от отключений электроэнергии по
фидерам) и от месячного потребления электроэнергии.
Wbran ,abon  20  40 Wh .
30
3.7.5. Технологический расход во внутренних сетях жилых домов
87. Технологический расход электроэнергии во внутренних сетях жилых домов
определяются аналогично технологическому расходу в сетях низкого
напряжения.
3.8.
Определение технологического расхода электроэнергии в
средствах измерения
3.8.1. Технологический расход в трансформаторах напряжения
88.Технологический расход электроэнергии в трансформаторах напряжения
(ТН), подключенных к электрической сети, определяется с помощью
следующего выражения:
NTT
WTН   PTН ,i T ,
i 1
kW h ,
(3.79)
где: N TН – число ТН;
PTН – расход активной мощности одного ТН, в кВт;
T
– продолжительность работы, в часах.
89.Учитывая что среднее значение расхода мощности PTН =0.1 кВт, получается:
WTН  0.1NTН T , kWh .
(3.80)
3.8.2. Технологический расход в трансформаторах тока
90. Технологический расход электроэнергии в трансформаторах тока (TТ)
определяется следующим выражением:
NTC
WTТ   PTТ ,i T ,
i 1
kW h ,
(3.81)
где: NTТ – число TТ;
PTТ – потребление активной мощности одного TТ, в кВт;
T
– продолжительность работы, в часах.
91.Учитывая что среднее значение потребления мощности PTТ =0.025 кВт
получаем:
WTТ  0.025NTТ T ,
31
kW h
(3.82)
3.8.3. Технологический расход электроэнергии в электрических
счетчиках прямого включения
92.Технологический расход
электроэнергии в электрических счетчиках,
подключенных, непосредственно к электрической сети определяется с
помощью следующего выражения:
N cont
Wcont   Pcont ,iT ,
i 1
kW h ,
(3.83)
где: N cont – число счетчиков;
Pcont – расход активной мощности одного электросчетчика, в кВт;
T
– продолжительность работы, в часах.
93. В расчетах среднее значение расхода мощности одного однофазного счетчика
принимается 1,5 Вт, а для трехфазного– 3 Вт. С учетом вышесказанного
получается:
Wcont  (0.0015 N cont,1  0.003N cont,3 ) T , kW h ,
(3.84)
где: N cont ,1 – число однофазных счетчиков;
N cont ,3 – число трехфазных счетчиков.
94. Технологический расход электроэнергии в электросчетчиках, подключенных
к сети через трансформаторы тока и напряжения, не определяется, поскольку
потери в счетчиках считаются как нагрузки вторичных обмоток
трансформаторов
тока
и
напряжения
которые
обуславливают
соответствующий технологический расход трансформаторах.
Приложение 1
Определение интервала неопределенности технологического
расхода электроэнергии
A1.1. Пределы интервала неопределенности, в котором находится
действительное значение технологического расхода электроэнергии, с
выбранным уровнем доверия 0,95 определяется по /1,2/:
 2 
Wmin  Wc 1 

 100 
(A1.1)
2 

Wmax  Wc 1 

 100 
(A1.2)
32
где
W c - технологический расход, определенный расчетным путем в
соответствии с гл. 3 настоящей инструкции.
 – среднеквадратичное процентное значение погрешности расчетов.
A1.2. Среднеквадратичное процентное значение погрешности общего
технологического расхода в No линиях 0,4 кВ:
  25
(A1.3)
No
A1.3. Среднеквадратичное процентное значение погрешности общего
технологического расхода в сетях среднего напряжения 6,10,35 кВ может
определяться по выражению:
  21  2ech
где:  1
(A1.4)
–
среднеквадратичное
процентное
значение
погрешности
обусловленной методическими и информационными погрешностями
расчета режима для головного участка электрической сети.
 ech – среднеквадратичное значение погрешности, обусловленное
замещением сети, равное погрешности из-за неопределенности
распределения
нагрузки
головного
участка
между
распределительными трансформаторами.
Принимается 1  7 ,5% . Значение  ech определяется с применением
выражений:
 для линий электропередачи
Lech  h

