Разработка программы энергосбережения предприятия энергетики (на примере ПАО МОЭСК)

Внедрение указанных энергосберегающих мероприятий на предприятии позволит значительно повысить технико – экономические показатели системы электроснабжения и снизить затраты на обслуживание и ремонт оборудования.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 этаперазрабатывается 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, чтов конечном итоге приноситнепосредственный практический результат по минимизации потерь, а именно их снижение до установленных нормированных значений, а в случае коммерческих потерь –в идеальном случаесведение их к нулю. План реализации энергосберегающих мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии в электрической сети предприятияприведён на рисунке 3.3.Рисунок 3.3 - План реализации энергосберегающих мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии в электрической сети предприятия3.2Расчёт экономической эффективности программыРасчёт экономической эффективности программы в работе проводится в двух направлениях:- расчёт экономической эффективности реконструкции кабельных линий с целью уменьшения потерь электроэнергии;- расчёт экономической эффективности внедрения АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию.3.2.1 Расчёт эффективности реконструкции кабельных линий с целью уменьшения потерь электроэнергииВ работе рассматривается проблема уменьшения потерь электроэнергии в питающих кабельных линиях электропередачи напряжением 0,38 кВ предприятия (линии Л1 – Л8, соответственно питающие распределительные щиты РЩ1 – РЩ8). В данное время на указанных КЛ также производится реконструкция, связанная с их перегрузкой, обусловленными подключением новых потребителей, изначально не предусмотренных в проекте, поэтому рассмотрение вопроса уменьшения потерь электроэнергии в указанных перегруженных КЛ является актуальным заданием. Технические данные рассматриваемых КЛ приведены в таблице 2.1.С учётом возросшей нагрузки КЛ, которая не была первоначально учтена в проекте, разработанному в 70-е годы, производится перерасчёт сечений КЛ. Для этого определяются расчётные нагрузки и расчётный ток КЛ и осуществляется выбор сечений провода по длительному допустимому току и проверка выбранного сечения по допустимой потере напряжения [3]. Расчетная электрическая нагрузка КЛ Pл, кВт, определяется:Pр=kо∙Pмакс,(3.6)где Pмакс – фактическая максимальная активная нагрузка КЛ, кВт; kо – коэффициент одновременности максимумов нагрузки, (kо = 0,9). Расчетная реактивная нагрузка КЛ Q.л., кВАр, определяется по формуле:Qл = Pр∙tgл,(3.7)где tgл –коэффициент реактивной нагрузки, соответствующий значению коэффициента активной нагрузки энергосистемы (cos φ = 0,95).Полная расчетная нагрузка КЛ Sл., кВА, определяется по формуле:(3.8)Значение расчетного тока в нормальном режиме определяется: (3.9)где Sл..- полная расчетная нагрузка КЛ в нормальном режиме, кВА;Uн - номинальное напряжение сети, Uн=0,38 кВ.Принимается для кабеля марки АВВГ, прокладка в земле. Сечение данной марки кабеля выбирается по допустимому длительному току по табл. 1.3.16 [3].Для линии Iрпо табл.1.3.16 [3] для принятой марки кабеля и способа его прокладки выбирается сечение с учетом условия: (3.10)где Iдоп - длительно допустимый ток кабеля, определяемый по табл.1.3.16 [3]. Также, согласно требованиям [3], необходимо проверить кабели на допустимые потери напряжения, которые не должны превышать значений в нормальном режиме ∆Uдоп.=5%.