2.5 Оцінювання потенціалу енергоощадності заходів з вдосконалення систем обліку енергії
Впровадження автоматизованої системи обліку електроенергії. Заходи щодо вдосконалення систем обліку енергії не знижують фізично існуючих втрат електроенергії, однак вони впорядковують облік, надають інформацію про місця підвищених втрат, роблячи більш ефективними організаційні і технічні заходи зі зниження втрат. Одним з основних заходів даного виду на сільськогосподарських підприємствах є впровадження автоматизованої системи обліку електроенергії (АСОЕ). Позитивний ефект від впровадження АСОЕ на підприємстві забезпечується за рахунок:
зниження фінансових витрат на електроенергію завдяки переходу на диференційовані тарифи;
контролю фактичної потужності та зниження заявленої (договірної) потужності;
контролю енергоспоживання субабонентів і зменшення комерційних втрат електричної енергії;
контролю енергоспоживання окремих підрозділів з метою стимулювання персоналу до енергозбереження;
скорочення витрат на обробку інформації економічними підрозділами підприємства за рахунок одержання оперативної і достовірної інформації про енергоспоживання в електронному вигляді;
підвищення точності обліку (за рахунок зменшення помилок при ручному зніманні даних, за рахунок ревізії приладів обліку і заміни старих типів лічильників на сучасні з вищим класом точності).
Точне визначення потенціалу енергоощадності заходу, пов’язаного з впровадженням АСОЕ, є проблематичним. Але, на основі досвіду експлуатації АСОЕ на підприємствах різних напрямів господарювання, величина економічного ефекту від впровадження АСОЕ зазвичай складає 2 – 5 % від вартості річного обсягу споживання електричної енергії.
Приклад 9. Оцінити потенціал заходу, який полягає у впровадженні АСОЕ на сільськогосподарському підприємстві з виробництва молока з прикладу 1. Річне споживання електроенергії підприємством складає W = 1533,3 тис. кВт·год.
Ефективність впровадження АСОЕ оцінимо у вартісному виразі, прийнявши, що економічний ефект складе приблизно 2 % від вартості річного обсягу спожитої електричної енергії
де С0 – вартість електроенергії для підприємства, С0 = 1,0122 грн/кВт∙год.
У додатку Б наведено завдання та вихідні дані для проведення розрахунків.
Додаток а довідкові дані для проведення розрахунків
Таблиця А.1 – Основні технічні дані трифазних двообмоткових трансформаторів типу ТМ напругою 6–10/0,4 кВ та схемою і групою з’єднання обмоток Y / Yн – 0 (рівень втрат неробочого ходу А)
Тип трансфор- матора |
Номінальна потужність Sн, кВА |