nm  12nm  1 ;
nm  12nm  1nT
(A1.5)
для трансформаторов

T
ech
2h nT  1
,
 1,5
nT  nT  1h
(A1.6)
где: nm , nT – число магистральных участков и, соответственно,
трансформаторов;
h
– среднеквадратичное процентное значение погрешности нагрузок
распределительных трансформаторов.
A1.4. Среднеквадратичное процентное значение погрешности общего
технологического расхода в No трансформаторах на холостом ходе определяется
выражением:
 2
No
.
33
(A1.7)
A1.5. Среднеквадратичные значения погрешностей технологического
расхода электроэнергии в трансформаторах напряжения и тока, а также в
счетчиках электроэнергии будут определяться как:
  20
No
,
(A1.8)
где: No число элементов каждого типа.
A1.6. Среднеквадратичные процентные значения погрешностей
технологических расходов в устройствах компенсации реактивной мощности:
 в конденсаторных батареях, 8%,
 в синхронных компенсаторах, 10%.
A1.7.
Среднеквадратичное
процентное
значение
погрешности
технологического расхода, зависящего от нагрузки, в электрической сети 35 кВ и
выше определяется выражением:

где:
n
n
1
2
 C l b  a  ml2 2l ,
50ab l 1
n
a    m i m j Rij ;
i 1 j 1
n
b   mi ;
i 1
(A1.9)
n
C l   m j Rlj ;
j 1
m i – математическое ожидание нагрузки узла i;
Rij – элемент матрицы узловых сопротивлений;
 l – среднеквадратичное процентное значение погрешности нагрузки
узла l.
A1.8. Среднеквадратичные погрешности технологического
энергии через эффект корона рассчитывается по формуле:
расхода
No
  15  d i2 ,
(A1.10)
i 1
где: d i – доля технологического расхода в линии i из общего технологического
расхода от короны в No линиях.
A1.9.
При сложении компонентов технологического расхода
электроэнергии среднеквадратичное процентное значение погрешности общего
потребления будет оцениваться выражением формы:
 Wmax,i  Wmin,i 
No
 
2
i 1
4WC ,
где: WC , общее рассчитанное значение технологического расхода
электроэнергии.
34
(A1.11)
Приложение 2
A2.1. Пример расчета технологического расхода
электроэнергии в сетях 0,4 кВ
Требуется: Определить технологический расход электроэнергии в фидере
0,4 кВ, однопроводная схема которого показана на рис. A2.1.
CC1
CC2
CC3
CC4
0,4 кВ
0
1
2
3
4
Рис.A2.1. Однопроводная схема изучаемого фидера.
Номинальные данные и технические характеристики участков фидера
указаны в таблице A2.1, а исходная информация о нагрузке фидера соответственно в таблице A2.2.
Таблица A2.1
Данные сети
№
1
2
3
4
Участки
фидера
Длина
участка,
км
0-1
1-2
2-3
3-4
0,078
0,065
0,070
0,075
Сечение
Фазный
провод
Нулевой
провод
95
95
70
70
50
50
35
35
Активное
сопротивление, /км
Фазный
Нулевой
провод
провод
0,326
0,326
0,443
0,443
0,62
0,62
0,89
0,89
Реактивное
сопротивление, /км
Фазный
Нулевой
провод
провод
0,0606
0,0606
0,0612
0,0612
0,0625
0,0625
0,0637
0,0637
Таблица A2.2
Данные о нагрузке фидера
Токи на участке 0-1 в
часы пик графика
нагрузки
IA
80
IB
170
IC
150
IN
25
Фазное
напряжение
на шинах 0,4
кВ ТП
U0, кВ
0,220
Фазное напряжение
на шинах самого
отдаленного
потребителя
U4, кВ
Время
использования
максимальной
мощности
Tmax, h/an
4300
Коэффициент
мощности
cos
0,92
Значения токов и соответственно, напряжений получаются по результатам
контрольных измерений, а Tmax и cos определяются в зависимости от характера
питаемых потребителей.
Расчет технологического расхода электроэнергии в фидере 0,4 кВ состоит
из следующих шагов:
1. Определяется среднее значение силы тока на головном участке фидера с
применением выражения:
35
Im 
I A  I B  I C 80  170  150

 133  A
3
3
2. Рассчитываются удельные, активные и реактивные, сопротивления
приведенные к единому сечению с применением выражений:
r01l01  r12 l12  r23l 23  r34 l34

l01  l12  l 23  l34
0 ,326* 0 ,078  0 ,326* 0 ,065  0 ,443* 0 ,07  0 ,443* 0 ,075