Потери напряжения в кабельной линии в нормальном режиме работы , %, (3.11)где Iр - расчетный ток в нормальном режиме работы, А; r0 и x0 - удельные сопротивления кабеля, которые зависят от сечения жилы, и определяется по таблице 1.3.2 [3]; L - длина кабельной линии, км.Полученное значение потерь проверяется по допустимой потере напряжения: (3.12)Производятся расчёты по (3.6) – (3.9) на примере КЛ Л1:Pл = 0,9∙47=42,3 кВт.Qл = 42,3∙0,33=14 квар.Принимается Iдоп= 90 А и соответствующее ему сечение F=16 мм2. Проверка по выражению (3.10) выполняется90 А > 67,8 А.Выбирается кабель марки АВВГ (3x16+1x10) с допустимым длительным током Iдоп = 90 А по табл. 1.3.29 [3]. Потери в нормальном режиме по формуле (3.11):Проверка по (3.12):5,68 % 5%.Условие (3.12) не выполняется, принимается сечение кабеля F=25 мм2.Потери напряжения в нормальном режиме по (3.11):Условие (3.12) выполняется3,62 % 5%.Окончательно принимается кабель АВВГ-(3x25+1x16) с длительным допустимым током Iдоп = 115 А. Аналогично проводятся расчёты для линий Л2 – Л8 и результаты приводятся в таблице 3.1.Таблица 3.1Результаты выбора сечения КЛ после реконструкцииПараметр КЛКЛ – 0,38 кВЛ1Л2Л3Л4Л5Л6Л7Л8Марка кабеля до реконструкцииАВВГ-(3x16+1x10)АВВГ-(3x16+1x10)АВВГ-(3x16+1x10)АВВГ-(3x16+1x10)АВВГ-(3x10+1x6)АВВГ-(3x10+1x6)АВВГ-(3x16+1x10)АВВГ-(3x16+1x10)Длина КЛ, м10011012090252012070Pмакс, кВт 47,038,052,042,037,035,038,052,0cos φ / tg φ0,95/0,33Результаты выбора кабеля- по допустимому длительному току, мм21610161010101016- по допустимой потере напряжения, мм22525251610102525Марка кабеля после реконструкцииАВВГ-(3x25+1x16)АВВГ-(3x25+1x16)АВВГ-(3x25+1x16)АВВГ-(3x16+1x10)АВВГ-(3x10+1x6)АВВГ-(3x10+1x6)АВВГ-(3x25+1x16)АВВГ-(3x25+1x16)Iдоп, А115115115906565115115Проводится определение потерь мощности и электроэнергии на примере кабельной линии Л1 (до и после реконструкции). Потери активной мощности определяются:кВт (3.13)где Iрн- расчетный ток нормального режима, А;Uном - номинальное напряжение сети, Uном = 35 кВ;r0 –удельные активное сопротивления линии, Ом/км;L-длина линии, км.Потери активной электроэнергии в линии трехфазной электрической сети в нормальном режиме определяются:(3.14)где τ – время наибольших потерь, ч, вычисляемое по формуле:τ=(0,124+Тмах·10-4)2·8760,                              (3.15)где Тмах – годовое число часов использования максимума нагрузки, табл.5.3.10 [5], ч.Для КЛ Л1 (до реконструкции) τ= (0,124+5300·10-4)2·8760=3746 ч.ΔРн= 3·75,22·1,84·0,1·10-3 =3,12 кВт.ΔWа= 3,12·3746=11690,0 кВт·ч.Для КЛ Л1 (после реконструкции) ΔРн= 3·75,22·1,17·0,1·10-3 =1,98 кВт.ΔWа= 1,98·3746=7417,1 кВт·ч.Аналогичные расчеты проводятся для других КЛ, результаты сводятся в таблице 3.2 (до реконструкции) и таблице 3.3 (после реконструкции).Таблица 3.2Расчетные значения потерь мощности и электрической энергии в КЛ 0,38 кВ до реконструкцииЛинияМарка кабеляДлиналинии Удельные сопротивления участков сетиТок внорм. режимеПотери активноймощности внорм.режиме Годовое число исп. мax. нагр.Время наибольших потерьПотери эл. энергии внорм.режиме Активное,r0Индуктив.,x0 кммОм/мАкВтччкВт·чЛ1АВВГ (3x16+1x10)0,101,840,06875,23,125300374611690,0Л2АВВГ (3x16+1x10)0,111,840,06860,82,24530037468391,1Л3АВВГ (3x16+1x10)0,121,840,06883,24,595300374617194,1Л4АВВГ (3x16+1x10)0,091,840,06867,22,24530037468391,1Л5АВВГ (3x10+1x6)0,0252,940,07359,20,77530037462884,4Л6АВВГ (3x10+1x6)0,022,940,07356,00,55530037462060,3Л7АВВГ (3x16+1x10)0,121,840,06860,82,45530037469177,7Л8АВВГ (3x16+1x10)0,071,840,06883,22,675300374610001,8Итого по сети 0,38 кВ18,63--69790,5Таблица 3.3Расчетные значения потерь мощности и электрической энергии в КЛ 0,38 кВ после реконструкцииЛинияМарка проводаДлиналинииУдельные сопротивления участков сетиТок внорм. режимеПотери активноймощности внорм.