Выбор основных параметров сети

6.1 Выбор номинального напряжения

От правильного выбора U_ном сети зависят технико-экономические показатели, проектируемой сети.

Номинальные напряжения устанавливаются государственным стандартом (ГОСТ). Номинальные напряжения устанавливаются в области до 1000 В и более 1000 В. В сетях выше 1000 В приняты следующие номинальные напряжения: (3), 6, 10, 35, 110, (150), 220, 330,500, 750 кВ и 1150 кВ.

В скобках указаны U_ном, которые не используются при проектировании новых объектов. По ПУЭ напряжения делятся на  и .

В литературе встречается и такое деление:

- сети низких напряжений (220 – 660 В);

- сети средних напряжений (6 – 35 кВ);

- сети высоких напряжений (110 – 220 кВ);

- сети сверхвысоких напряжений (330 – 750 кВ);

- сети ультравысоких напряжений (более 1000 кВ).

Экономически целесообразное напряжение зависит о многих факторов:

- мощности нагрузок;

- их удалённости от источника питания;

- взаимного расположения нагрузок;

- выбранной конфигурации сети;

- исторически-сложившихся уровней U_ном;

- способов регулирования напряжения.

Ориентировочно U_ном можно найти по значению передаваемой мощности и расстояния, на которое она передается. Может быть использован один из трёх способов:

1) По кривым, они ориентировочно характеризуют границы равно экономичности для систем 35 – 750 кВ. Кривые получены на основе многолетнего анализа вариантов при разных U_ном, активной мощности P и длины передачи L;

2) по таблицам, которые характеризуют пропускную способность и дальность передачи для сетей 35 – 1150 кВ

Таблица 6.1 – Пропускная способность ВЛЭП

Продолжение табл. 6.1

3) по империческим формулам.

Они устанавливают зависимость номинального напряжения от передаваемой мощности Р (МВт) на одну цепь и расстояния L (км), на которую она передается. С этой целью используются либо формула Стилла

которая справедлива при L £ 250 км и Р £ 60 МВт, либо более универсальная формула Илларионова [2], дающая удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ,

Окончательно U_ном выбирается на основе технико-экономического сопоставления вариантов. Если разница в затратах не превышает 5%, то применяется более высокое напряжение, как более перспективное.

6.2 Определение сечений проводов по экономической плотности тока

Экономическая эффективность сооружения и эксплуатации электроэнергетической системы в целом в значительной мере зависит от рационального построения электрических мереж. В элементах электрических сетей теряется до 15% электроэнергии, какая поступает в сеть. Причем основная часть этих потерь – это потери, связанные с наличием активных сопротивлений у линий и трансформаторов, то есть потери на нагрев проводов ВЛЭП, жил кабелей и обмоток трансформаторов. Доля потерь на нагрев в линиях электропередач составляет приблизительно 70% от суммарных потерь. Наиболее радикальним средством снижения этой доли общих потерь могло бы быть уменьшение активных сопротивлений проводов и жил кабелей. При обычных температурах и использовании алюминия или меди возможность снижения активного сопротивления связана лишь с увеличением сечения проводов и жил кабелей. С другой стороны, увеличение сечений  связано с ростом стоимости линий электропередачи. Таким образом, как конкурирующие выступают два фактора:

- экономия расходов на компенсацию потерь мощности и электроэнергии на нагрев проводов и жил кабелей;

- увеличение капиталовложений на сооружение линии.

Поскольку эти два фактора при вариации сечений имеют противоположные тенденции изменения, то функция приведенных затрат, куда входят эти компоненты, имеет минимум при некотором сечении, которое и считается экономически целесообразным. Эти рассуждения и легли в основу основного по ПУЭ метода выбора сечения проводов и жил кабелей – метода экономической плотности тока.

Метод выбора сечений по экономической плотности тока имеет ряд технических ограничений:

- равенство активного сопротивления омическому:

r₀ = r_{0 Ом} = ρ/F                                          (6.1)

где ρ – удельное сопротивление материала, Ом·мм²/км;

- отсутствие потерь на корону в воздушных линиях и диэлектрических потерь в кабельных линиях;

- отсутствие ущерба от перерывов электроснабжения потребителей;

- прямолинейность зависимости стоимости сооружения 1 км линии (k₀) от сечения (F):

,                                       (6.2)

где составляющая k₀, которая не зависит от сечения прокладка трассы, проведение дорог, осушение болот и т.д.) и зависит от U_ном, грн./км;

 составляющая k₀, которая зависит от сечения (металл, опоры, арматура). Фактически, это коэффициент,  который  определяет  наклон  зависимости k₀ = f (F) относительно горизонтальной оси, грн/(км·мм²).

При этих допущениях приведенные затраты на линию электропередачи длиной L рассчитываются таким образом:

З = Е_н×К_леп + И_леп + И_ΔW,

где Е_н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К_лэп – капитальные вложения в сооружение ЛЕП;

И_лэп – эксплуатационные расходы на линию электропередачи;

И_DW – расходы, связанные с покрытием потерь электроэнергии.