0 ,078  0 ,065  0 ,07  0 ,075
0 ,11085

 0 ,385  / km 
0 ,288

сопротивление фазного провода: r f 

реактивное сопротивление фазного провода :
x01l01  x12 l12  x23l 23  x34 l34

l01  l12  l 23  l34
0 ,0606* 0 ,078  0 ,0606* 0 ,065  0 ,0612* 0 ,07  0 ,0612* 0 ,075


0 ,078  0 ,065  0 ,07  0 ,075
0 ,01754

 0 ,061  / km
0 ,288
xf 

сопротивление нулевого провода:
ro ,01l 01  ro ,12 l12  ro ,23 l 23  ro ,34 l34

l01  l12  l 23  l34
0 ,62 * 0 ,078  0 ,62 * 0 ,065  0 ,89 * 0 ,07  0 ,89 * 0 ,075


0 ,078  0 ,065  0 ,07  0 ,075
0 ,21771

 0 ,756  / km
0 ,288
ro 
3. Определяется коэффициент связи между процентными значениями
технологического расхода мощности и потерей напряжения по выражению:
kp/ u
1  tg 2
,

X ech
1
tg
Rech
поскольку потокораспределение токов питающего участка неизвестно,
принимается что:
и получаем:
X ech X f 0 ,061


 0 ,158 ,
Rech R f 0 ,385
1  0 ,1536
kp/ u 
 1,086 .
1  0 ,158* 0 ,3919
4. Определяется коэффициент неравномерности нагрузок по фазам:
36
I A2  I B2  I C2 
r
3
1  1,5 o
2 
rf
I A  I B  I C  

  1,5 ro 

rf

802  1702  1502 
0 ,756 
0 ,756
3
1

1
,
5

1
,
5
 1,33


2
0
,
385
0
,
385
80  170  150 

k neu
5. Определяется коэффициент потерь графика нагрузок:
2
kp 

Tmax
 0 ,124  Tmax

2

4  8760

0 ,124  0 ,43 * 8760
10 




Tmax
4300
2688,6

 0 ,625
4300
6. Определяется процентное значение потери напряжения от шин
трансформаторного пункта до шин потребителя 4:
U f % 
U 0  U1
220  210
100 
100  4 ,55%
U0
220
7. В заключении, применив выражение 3.13, рассчитываем процентное
значение технологического расхода в изучаемом фидере:
W %  k p / u U%kneu k p  1,086* 4 ,55* 1,33* 0 ,625  4 ,11%
A2.2. Пример расчета технологического расхода
электроэнергии в сетях 10 кВ
Требуется: определить технологический расход электроэнергии в фидере
10 кВ, однопроводная схема которого представлена на рис. A2.2. Номинальные
данные и технические характеристики линий и трансформаторов представлены в
таблицах A2.3 и A2.4.
6
7
1
1
2
9
4
5
37
10
5
8
3
3
0
4
2
Рис.A2.2. Однопроводная схема фидера 10 кВ.
Таблица A2.3
Данные сети
№
1
2
3
4
5
Участки
фидера
Марка кабеля
Сечение
[мм2]
Длина участка,
км
0-1
1-2
2-3
1-4
4-5
АСБ
ААШВ
ААШВУ
ААШВ
ААШВУ
240
120
120
120
120
1,85
0,45
0,21
0,52
0,1
Активное
сопротивление
участка, 
0,239
0,116
0,054
0,134
0,0258
Таблица A2.4
Данные трансформаторов
№
1
2
3
4
5
Трансформа
торный
пункт
PT-1
PT-2
PT-3
PT-4
PT-5
Участок
Число
трансформаторов
Номинальная
мощность, кВA
1-6
2-7
3-8
4-9
5-10
1
2
2
2
2
630
400
630
630
630
Активное
Сопротивление

1,91
3,44/2
1,91/2
1,91/2
1,91/2
Принимается что:
 за расчетный период T=168 ч в сеть было отпущено 96000 кВт ч;
 напряжение на шинах распределительной подстанции в режиме
максимальной нагрузки равно 10,5 кВ, а в режиме минимальной
нагрузки 10 кВ;
 коэффициент мощности cos =0,92.
Расчет технологического расхода состоит из следующих шагов:
1. По результатам измерений токов на головном участке фидера
определяется коэффициент форма графика нагрузки по выражению:
kf 
I mp
Im