режимеГодовое число исп. мax. нагр.Время наибольших потерьПотери эл. энергии внорм.режиме Активное,r0Индуктив.,x0 кммОм/мАкВтччкВт·чЛ1АВВГ (3x25+1x16)0,101,170,06675,23,12530037467417,1Л2АВВГ (3x25+1x16)0,111,170,06660,81,42530037465319,3Л3АВВГ (3x25+1x16)0,121,170,06683,22,925300374610938,3Л4АВВГ (3x16+1x10)0,091,840,06867,22,24530037468391,1Л5АВВГ (3x10+1x6)0,0252,940,07359,20,77530037462884,4Л6АВВГ (3x10+1x6)0,022,940,07356,00,55530037462060,3Л7АВВГ (3x25+1x16)0,121,170,06660,81,56530037465843,8Л8АВВГ (3x25+1x16)0,071,170,06683,21,66530037466218,4Итого по сети 0,38 кВ14,24--49072,7Гистограммы, иллюстрирующие потери активной мощности и электроэнергии в рассматриваемых КЛ до и после реконструкции, представлены на рисунках3.4 и 3.5соответственно.Рисунок 3.4 - Потери активной мощности в рассматриваемых КЛРисунок 3.5 - Потери активной электроэнергии в рассматриваемых КЛВ результате проведённой реконструкции с заменой сечения кабеля на загруженных участках в рассматриваемых линиях Л1-Л8, установлено:- рекомендуется заменить кабель КЛ 0,38 кВ на линиях Л1-Л3, Л7-Л8, а на линиях Л4-Л6 сечение кабеля согласно расчётов остаётся без изменений;- потери мощности в исследуемых кабельных линиях 0,38 кВ уменьшились после реконструкции на величину, составляющую 18,63-14,24=4,39 кВт, что составляет 23,6 % от величины потерь мощности до реконструкции;- потери электроэнергии в исследуемых кабельных линиях 0,38 кВ уменьшились после реконструкции на 69790,5-49072,7=20717,8 кВт·ч, что составляет 29,7 % от величины потерь мощности до реконструкции;- основываясь на приведённых результатах, установлено, что проведение реконструкции в рассматриваемых КЛ 0,38 кВ Л1-Л3, Л7-Л8, эффективно технически.Далее осуществляется определение экономической эффективности реконструкции питающих кабельных линий 0,38 кВ в электрической сети предприятия. Численное значение снижения потерь электроэнергии определяют на основе сравнения их значений до и после реконструкции. Результаты указанных выше расчётов приведены в таблице 3.4.Таблица 3.4Определение экономического эффекта вследствие проведённой реконструкции КЛ 0,38 кВПараметрДо реконструкцииПослереконструкцииЭкономическийэффектСуммарные потери электроэнергии в КЛ 0,38 кВ, кВт·ч69790,549072,720717,8(29,7%)Плата за потери электроэнергии, руб.(3,77 р. за 1 кВт·ч) 263110,2185004,178106,1Далее проводится технико – экономический расчёт с конечной целью определения срока окупаемости реконструкции рассматриваемых КЛ напряжением 0,38 кВ. Задачей технико - экономического расчёта является определение затрат на реконструкцию указанных КЛ 0,38 кВ (Л1-Л3, Л7-Л8). В соответствии с требованиями [5], является величина приведенных затрат: (3.16)где К - капитальные затраты на замену кабеля КЛ 0,38 кВ электрической сети;И - годовые эксплуатационные расходы.В капитальные затраты на сооружение сети входят стоимость кабельных линий Л1-Л3, Л7-Л8, которые определяются по укрупнённым показателям стоимости электрических сетей [5]. Стоимость линий определяется: - длиной;- номинальным напряжением;- сечением кабеля;- маркой кабеля. В состав годовых эксплуатационных расходов входят соответствующие расходы в линиях Ил. Эти составляющие находят по выражению:(3.17)где Иа - издержки на амортизацию;Иэ - издержки на эксплуатацию.