Номінальна напруга обмоток Uн, кВ |
Параметри режиму к.з. |
Параметри режиму н.х. |
|||
ВН |
НН |
Uк.з., % |
Рк.з., кВт |
Ін.х., % |
Рн.х., кВт |
||
ТМ-25/6 |
25 |
6 |
0,4 |
4,5 |
0,60 |
3,2 |
0,130 |
ТМ-25/10 |
25 |
10 |
0,4 |
4,5 |
0,60 |
3,2 |
0,130 |
ТМ-40/6 |
40 |
6 |
0,4 |
4,5 |
0,88 |
3,0 |
0,175 |
ТМ-40/10 |
40 |
10 |
0,4 |
4,5 |
0,88 |
3,0 |
0,175 |
ТМ-63/6 |
63 |
6 |
0,4 |
4,5 |
1,28 |
2,8 |
0,24 |
ТМ-63/10 |
63 |
10 |
0,4 |
4,5 |
1,28 |
2,8 |
0,24 |
ТМ-100/6 |
100 |
6 |
0,4 |
4,5 |
1,97 |
2,6 |
0,33 |
ТМ100/10 |
100 |
10 |
0,4 |
4,5 |
1,97 |
2,6 |
0,33 |
ТМ-160/6 |
160 |
6 |
0,4 |
4,5 |
2,65 |
2,4 |
0,51 |
ТМ-160/10 |
160 |
10 |
0,4 |
4,5 |
2,65 |
2,4 |
0,51 |
ТМ-250/6 |
250 |
6 |
0,4 |
4,5 |
3,7 |
2,3 |
0,74 |
ТМ-250/10 |
250 |
10 |
0,4 |
4,5 |
3,7 |
2,3 |
0,74 |
ТМ-400/6 |
400 |
6 |
0,4 |
4,5 |
5,5 |
2,1 |
0,95 |
ТМ-400/10 |
400 |
10 |
0,4 |
4,5 |
5,5 |
2,1 |
0,95 |
ТМ-630/6 |
630 |
6 |
0,4 |
5,5 |
7,6 |
2,0 |
1,31 |
ТМ-630/10 |
630 |
10 |
0,4 |
5,5 |
7,6 |
2,0 |
1,31 |
Таблиця А.2 – Характеристики сталеалюмінієвих проводів
Марка проводу |
Розрахунковий переріз, мм2 |
Розра- хунковий діаметр проводу, мм |
Опір постійному струмові за темпе- ратури 20 °С, Ом/км |
|
алюмінію |
сталі |
|||
АС-25/4,2 |
24,9 |
4,15 |
6,9 |
1,176 |
АС-35/6,2 |
36,9 |
6,15 |
8,4 |
0,790 |
АС-50/8 |
48,2 |
8,04 |
9,6 |
0,603 |
АС-70/11 |
68,0 |
11,3 |
11,4 |
0,429 |
АС-70/72 |
68,4 |
72,2 |
15,4 |
0,428 |
АС-95/16 |
95,4 |
15,9 |
13,5 |
0,306 |
Таблиця А.3 – Характеристики алюмінієвих проводів
Марка проводу |
Розрахунковий переріз, мм2 |
Розрахунковий діаметр проводу, мм |
Опір постійному струмові за темпе- ратури 20 °С, Ом/км |
А-16 |
15,9 |
5,1 |
1,838 |
А-25 |
24,9 |
6,4 |
1,165 |
А-35 |
34,3 |
7,5 |
0,850 |
А-50 |
49,5 |
9,0 |
0,588 |
А-70 |
69,2 |
10,7 |
0,420 |
А-95 |
92,4 |
12,3 |
0,315 |
Таблиця А.4 – Питомі активні та індуктивні опори самоутримних ізольованих проводів марки СІП
Номінальний переріз жил проводу, мм 2 |
Опір фазної жили, Ом/км |
Активний опір нульової жили, Ом/км (за темпера- тури 20°C) |
|
активний (за темпера- тури 20°C) |
індуктивний |
||
3×16 + 25 |
1,910 |
0,108 |
1,380 |
3×25 + 25 |
1,200 |
0,106 |
0,968 |
3×35 + 50 |
0,868 |
0,104 |
0,690 |
3×50 + 70 |
0,641 |
0,101 |
0,493 |
3×70 + 95 |
0,443 |
0,097 |
0,363 |
3×95 + 95 |
0,320 |
0,094 |
0,363 |
3×120 + 95 |
0,253 |
0,092 |
0,363 |
Таблиця А.5 – Розрахункові значення питомих активних опорів проводів і кабелів за температури 20 °С
Поперечний переріз, мм2 |
Питомий опір, Ом/км, за матеріалу жили |
|
алюміній |
мідь |
|
10 |