849
 1,056 ,
804
24
где:
I mp 
 I i2
i 1
24
24
среднеквадратичный ток, I m 
38
 I i2
i 1
24
– средний ток.
2. Определяется потокораспределение активной и полной мощности на
участке 0-1 по выражениям:
P01 
Wa 96000

 571,4 kW
T
168
;
S 01 
P01 571,4

 621,1 kVA .
cos  0 ,92
3. Принимая, что нагрузки трансформаторов пропорциональны их
номинальным мощностям, определяются нагрузки трансформаторов с
применением выражений:
S n1
630
S 01 
621  75,1 kVA ;
Sn 
5210
S
2 * 400
S 2  n 2 S01 
621  95,4 kVA ;
Sn 
5210
S
2 * 630
S3  n3 S01 
621  150,2 kVA ;
Sn 
5210
S
2 * 630
S 4  n 4 S01 
621  150 ,2 kVA ;
Sn 
5210
S
2 * 630
S5  n5 S01 
621  150,2 kVA ,
Sn 
5210
 S n1  S n 2  S n3  S n 4  S n5  2 * 400  7 * 630  5210 kVA
S1 
где : S n 
4. Определяются потоки полных мощностей в линиях:
S 23  S38  S3  150,2 kVA ;
S12  S 23  S 2  150,2  95,4  245,6 kVA ;
S 45  S510  S5  150 ,2 kVA ;
S14  S 45  S 4  150,2  150,2  300,4 kVA ;
S 01  S1  S 2  S3  S 4  S5  75,1  95,4  3* 150,2 
 621,1 kVA .
5. Определяются коэффициенты загруженности трансформаторов.
Поскольку было установлено, что нагрузки трансформаторов пропорциональны
их номинальной мощности, коэффициенты загруженности принимают равные
значения и определяются выражением:
k î ,1 
S01 621,1

 0 ,12
S n  5210
6.
Применяя
выражение
сопротивление для трансформаторов:
3.25,
39
рассчитывается
эквивалентное
2
T
ech
R
S k 
 630* 0 ,12  3,44  2 * 400* 0 ,12 
  RTj  nj î , j   1,91
 

 
S
621
,
1
2
621
,
1
j 1







2
5
2
2
1,91  2 * 630* 0 ,12 
 3*

  0 ,0283  0 ,041  0 ,1698  0 ,239 
2 
621,1

7.
Применяя
сопротивление линий:
выражение
3.26,
рассчитывается
эквивалентное
2
L
Rech
2
2
2
 S jL 
621
,
1
245
,
6
150
,
2






L
  0 ,239
  R j 
  0 ,116
  0 ,054
 

S
621
,
1
621
,
1
621
,
1
j 1






 
5
2
2
 300,4 
 150,2 
 0 ,134
  0 ,0258
  0 ,239  0 ,01814  0 ,00316 
 621,1 
 621,1 
 0 ,03136  0 ,00151  0 ,293 
8. По выражениям 3.23 и 3.24 рассчитывается зависимые от нагрузки
коэффициенты мощности:
 в трансформаторах:
Wa2
960002
2
T
W  2
k f Rech 
1,0562 * 0 ,239 
2
2
2
U ech cos  T
10 ,45 * 0 ,92 * 168
T
S
 158,2 kWh ,
где: U ech 

2
2
0 ,9U max
 0 ,1U min
 0 ,9 * 10 ,52  0 ,1* 102  10.45 kV ;
в линиях:
W 
L
S
Wa2 k 2f
2
U ech
cos 2  T
L
ech
R
960002 * 1,0562

* 0 ,293 
10 ,452 * 0 ,922 * 168
 193,9 kWh.
9. По выражению 3.25 определяется технологический расход
трансформаторах на холостом ходу:
2
в
2
 10.45 
 10.45 
W  7Po( 630 )T 
  2Po( 400 )T 
 