Издержки на амортизацию Иа определяются по норме отчисления на амортизацию от капитальных затрат: (3.18)где ар - коэффициент амортизации, %, принимаемый по, табл. 6.1 [5]. Эксплуатационные издержки Иэ определяются: (3.19)где эр - отчисления на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, %, принимаемый по [5].Результаты расчёта капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий сводятся в таблицу 3.5. Таблица 3.5Результаты расчёта капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов на реконструкцию КЛ – 0,38 кВОпределяемый показательКЛ-0,38 кВЛ1Л2Л3Л7Л8Марка кабеляАВВГ (3x25+1x16)АВВГ (3x25+1x16)АВВГ (3x25+1x16)АВВГ (3x25+1x16)АВВГ (3x25+1x16)Длина линии, м10011012012070Стоимость 1м кабеля, руб./м94,5194,5194,5194,5194,51Стоимость линии, руб.9451,010396,111341,211341,26615,7Издержки на амортизацию,руб., (ар = 6,7 %)633,2696,5759,9759,9443,3Издержки на эксплуатацию,руб., (эр = 3,8 %)359,1395,1431,0431,0251,4Годовые эксплуатационные расходы, руб.992,31091,61190,91190,9694,7Приведённые затраты, руб.10443,311487,712532,112532,17310,4Всего приведённых затрат по КЛ, руб.54305,6Срок окупаемости проведенной реконструкции составляет:С = З/Е,(3.20)где З – полученный эффект от реконструкции, тыс. р.;Е – суммарные приведённые затраты по КЛ, выделяемые на её реконструкцию, р.С = 78106,1/54305,6 1,44 1,5 года.Проведённая реконструкция эффективна, т.к. окупится за 1,5 года.3.2.2 Расчёт экономической эффективности внедрения АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергиюСмысл внедрения АСКУЭ заключается в постоянной экономии энергоресурсов и финансов предприятия при минимальных начальных денежных затратах. На сегодняшний день предлагаемая система является тем необходимым механизмом, без которого трудно решать проблемы цивилизованных расчетов за энергоресурсы с их поставщиками, непрерывной экономии энергоносителей и снижения доли энергозатрат в себестоимости продукции предприятия. Отсутствие подвижных деталей, современная элементная база обеспечивают надежную и не требующую ремонта работу микропроцессорных счетчиков, делая систему экономически выгодной. Благодаря переходу на дифференциальный тариф с помощью счетчиков ЕвроАльфа можно учитывать их по определенной дифференцированной цене за каждый час времени суток. За счет того, что в некоторые часы ставка на электроэнергию ниже, чем при однотарифном учете энергии, в проекте ожидается получить экономию затрат на оплату. Капитальные вложения:КВ=Ц+М+ТР+НР,(3.21)гдеЦ – цена оборудования, руб.;М – затраты на монтаж оборудования (20-40%∙Ц), руб.;НР – накладные расходы (Σ(Ц+М+ТР) ∙8-10%), руб.;ТР-транспортные расходы (10-15%∙Ц), руб.Расчет затрат на внедрение системы АСКУЭ представлен в таблице 3.6.Таблица 3.6Расчет затрат на внедрение системы АСКУЭ№Тип оборудованияЦена, руб.1ЕвроАльфаA1600 234002GSM модем 146003Расходный материал5004Монтаж154005Транспортные расходы38506Трансформатор тока ТЛМ (8 шт.)2365607Трансформатор напряжения НАМИ (8 шт)403200Итого капитальных вложений1119129М=0,4∙678260=271304 руб.ТР=0,1∙678260=67826 руб.НР=0,1∙ (678260+67826+271304) = 101739 руб.КВ=678260+67826+271304+101739=1119129 руб.К годовым эксплуатационным затратам относятся все расходы, связанные с обслуживанием средств учетаЗЭ= А+ТР +ЗП+П,(3.22)гдеЗП – заработная плата обслуживающего персонала, руб.;А – амортизационные отчисления (12,5%∙КВ), руб.;ТР – стоимость текущего ремонта (5%∙КВ), руб.;П – прочие затраты, руб.А=0,125∙1119129= 139891 руб.;ТР=0,05∙1119129= 55956 руб.;Зарплата обслуживающего персонала:ЗП=ЧТС∙ЗТ∙Кдоп∙Котч,(3.23)где ЧТС – часовая тарифная ставка (57 руб.);ЗТ – затраты труда на обслуживание данного оборудования, чел∙ч;Кдоп – коэффициент, учитывающий дополнительную оплату (1,64);Котч – коэффициент отчислений в единый социальный фонд (1,30)ЗТ=Т∙q ,(3.24)где Т – трудоемкость обслуживания 1 у.