Ежегодные расходы на эксплуатацию линий включают в себя амортизационные отчисления, которые предназначены для реновации (полной замены) основных фондов после их износа, а также затраты, на обслуживание ЛЭП (капитальный и текущий ремонты элементов ЛЭП, профилактические испытания, общие расходы). Они определяются по норме отчислений p_лэпот капитальных вложений.

Затраты, связанные с покрытием потерь электроэнергии (переменные издержки), определяются по среднему тарифу b_сна электроэнергию:

И_DW = b_с×DW = ,              (6.3)

где ΔР_мах – потери мощности при максимальной нагрузке;

І_мах– величина тока при максимальной нагрузке;

τ_м – время максимальных потерь.

Учитывая, что К_лэп = k₀·L и И_лэп = p_лэп· К_лэп, а также выражение (6.3), затраты на сооружение и эксплуатацию ЛЭП могут быть записаны в виде

З = (Е_н + p_лэп )×К_лэп +

или с учетом (5.1) и (5.2)

З = (Е_н + p_лэп )×  + .

В общем виде приведенные затраты в функции сечения выглядят следующим образом:

З = А₀ + А₁·F + А₂/F,                                     (6.4)

где А₀ = (Е_н + p_лэп )× ;

А₁ = (Е_н + p_лэп )× ;

А₂ = .

Функция (6.4) имеет минимум при некотором сечении F = F_эк (см. рис. 6.1).

Для определения экономического сечения производную функции (6.4) по F необходимо приравнять к нулю:

.

Отсюда при учете выражений для А₁ и А₂ определяется величина эконо-мического сечения

.

Этому сечению отвечает так называемая экономическая плотность тока (j_эк, А/мм²), которая определяется по формуле:

.                       (6.5)

Выражение (6.5) свидетельствует о том, что значение экономической плотности тока зависит от большого количества параметров. И поэтому нуждается в дифференцированном подходе к определению экономической плотности тока для разных категорий ЛЭП, условий их сооружения.

Формулы для F_эк и j_эк в расчётах не используется. Методика выбора сечений по j_эк заложена в ПУЭ, где приведена дискретная зависимость . Величина j_эк зависит от материала провода (медь или алюминий) и конструктивного исполнения (неизолированные провода и изолированные провода и кабели). Величина j_эк приведена в табл. 6.2.

Таблица 6.2 – Экономическая плотность тока

Неизолированные провода	Экономическая плотность тока [А/мм2] при числе часов использования максимальной нагрузки в год
Медные	2,5	2,1	1,8
Алюминиевые	1,3	1,1	1

Достоинства метода:

- унифицируется подход к проектированию;

- метод позволяет избежать разнохарактерности в экономической оценке вариантов (это первый метод, в котором кроме капитальных вложений учитывается и стоимость потерянной электроэнергии).

Недостатки:

- значения j_эк в ПУЭ ни разу не корректировались, поэтому не отражают изменения в экономической ситуации;

- большие диапазоны числа часов использования максимальной нагрузки. Например, для третьего диапазона (см. табл. 5.1) при Т_м = 5000 ч ошибка в определении F_эк составляэт 30%, а при Т_м = 8760 ч она равняется 20% в сравнении к сечению, выбранному для середины временного интервала [3].

В ПУЭ России сохранена методика выбора сечений, но плотность тока называется рекомендованная, а не экономическая и указываются её меньшие значения. Ее значение приведено в табл. 6.3.

Таблица 6.3 – Рекомендованная плотность тока

Неизолированные провода	Экономическая плотность тока [А/мм2] при числе часов использования максимальной нагрузки в год
Медные	2,0	1,7	1,4
Алюминиевые	1,0	0,9	0,8

Зная экономическую плотность, рассчитывают величину экономического сечения:

где рабочий ток на участке сети в нормальном режиме работы.

Его значение рассчитывается по формуле:

Полученные значения сечений проводов округляют до ближайших стандартных.

По j_эк выбираются сечения для линий от 1кВ до 220 кВ. Для сетей 330 кВ и выше сечение выбирается я на основе сравнения технико-экономических вариантов различного конструктивного исполнения ЛЭП.

Сечения, выбранные по j_эк, проверяются по следующим условиям:

1. короне;

2. механической прочности;

3. нагреву токами послеаварийного режима;

4. потерям сети по потере напряжения.

Согласно ПУЭ, корона на проводах отсутствует, если выполняется условие:

E_max £ 0,9 E₀ (m =0,82, d = 1).                                (6.6)

Рабочая напряженность Е при нормальных условиях работы ЛЭП определяется по формулам:

- для нерасщепленной фазы

 кВ/см

- для расщепленной фазы

, кВ/см

где U_экс – среднее эксплуатационное (линейное) напряжение.

Если величина эксплуатационного напряжения неизвестна, то считают, что U_экс = U_ном.

Величина рабочей напряженности на фазах разная. В расчетах принимается величина наибольшей напряжённости:

E_max = k_расп×k_расщ E,

где k_расп – коэффициент, учитывающий расположение проводов на опоре;

k_расщ – коэффициент, учитывающий конструкцию фазы.