3,12 |
1,84 |
16 |
1,95 |
1,16 |
25 |
1,25 |
0,74 |
35 |
0,89 |
0,53 |
50 |
0,62 |
0,37 |
70 |
0,45 |
0,27 |
95 |
0,33 |
0,20 |
120 |
0,26 |
0,15 |
Таблиця А.6 – Параметри конденсаторних установок низької напруги типу УКМ-0,4
Тип установки |
Номінальна потужність Qн, кВАр |
Потужність ступеня регулювання Qmin, кВАр |
УКМ58-0,4-75-25 УЗ |
75 |
25 |
УКМ58-0,4-100-20 УЗ |
100 |
20 |
УКМ58-0,4-100-25 УЗ |
25 |
|
УКМ58-0,4-100-33,3 УЗ |
33,3 |
|
УКМ58-0,4-125-25 УЗ |
125 |
25 |
УКМ58-0,4-133-33,3 УЗ |
133 |
33,3 |
УКМ58-0,4-150-25 УЗ |
150 |
25 |
УКМ58-0,4-150-37,5 УЗ |
37,5 |
|
УКМ58-0,4-150-50 УЗ |
50 |
|
УКМ58-0,4-167-33,3 УЗ |
167 |
33,3 |
УКМ58-0,4-180-30 УЗ |
180 |
З0 |
УКМ58-0,4-200-25 УЗ |
200 |
25 |
УКМ58-0,4-200-33,3 УЗ |
33,3 |
|
УКМ58-0,4-200-50 УЗ |
50 |
|
УКМ58-0,4-225-25 УЗ |
225 |
25 |
УКМ58-0,4-225-37,5 УЗ |
37,5 |
|
УКМ58-0,4-233-33,3 УЗ |
233 |
33,3 |
УКМ58-0,4-250-25 УЗ |
250 |
25 |
УКМ58-0,4-275-25 УЗ |
275 |
25 |
УКМ58-0,4-300-33,3 УЗ УКМ58-0,4-300-50 УЗ |
300 |
33,3 5050 |
50 |
||
УКМ58-0,4-333-33,3 УЗ |
333 |
33,3 |
УКМ58-0,4-337,5-37,5 УЗ |
337,5 |
37,5 |
УКМ58-0,4-360-30 УЗ |
360 |
З0 |
УКМ58-0,4-375-25 УЗ |
375 |
25 |
УКМ58-0,4-400-33,3 УЗ |
400 |
33,3 |
УКМ58-0,4-400-50 УЗ |
50 |
|
УКМ58-0,4-450-50 УЗ |
450 |
50 |
УКМ58-0,4-500-50 УЗ |
500 |
50 |
ДОДАТОК Б
ЗАВДАННЯ ТА ВИХІДНІ ДАНІ
ДЛЯ ПРОВЕДЕННЯ РОЗРАХУНКІВ
Завдання для розрахунків
За вихідними даними, що наведені у табл. Б.1-Б.3, для сільськогосподарського підприємства, однолінійна схема зовнішніх електричних мереж якого наведена нижче на рисунку, провести такі розрахунки:
1. За методом числа годин максимальних втрат, розрахувати річні втрати електроенергії у трансформаторах Т1 та Т2, що встановлені на двотрансформаторній підстанції 10/0,4 кВ. Прийняти, що трансформатори знаходяться під напругою цілорічно (Тріч=8760 год). Максимальні добові навантаження трансформаторів, отримані в літній сезон, наведені у табл. Б.2.
2. За методом втрат напруги, розрахувати річні втрати електроенергії у повітряних лініях електропередавання 0,38 кВ Л1-Л4 підприємства. Результати вимірювання рівнів напруги і фазних струмів ліній в години добового максимуму та середні для декількох діб максимальні активні навантаження ліній для літнього сезону наведені в табл. Б.3. В розрахунках прийняти для кожної з ліній однаковий переріз фазних та нульового проводів (Rн/Rф=1).
3. Скласти річний баланс електричної енергії для підприємства.
4. Розробити перелік першочергових заходів зі зниження втрат енергії в електричній мережі підприємства.