 10 
 10 
 7 * 1,56 * 168* 1,092  2 * 1,05* 168* 1,092  2388,6 kWh
T
Fe
10. Общий технологический
определяется выражением (3.22):
расход
в
анализируемом
фидере
W  WST  WSL  WFeT  158,2  193,9  2388,6  2740,7 kWh .
40
11. Процентное значение технологического расхода:
W % 
W
2740.7
100 
100  2 ,85% .
Wa
96000
Taблица A2.5
Допустимые погрешности узлов учета
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Трансформаторы
тока
0,2
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
1,0
1,0
1,0
2,0
1,0
2,0
Классы точности
Трансформаторы
напряжения
0,5
0,5
0,5
0,5
1,0
1,0
2,0
1,0
1,0
2,0
2,0
-
Электрические
счетчики
0,5
0,5
1,0
2,0
1,0
2,0
2,0
1,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
41
Погрешности узла
учета,   , %
0,51
0,67
0,88
1,46
1,06
1,57
1,95
1,38
1,60
2,15
2,76
1,68
2,40
Приложение 3
Примеры расчета годовой нормы технологического расхода
электроэнергии на собственные нужды электрических
подстанций
Пример 1: Трансформаторная подстанция 35 кВ.
Оборудование:
Трансформаторы
1xTDN-10000/35
2xTDNS-16000/35
Выключатели
6xMKP-35
Расчет:
Вентиляция трансформаторов
11,0x2= 22,0
8,0x1= 8,0
Обогрев OPУ
12,6
Вентиляция и освещение OPУ
1,7
Внутренний обогрев распределительной установки
4,0
Внешнее освещение
0,4
Зарядные, перезарядные установки
аккумуляторных батарей
3,3
Вентиляция аккумуляторных помещений
1,5
Обогрев выключателей
0,8x6= 4,8
Системы связи и телемеханики
1,9
Другие
2,2
Всего
62,4
Нормированный расход электроэнергии на собственные нужды трансформаторной
подстанции 35 кВ = 62,4 тыс кВт ч в год.
Пример 2: Трансформаторная подстанция 110/10 кВ.
Оборудование:
Трансформаторы
TMT-5600/110
TMT-6300/110
Выключатели
1xMKP-110
Обслуживание
бригада оперативного вмешательства (БОВ)
Расчет:
Обогрев помещения БОВ
11,0
Внутренний обогрев распределительной установки
4,0
Внешнее освещение
1,5
Зарядные, перезарядные установки
аккумуляторных батарей
6,0
Вентиляция аккумуляторных помещений
2,8
Обогрев выключателей
19,5x1= 19,5
Системы связи и телемеханики
4,8
Другие
2,2
Всего
51,8
Нормированный расход электроэнергии на собственные нужды трансформаторной
подстанции 110 кВ = 51,8 тыс кВт ч в год.
Пример 3: Трансформаторная подстанция 110/35/10 кВ.
Оборудование:
Трансформаторы
2xTDT-40000/110
42
1xTDT-20000/110
7xVVN-110
8xVMD-35
Выключатели
Расчет:
Вентиляция трансформаторов
17,3x2= 34,6
14,0x1= 8,0
Обогрев ОРУ
38,2
Вентиляция и освещение OРУ
2,9
Внутренний обогрев распределительной установки
4,0
Внешнее освещение
3,0
Зарядные, перезарядные установки
аккумуляторных батарей
16,5
Вентиляция аккумуляторных помещений
4,2
Обогрев выключателей
9,9x7= 60,3
0,5x8= 4,0
Электродвигатели компрессоров
11,0x7=77,0
Обогрев компрессоров
12,0
Вентиляция компрессорных помещений
3,0
Обогрев
1,3
Системы связи и телемеханики
8,7
Другие
3,3
Всего
281,0
Нормированный расход электроэнергии на собственные нужды трансформаторной
подстанции 110 кВ = 281,0 тыс. кВтч в год.
43
Приложение 4
Месячный технологический расход электроэнергии в
трансформаторах 10/0,4 кВ
Литература
1. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на
передачу по электрическим сетям энергосистем и объединений. И 34-70-030-87. -М.: СПО,
“Союзтехэнерго“, 1987, 34 с.
2. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических
сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989, 175 с.
3. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по
электрическим сетям энергосистем и объединений. И 34-70-29-86. -М.: СПО,
“Союзтехэнерго“, 1987.
4. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и