е., чел.∙ч;q – количество у.е. шт. (1,1);КУЕ.ЭЛ.ОБ=1,1 у.е. на 1 средство учета. Количество условных единиц всего оборудования КУЕ.ЭЛ.ОБ=1,1∙4=4,4;ЗТ=4,4∙18,6=81,84 чел-час;ЗП=57∙1,64∙1,30∙81,84=9945,5 руб.;П=0,1∙ (А+ТР+ЗП);П=0,1∙ (139891+55956+9945,5)=20579 руб.;ЗЭ=139891+55956+9945,5+20579=226371,5 руб.Всего существует 6 ценовых категорий электроэнергии. Объем передачи энергии за месяц составляет 132,9 МВт∙ч, в том числе по зонам суток: - ночной Qэн=44,3 МВт∙ч; - пиковый Qэп=38,76 кВт∙ч; - полупиковый Qэпп=49,84 МВт∙ч.В качестве примера расчет был произведен за ноябрь 2019 года. При переходе на дифференцированный тариф по времени суток, в соответствии с приказом «Об интервалах тарифных зон суток для потребителей на 2019 год», установлены следующие интервалы тарифных зон: ночная (2300-700), пиковая (900-1600). Остальное время составляет полупиковая зона (700-900 и 1600-2300). В нашем случае стоимость МВт∙ч электроэнергии: - ночной тариф (Тн) равен 4500 руб./МВт∙ч;- пиковыйтариф (Тп) равен 7500 руб./МВт∙ч;- полупиковый тариф (Тпп) равен 5500 руб./МВт∙ч.Одним из основных показателей эффективности является минимум приведенных затратПЗ=КВ∙Ен+ЗЭ,(3.25)гдеКВ - капитальные вложения, руб.;ЗЭ – годовые эксплуатационные затраты, руб.;Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, Ен = 0,15.ПЗ=1119129∙0,15+226371,5 =394240,85 руб.Определяем стоимость потерь объема электроэнергии при первой ценовой категории:Ээ=0,178655∙24∙31∙3902,054=518658,36Годовая экономия в оплате за электроэнергии для второй ценовой категории можно определить по формуле:Ээ=Тэо∙Qэ- (Тн∙Qэн+Тп∙Qэп+Тпп∙Qэпп);(3.26)Ээ=132,9∙3902,054-(44,3∙4500+38,76∙7500+49,84∙5500) = 518658,36--(199350+290700+274120) =518658,36-764170 = - 245511,64 руб.Следовательно, производить расчет потерь электроэнергии трансформаторов по второй ценовой категории не выгодно, система не окупается. Определим экономию электроэнергии по третьей ценовой категории, равной 433748,4 руб. Годовая экономия затрат на оплату потерь электроэнергии:Эк=Ээ.1цк-Ээ.3цк =518658,36-433748,4 = 84909,96 руб./месяц;Эк=84909,96∙12=1018919,52 руб./ годСрок окупаемости капиталовложений: Ткв= ∆КВ/Эк, лет.(3.27)Ткв= 1119129/1018919,52 = 1,1 лет.Экономическая оценка эффективности внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию в таблице 3.7.Таблица 3.7Экономическая оценка эффективности внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергиюПоказателиЗначенияКапитальные вложения, руб1119129Эксплуатационные затраты, руб226371,5Приведенные затраты, руб394240,85Стоимость потерь эл.энергии, руб.:- по первой ценовой категории518658,36- по второй ценовой категории581726,15- по третьей ценовой категории433748,4Экономия в оплате, руб.:- по второй ценовой категории-245511,64- по третей ценовой категории84909,96Годовая экономия, руб.1018919,52Срок окупаемости, лет1,1Экономическая целесообразность многотарифного учета оправдана. Этот вид учета позволяет передающей организации сократить затраты на электроэнергию. В результате внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию была получена годовая экономия в размере 1018919,52 руб. при капитальных вложениях в 1119129 руб. со сроком окупаемости в 1,1 года.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ результате выполнения работы разработан проект программы энергосбережения предприятия энергетики на примере ПАО «МОЭСК», а именно одного из его филиалов - Центральной ремонтно-производственной базы Северных электрических сетей.