Однолінійна електрична схема зовнішніх електричних мереж сільськогосподарського підприємства
Таблиця Б.1 – Загальна інформація про підприємство
Номер варіанту
|
Тип підприємства |
Тип трансфор- маторів ТП 10/0,4 кВ |
Річна вхідна електроенергія в мережі 0,38 кВ підприємства W0,38, тис. кВт·год |
1, 11, 21 |
Птахофабрика з виробництва м’яса |
ТМ-630/10 |
1100 |
2, 12, 22 |
Свиноферма з репродукції свиней |
ТМ-250/10 |
550 |
3, 13, 23 |
Птахоферма з виробництва яєць |
ТМ-250/10 |
465 |
4, 14, 24 |
Птахоферма з виробництва м’яса |
ТМ-160/10 |
285 |
5, 15, 25 |
Ферма з відкорму великої рогатої худоби |
ТМ-100/10 |
165 |
6, 16, 26 |
Комплекс з виробництва молока |
ТМ-160/10 |
280 |
7, 17, 27 |
Свинокомплекс
|
ТМ-250/10 |
510 |
8, 18, 28 |
Комплекс з відкорму великої рогатої худоби |
ТМ-400/10 |
540 |
9, 19, 29 |
Птахофабрика з виробництва яєць |
ТМ-400/10 |
650 |
10, 20, 30 |
Молочнотоварна ферма |
ТМ-160/10 |
210 |
Таблиця Б.2 – Середні для декількох діб максимальні добові навантаження трансформаторів (для літнього сезону)
Номер варіанту |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
Середнє для декількох діб максимальне навантаження кожного з трансформаторів Smax сер, кВА |
171 |
84 |
77 |
47 |
27 |
47 |
83 |
83 |
108 |
35 |
Продовження табл. Б.2
Номер варіанту |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
Середнє для декількох діб максимальне навантаження кожного з трансформаторів Smax сер, кВА |
152 |
80 |
75 |
45 |
31 |
50 |
79 |
95 |
112 |
37 |
Продовження табл. Б.2
Номер варіанту |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
Середнє для декількох діб максимальне навантаження кожного з трансформаторів Smax сер, кВА |
138 |
105 |
75 |
43 |
27 |
46 |
90 |
75 |
94 |
40 |
Номер варіанту
|
Лінія 0,38 кВ |
Струм фази А в голові лінії, А |
Струм фази В в голові лінії, А |
Струм фази С в голові лінії, А |
Середня фазна напруга на шинах ТП Uсер ТП, В |
Мінімальна фазна напруга в кінці лінії Umin к, В |
Максимальне активне навантаження лінії Рmax сер, кВт |
1 |
Л1 |
130 |
134 |
148 |
231,0 |
226,0 |
78 |
Л2 |
129 |
127 |
112 |
231,0 |
225,0 |
50 |
|
Л3 |
136 |
144 |
117 |
229,0 |
224,0 |
66 |
|
Л4 |
87 |
197 |
130 |
229,0 |
223,0 |
74 |
|
2 |
Л1 |
66 |
80 |
48 |
230,5 |
225,5 |
34 |
Л2 |
95 |
67 |
77 |
230,5 |
224,5 |
30 |
|
Л3 |
76 |
47 |
78 |
228,5 |
223,5 |
36 |
|
Л4 |
46 |
97 |
76 |
228,5 |
222,5 |
44 |
|
3 |
Л1 |
57 |
56 |
48 |
230,0 |
225,0 |
30 |
Л2 |
59 |
72 |
77 |
230,0 |
224,6 |
28 |
|
Л3 |
62 |
47 |
78 |
228,0 |
223,0 |
26 |
|
Л4 |
96 |
73 |
86 |
228,0 |
222,0 |
24 |
|
4 |
Л1 |
36 |
26 |
43 |
229,5 |
224,5 |
20 |
Л2 |
29 |
27 |
27 |
229,5 |
223,5 |
16 |
|
Л3 |
36 |
44 |
38 |
227,5 |
222,5 |
16 |
|
Л4 |
33 |
23 |
86 |
227,5 |
221,5 |
14 |
|
5 |
Л1 |
21 |
26 |
32 |
229,0 |
224,0 |
11 |
Л2 |
25 |
22 |
27 |
229,0 |
223,0 |
9 |
|