распределении. РД 34.09.101-94. –М.: СПО ОРГРЭС, 1995, 45 с.
5. Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии
при ее производстве и распределении. РД 34.11.325-90. –М.: СПО ОРГРЭС, 1991.
6. Руководящие указания по учету потерь на корону и помех от короны при выборе проводов
воздушных линий электропередачи переменного тока 330-750 кВ и постоянного тока 8001500 кВ. –М.: ОРГРЭС, 1975.
7. Instrucţiune privind determinarea consumului propriu tehnologic în reţelele electrice. PE 139/97. –
Bucureşti: RENEL, 1997, 105 p.
8. Albert H., Mihăilescu A. Pierderi de putere şi energie în reţelele electrice. Bucureşti, Editura
tehnică. 1997. 314 p.
9. Адонц Г.М., Арутюнян А.А. Методы расчета и способы снижения расхода энергии в
электрических сетях энергосистем. –Ереван: Луйс, 1986, 185 с.
10. Арзамасцев Д.А., Липес А.В. Снижение технологического расхода энергии в электрических
сетях. –М.: Высшая школа, 1989, 125 с.
11. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. –М.:
Энергоатомиздат, 1981, 216 с.
12. Шербина Ю.В., Бойко Н.Д., Бутенко А.Н. Снижение технологического расхода энергии в
электрических сетях. –Киев: Техника, 1981, 102 с.
13. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. /В.Э. Воротницкий, Ю.С.
Железко, В.Н. Казанцев и др.: под ред. В.Н. Казанцева. –М.: Энергоатомиздат, 1983, 386 с.
14. Снижение технологического расхода электроэнергии в трансформаторных подстанциях /
В.М.Синьков, И.П.Притака, А.А. Омельчук и др. –Киев: Техника, 1987, 127 с.
15. Клебанов Л.Д. Вопросы методики определения и снижения потерь электроэнергии в сетях.
–Ленинград: ЛГУ, 1973, 73 с.
16. Хамидов Л.Х., Ганиходжаев Н.Г. Потери электроэнергии в низковольтных сетях. –
Ташкент: Узбекистан, 1981, 160 с.
17. Методика расчета нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях / В.Г. и др. –
Минск, 1990.
44
18. Железко Ю.С., Савченко О.В. Расчет потерь электроэнергии в энергосистемах с
реверсивными межсистемными связями. Электричество 1995, №3, с. 37-40.
19. Будовский В.П., Афанасьев Л.И. Методика оценки комерческих потерь электроэнергии.
Электрические станции. 1997, №8, с. 47-52.
20. Воротницкий В.Э., Идельчик Б.В., Идельчик В.И., Кононов Ю.Г. Комплекс программ
интегрированной автоматизированной системы диспетчерского управления, контроля и
учета электропотребления в электрических сетях. Электрические станции, 1994, №9, с.2732.
21. Стратан И.П., Неретин В.И., Спивак В.Л. Расчет и анализ режимов электроэнергетических
систем. -Кишинев: Штиинца, 1990, 100 с.
22. Веников В.А., Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока. –
М.: Энергоатомиздат, 1985. 272 с.
23. Расчет потерь электроэнергии в сетях класса 0,4 кВ. –Отчет НИР Института энергетики АН
Молдовы. 1997.
24. Расчет потерь электроэнергии в сетях класса 6,10,20 кВ. –Отчет НИР Института энергетики
АН Молдовы. 1997.
25. Расчет потерь электроэнергии в сетях класса 35 кВ и выше. –Отчет НИР Института
энергетики АН Молдовы. 1997.
26. Расчет коммерческих потерь в электрических сетях. –Отчет НИР Института энергетики АН
Молдовы. 1997.
27. Воротницкий В.Э., Загорский Я.Т., Апряткин В.Н., Западнов В.А. Расчет, нормирование и
снижение электроэнергии в городских электрических сетях. Электрические станции, 2000,
№5, с. 9-13.
28. Потребич А.А. Погрешности нормирования потерь энергии в распределительных
электрических сетях. Электрические станции, 1999, №12, с. 33-38.
29. Инструкция по нормироварию расхода электроэнергии на собстввеные нужды подстанций
35-500 кВ. УДК 021.311.4(083.96). –М.: СПО Союзтехэнерго, 1981, 21 с.
45