В работе проведён анализ энергосберегающих мероприятий в электрических сетях с последующей разработкой и систематизацией комплекса энергосберегающих мероприятий, направленных на минимизацию потерь электроэнергии в электрических сетях предприятия. После описания и выбора данных энергосберегающих мероприятий, они классифицированы на основные группы с последующим составлением плана по их реализации. Детально рассмотрен вопрос и обоснована необходимость применения АСКУЭ с использованием электронного программируемого счётчика ЕвроАльфа с реализацией усовершенствованной методики прогнозирования энергопотребления на основе современных технологий с целью энергосбережения в системе электроснабжения предприятия.Произведён проектный расчет энергосберегающего мероприятия, который заключается в расчёте экономических и технических показателей проведения реконструкции распределительных линий 0,38 кВ и состоит из следующих пунктов: анализ существующего состояния рассматриваемого вопроса, расчёт электрических нагрузок и выбор сечения КЛ в результате проведения реконструкции, определение потерь мощности и электроэнергии в КЛ до реконструкции и после её проведения, определение экономического эффекта реконструкции КЛ 0,38 кВ.В результате проведённой реконструкции с заменой сечения кабеля на загруженных участках в рассматриваемых линиях Л1-Л8, установлено следующее:- рекомендуется заменить кабель КЛ 0,38 кВ на линиях Л1-Л3, Л7-Л8, а на линиях Л4-Л6 сечение кабеля согласно расчётов остаётся без изменений;- потери мощности в исследуемых кабельных линиях 0,38 кВ уменьшились после реконструкции на 4,39 кВт, что составляет 23,6 % от величины потерь мощности до реконструкции;- потери электроэнергии в исследуемых кабельных линиях 0,38 кВ уменьшились после реконструкции на 20717,8 кВт·ч, что составляет 29,7 % от величины потерь мощности до реконструкции;- основываясь на приведённых результатах, установлено, что проведение реконструкции в рассматриваемых КЛ 0,38 кВ Л1-Л3, Л7-Л8, эффективно технически;- суммарные приведённые затраты по КЛ 0,38 кВ, выделяемые на её реконструкцию, составили величину 54305,6 р.;- реконструкция экономически целесообразна, т.к. срок её окупаемости равен 1,5 года.В результате внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию,на предприятии была получена годовая экономия в размере 1018919,52 руб. при капитальных вложениях в 1119129 руб. со сроком окупаемости в 1,1 года.При принятии решений в работе были соблюдены следующие критерии: надежность, экономичность, безопасность и удобство эксплуатации, техническая гибкость, компактность, унифицированность,экологичность.СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХИСТОЧНИКОВ1. Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ (ред. от 29.07.2017) «Об энергосбережении, повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»2. Правила устройства электроустановок. – 7-е изд., перераб. и доп. – М.: Главгосэнергонадзор России, 2016. – 692 с.3. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 2017. - 174 с.: ил.4. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 2016. - 392 с.: 5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ - М.: Норматика, 2016.6. Левченко И. И., Сацук Е. И. Нагрузочная способность и мониторинг воздушных линий электропередачи в экстремальных погодных условиях. - Электричество. 2018. №4. 