Л3 |
22 |
27 |
28 |
227,0 |
222,0 |
16 |
|
Л4 |
66 |
23 |
46 |
227,0 |
221,0 |
14 |
|
6 |
Л1 |
34 |
36 |
47 |
228,5 |
223,5 |
21 |
Л2 |
35 |
32 |
37 |
228,5 |
222,5 |
13 |
|
Л3 |
36 |
44 |
38 |
226,5 |
221,5 |
16 |
|
Л4 |
26 |
23 |
30 |
226,5 |
220,5 |
14 |
|
7 |
Л1 |
63 |
66 |
62 |
228,0 |
223,0 |
33 |
Л2 |
55 |
62 |
67 |
228,0 |
222,0 |
29 |
|
Л3 |
52 |
57 |
68 |
226,0 |
221,0 |
36 |
|
Л4 |
66 |
33 |
86 |
226,0 |
220,0 |
34 |
|
8 |
Л1 |
69 |
66 |
72 |
227,5 |
222,5 |
36 |
Л2 |
65 |
42 |
47 |
227,5 |
221,5 |
26 |
Таблиця Б.3 – Дані для розрахунку втрат в лініях 0,38 кВ
Номер варіанту
|
Лінія 0,38 кВ |
Струм фази А в голові лінії, А |
Струм фази В в голові лінії, А |
Струм фази С в голові лінії, А |
Середня фазна напруга на шинах ТП Uсер ТП, В |
Мінімальна фазна напруга в кінці лінії Umin к, В |
Максимальне активне навантаження лінії Рmax сер, кВт |
8 |
Л3 |
52 |
77 |
38 |
225,5 |
220,5 |
36 |
Л4 |
56 |
93 |
36 |
225,5 |
219,5 |
34 |
|
9 |
Л1 |
82 |
86 |
82 |
227,0 |
222,0 |
45 |
Л2 |
85 |
82 |
87 |
227,0 |
221,0 |
35 |
|
Л3 |
82 |
87 |
88 |
225,0 |
220,0 |
46 |
|
Л4 |
66 |
83 |
116 |
225,0 |
219,0 |
44 |
|
10 |
Л1 |
25 |
26 |
22 |
226,5 |
221,5 |
16 |
Л2 |
25 |
22 |
27 |
226,5 |
220,5 |
10 |
|
Л3 |
32 |
37 |
28 |
224,5 |
219,5 |
16 |
|
Л4 |
26 |
29 |
56 |
224,5 |
218,5 |
14 |
|
11 |
Л1 |
115 |
114 |
148 |
226,0 |
221,0 |
64 |
Л2 |
129 |
127 |
112 |
226,0 |
220,0 |
50 |
|
Л3 |
136 |
144 |
117 |
224,0 |
219,0 |
66 |
|
Л4 |
117 |
197 |
130 |
224,0 |
218,0 |
54 |
|
12 |
Л1 |
60 |
66 |
62 |
225,5 |
220,5 |
34 |
Л2 |
65 |
62 |
67 |
225,5 |
219,5 |
26 |
|
Л3 |
72 |
77 |
78 |
223,5 |
218,5 |
26 |
|
Л4 |
86 |
63 |
76 |
223,5 |
217,5 |
24 |
|
13 |
Л1 |
57 |
66 |
72 |
225,0 |
220,0 |
31 |
Л2 |
35 |
52 |
47 |
225,0 |
219,0 |
25 |
|
Л3 |
42 |
37 |
58 |
223,0 |
218,0 |
26 |
|
Л4 |
76 |
63 |
96 |
223,0 |
217,0 |
24 |
|
14 |
Л1 |
35 |
36 |
42 |
224,5 |
219,5 |
19 |
Л2 |
45 |
52 |
37 |
224,5 |
218,5 |
15 |
|
Л3 |
32 |
47 |
48 |
222,5 |
217,5 |
16 |
|
Л4 |
36 |
43 |
86 |
222,5 |
216,5 |
14 |
|
15 |
Л1 |
26 |
46 |
32 |
224,0 |
219,0 |
12 |
Л2 |
35 |
32 |
47 |
224,0 |
218,0 |
10 |
|
Л3 |
42 |
27 |
48 |
222,0 |
217,0 |
16 |
|
Л4 |
36 |
23 |
76 |
222,0 |
216,0 |
14 |
Номер варіанту
|
Лінія 0,38 кВ |
Струм фази А в голові лінії, А |
Струм фази В в голові лінії, А |
Струм фази С в голові лінії, А |
Середня фазна напруга на шинах ТП Uсер ТП, В |
Мінімальна фазна напруга в кінці лінії Umin к, В |
Максимальне активне навантаження лінії Рmax сер, кВт |
16 |
Л1 |
37 |
35 |
45 |
223,5 |
218,5 |
21 |
Л2 |
34 |
32 |
37 |
223,5 |
217,5 |
17 |
|
Л3 |
45 |
37 |
39 |
221,5 |
216,5 |
16 |
|
Л4 |
36 |
23 |
86 |
221,5 |
215,5 |
24 |
|
17 |
Л1 |
61 |
66 |
62 |
223,0 |
218,0 |
32 |
Л2 |
65 |
72 |
77 |
223,0 |
217,0 |
28 |
|
Л3 |
72 |
77 |
68 |
221,0 |
216,0 |
26 |
|
Л4 |
66 |
33 |
46 |
221,0 |
215,0 |
34 |
|
18 |
Л1 |
72 |
56 |
62 |
222,5 |
216,5 |
39 |
Л2 |
65 |
72 |
66 |
222,5 |
215,5 |
33 |
|
Л3 |
66 |
68 |
58 |
220,5 |
214,5 |
36 |
|
Л4 |
58 |
85 |
26 |
220,5 |
213,5 |
34 |
|
19 |
Л1 |
85 |
86 |
82 |
222,0 |
216,0 |
48 |
Л2 |
75 |
82 |
87 |
222,0 |
215,0 |
36 |
|
Л3 |
82 |
97 |
98 |
220,0 |
214,0 |
46 |
|
Л4 |
86 |
43 |
96 |
220,0 |
213,0 |
44 |
|
20 |
Л1 |
29 |
26 |
22 |
221,5 |
215,5 |
16 |
Л2 |
25 |
22 |
27 |
221,5 |
214,5 |
12 |
|
Л3 |
22 |
27 |
28 |
219,5 |
213,5 |
16 |
|
Л4 |
26 |
43 |
16 |
219,5 |
212,5 |
14 |
|
21 |
Л1 |
105 |
109 |
119 |
221,0 |
215,0 |
55 |
Л2 |
104 |
127 |
112 |
221,0 |
214,0 |
49 |
|
Л3 |
136 |
144 |
117 |
219,0 |
213,0 |
56 |
|
Л4 |
117 |
197 |
130 |
219,0 |
212,0 |
54 |
|
22 |
Л1 |
79 |
76 |
72 |
220,5 |
214,5 |
38 |
Л2 |
85 |
92 |
97 |
220,5 |
213,5 |
40 |
|
Л3 |
82 |
97 |
88 |
218,5 |
212,5 |
36 |
|
Л4 |
76 |
113 |
130 |
218,5 |
211,5 |
34 |
|
23 |
Л1 |
57 |
56 |
42 |
220,0 |
214,0 |
31 |
Л2 |
45 |
52 |
57 |
220,0 |
213,0 |
25 |
Номер варіанту
|
Лінія 0,38 кВ |
Струм фази А в голові лінії, А |
Струм фази В в голові лінії, А |
Струм фази С в голові лінії, А |
Середня фазна напруга на шинах ТП Uсер ТП, В |
Мінімальна фазна напруга в кінці лінії Umin к, В |
Максимальне активне навантаження лінії Рmax сер, кВт |
23 |
Л3 |
62 |
67 |
58 |
218,0 |
212,0 |
26 |
Л4 |
46 |
73 |
86 |
218,0 |
211,0 |
24 |
|
24 |
Л1 |
31 |
36 |
42 |
219,5 |
213,5 |
16 |
Л2 |
55 |
42 |
37 |
219,5 |
212,5 |
16 |
|
Л3 |
42 |
47 |
48 |
217,5 |
211,5 |
16 |
|
Л4 |
26 |
63 |
56 |
217,5 |
210,5 |
14 |
|
25 |
Л1 |
23 |
45 |
29 |
219,0 |
213,0 |
12 |
Л2 |
35 |
32 |
37 |
219,0 |
212,0 |
8 |
|
Л3 |
22 |
27 |
1,8 |
217,0 |
211,0 |
16 |
|
Л4 |
16 |
23 |
46 |
217,0 |
210,0 |
14 |
|
26 |
Л1 |
35 |
36 |
32 |
218,5 |
212,5 |
16 |
Л2 |
45 |
52 |
37 |
218,5 |
211,5 |
18 |
|
Л3 |
32 |
27 |
48 |
216,5 |
210,5 |
16 |
|
Л4 |
36 |
53 |
16 |
216,5 |
209,5 |
14 |
|
27 |
Л1 |
69 |
66 |
62 |
218,0 |
212,0 |
37 |
Л2 |
55 |
42 |
67 |
218,0 |
211,0 |
31 |
|
Л3 |
42 |
67 |
68 |
216,0 |
210,0 |
36 |
|
Л4 |
36 |
53 |
66 |
216,0 |
209,0 |
34 |
|
28 |
Л1 |
57 |
56 |
52 |
217,5 |
211,5 |
31 |
Л2 |
55 |
52 |
67 |
217,5 |
210,5 |
25 |
|
Л3 |
42 |
57 |
68 |
215,5 |
209,5 |
26 |
|
Л4 |
46 |
53 |
78 |
215,5 |
208,5 |
24 |
|
29 |
Л1 |
73 |
73 |
42 |
217,0 |
211,0 |
34 |
Л2 |
75 |
82 |
87 |
217,0 |
210,0 |
36 |
|
Л3 |
72 |
77 |
78 |
215,0 |
209,0 |
36 |
|
Л4 |
86 |
63 |
113 |
215,0 |
208,0 |
34 |
|
30 |
Л1 |
30 |
26 |
32 |
216,5 |
210,5 |
15 |
Л2 |
45 |
22 |
47 |
216,5 |
209,5 |
15 |
|
Л3 |
42 |
57 |
38 |
214,5 |
208,5 |
16 |
|
Л4 |
36 |
53 |
76 |
214,5 |
207,5 |
14 |
Перелік літератури
1. Загальні вимоги до організації та проведення енергетичного аудиту. Типова методика. – Офіц. вид. – К.: Національне агентство України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів, 2010. – 21 с. – (Нормативний документ Національного агентства України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів. Типова методика).