7. Воротницкий В. Э., Туркина О. В. Оценка погрешностей расчета переменных потерь электроэнергии в ВЛ из–за неучета метеоусловий. – Энергосистемы и электрические сети. 2018. – №10.8. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2016.9. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.- М.: Энергоатомиздат, 2015. – 576с.10. 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.11. Мирошник А. А. Уточненные алгоритмы расчета потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ в реальном времени. – Проблемы региональной энергетики. 2016. 2 (13). 12. Жежеленко И.В. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. – М.: Энергоатомиздат, 2015. – 261 с.13. Потребич А.А. Методы расчёта потерь энергии в питающих электрических сетях энергосистем. Электричество. 2015. №19.14. 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. 2016. № 4/3 (22)15. Потребич А. А. Моделирование нагрузок для расчёта потерь энергии в питающих электрических сетях энергосистем - Электричество. 2017. №3.16. Железко Ю. С. Методы расчёта нагрузочных потерь электроэнергии в радиальных сетях 0,38-20 кВ по обобщённым параметрам сети. - Электрические станции. 2016. № 1.17. Артюх В. М. Потери электроэнергии в оборудовании собственных нужд электростанций. Электрические станции. 2017. № 2.18. Железко Ю. С. Потери электроэнергии в оборудовании сетей и подстанций. – Электрические станции. 2015. № 7.19. Железко Ю. С. Статистические характеристики погрешностей измерительных комплексов и их использование при расчёте недоучёта электроэнергии. – Электрические станции. 2015. № 7.20. Железко Ю. С. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии. – Электрические станции. 2014. № 2.21. Железко Ю. С. Систематические и случайные погрешности методов расчета нагрузочных потерь электроэнергии – Электрические станции. 2015. № 12.22. Железко Ю. С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов – Электрические станции. 2015. № 9.23. Войтов О. Н. Алгоритмы оценки потерь электроэнергии в электрической сети и их программная реализация. – Электричество. 2015. № 10.24. Воротницкий В.Э. Программа расчета потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6-10 кВ – Электрические станции. 2019. №8. 25. Воротницкий В.Э. О принципах нормирования технико–экономического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях для расчета тарифов по диапазонам напряжения – Электрические станции. 2016. №11. 26. Воротницкий В.Э. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Уч. – метод. пособ. – М.: ИПК. 2014. 27. Макаров Е. Ф. Резервы снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях. – Электрические станции. – 2017. – № 3.28. Воротницкий В.Э. Потери электроэнергии в электрических сетях: анализ и опыт снижения – М.: НТФ «Энергопрогресс», 2016. – 104 с.29. Сапронов А. А. Об автоматизированной системе контроля и учета электроснабжения однофазных энергопотребителей 0,4 кВ. – Энергетик. – 2014. №10.30. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. – 4е издание, перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 2016. - 608 с.31. Водянников В.Т. Экономическая оценка проектных решений в энергетике АПК. – М.: Колос, 2018 – 263с.32. И. В. Жежеленко, Ю. Л. Саенко. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. – М.: Энергоатомиздат, 2015. – 261 с.33. Gupta P. Adaptive short–term forecasting of hourly loads using weather information – IEEE Trans. Power Appar. And Syst. 2018. №5.34. Panuska V. Short–term forecasting of electric power system load from a weather dependent model. – IFAC Symp.2017. Autom. Contr. and Prot. Electr. Power Syst., Melbourne, 2017. Sydney.