2. Енергозбереження. Методика розрахунку технологічних втрат електроенергії в мережах електропостачання напругою від 0,38 до 110 кВ включно. Рекомендації: Р 50-072-98. – Офіц. вид. – К.: Державний комітет України з енергозбереження, 1999. – 65 с. – (Нормативний документ Держкоменергозбереження. Рекомендації).
3. Визначення технологічних витрат електричної енергії в трансформаторах і лініях електропередавання. Методика: СОУ-Н ЕЕ 40.1-37471933-54:2011. – Офіц. вид. – К.: М-во енергетики та вугільної промисловості України, 2011. – 56 с. – (Нормативний документ М-ва енергетики та вугільної промисловості України. Методика).
4. Железко Ю.С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов / Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 280 с.
5. Лыкин А.В. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в электрических сетях: учеб. пособие / А.В. Лыкин . – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2013. – 115 с.
6. Воротницкий В.Э. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях: учебно-методическое пособие. – 3-е стереотип. изд. – / В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. – М.: ИПКгосслужбы, 2003. – 64 с.
7. Будзко И.А. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. – 2-е изд., перераб. и доп. / И.А. Будзко, М.С. Левин. – М.: Агропромиздат, 1985. – 320 с. – (Учебники и учеб. пособия для высш. с.-х. учеб. заведений).
8. Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства / И.А. Будзко, Н.М. Зуль. – М.: Агропромиздат, 1990. – 496 с. – (Учебники и учеб. пособия для студентов высш. учеб. заведений).
9. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения – М.: «Сельэнергопроект», 1982. – 86 с.
10. Методичні вказівки з аналізу технологічних витрат електроенергії та вибору заходів щодо їх зниження: ГНД 34.09.204-2004. – Офіц. вид. – К.: М-во палива та енергетики України, 2004. – 159 с. – (Нормативний документ Мінпаливенерго України).
11. Правила улаштування електроустановок. 4-те вид., перероб. і доп. – Х.: Вид-во «Форт», 2011. – 736 с.
12. Методические указания по выбору установленной мощности силовых трансформаторов на одно- и двухтрансформаторных подстанциях в электрических сетях сельскохозяйственного назначения. – М.: «Сельэнергопроект», 1987. – 33 с.
13. Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. – М.: «Сельэнергопроект», 1988. – 33 с.
14. Василега П.О. Електропостачання: навчальний посібник / П.О. Василега. – Суми: ВТД «Університетська книга», 2008. – 415 с.
15. Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами. – Офіц. вид. – К.: М-во палива та енергетики України, 2002. – 23 с. – (Нормативний документ М-ва палива та енергетики України. Методика).