Начальная напряжённость Е₀(в хорошую погоду), при которой возникает общая корона рассчитывается по формуле Пика:

 кВ/см

где m – коэффициент негладкости провода;

R_пр – радиус провода, см;

коэффициент, учитывающий барометрическое давление.

Из условия (6.6) установлены минимально допустимые сечения по условиям короны: при напряжении 110 кВ – 70мм², при напряжении 150 кВ – 120мм², при напряжении 220 кВ – 240мм².

Проверка марок сталеалюминиевых проводов по механической прочности должна производиться с учетом области их применения по ПУЭ в зависимости от отношения реальных сечений алюминиевой (А) и стальной (С) частей провода и толщины стенки гололеда. Донбасс относится к особому району по гололеду, поэтому отношение реальных сечений не должно выходить запределы 4 – 4,5.

Проверка принятых проводов по нагреву производится по току в послеаварийных режимах. Ток на каждом участке сети I_ав сравнивается с длительно допустимым током Iдоп для соответствующей марки провода. Провод не будет перегреваться, если выполняется условие

I_ав≤ I_доп

В магистрально-радиальных сетях послеаварийным режимом является отключение одной цепи для двухцепной ЛЭП или одной из одноцепных ЛЭП. В этом режиме ток на каждом участке будет равен

В кольцевых сетях рассматриваются 2 наиболее тяжелых режима – поочередное отключение каждого из головных участков схемы. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную, в которой определяется новое распределение мощностей и рассчитываются значения послеаварийных токов участков.

Для обеспечения нормальных условий работы потребителей электроэнергии необходимо, прежде всего, обеспечить надлежащую величину напряжения в узловых точках сети. Для этого обычно ограничивают потери напряжения в сети при максимальных нагрузках, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Так, в сетях 35 – 110 кВ нормальном режиме  а в послеаварийных режимах -  [4].

Потеря напряжения на каждом участке сети определяется по предварительному распределению мощности и номинальному напряжению:

где активная и реактивная мощности на участках сети;

активное и реактивное сопротивление соответствующих участков сети в послеаварийном режиме.

Для проверки определяются потери напряжения от ИП до каждой конечной точки сети как сумма потерь напряжения на всех участках, последовательно расположенных между ИП и конечной точкой сети.

Если сечение не удовлетворяет какому-либо условию, сечение увеличивают до следующего стандартного.

6.3 Выбор сечения проводов по экономическим интервалам

Метод был разработан для устранения недостатков, свойственных методу экономической плотности токов. В 1945 году была предложена методика, позволяющая избежать ошибок метода j_эк. Её назвали методом экономических интервалов.

Согласно этой методике для воздушных линий и кабелей разного напряжения и конструктивного исполнения определялись приведенные затраты, грн. /(км.•год) (годовые расходы), в зависимости от тока для разных сечений на единицу длины без учета ущерба согласно (Е_н = 1/ Т_н):

З_∑ = (Е_н+p_а) К_л + 3 I² _макс R·τ_м·с_э ∙10^-3,

где Е_н – нормативный коэффициент эффективности, ггрн./год; (Е_н = 0,12 - 0,15);

p_а – норма отчислений на амортизацию, %/год;

К_л - стоимость линии, грн./км;

I_макс – максимальный ток линии, А;

R – удельное активное сопротивление линии, Ом/км.;

τ_м – время максимальных потерь, час/рік;

с_э – стоимость потеряной электроэнергии по замыкающим затратам, грн./(кВт∙ч).

Указанные зависимости являются серией пересекающихся параболических кривых (рис. 5.2). Точки пересечения их (например, точка к) определяют значение тока, при котором экономически целесообразный переход от одного пересечения к другому (экономические интервалы). Нижняя жирная ломаная кривая является кривой минимальных расходов, то есть отвечает самым выгодным сечениям. Из кривых видно, что отдельные сечения являются самыми выгодными для определенных диапазонов токов. Например, для тока от I_е до  I_ж оптимальным сечением является 95 мм², от I_ж до I_к – 120 мм² и так далее. Парабола для пересечения 25 мм² лежит выше жирной ломаной кривой, которая определяет минимум приведенных затрат, потому это пересечение при данном выполнение сети не позволяет получить минимум приведенных затрат и применять его нецелесообразно.

Употребление экономических интервалов было теоретически обосновано и предложено для других видов дискретного оборудования. Значение экономического тока Iэк в месте пересечения кривых (например, как это показано на рис. 5.1 в точке к для сечений 120 и 150 мм² может быть определено из выражения

З_л1 = З_л2                                                        (6.7)

где З_л1 и З_л2 – приведенные затраты для сравнения смежных сечений, в зависимости от тока.

Значения

З_л1 = (Е_н + p_а) К_л1 + 3 I² R₁ τ_м·с_э ∙10^-3

З_л2 = (Е_н + p_а) К_л2 + 3 I² R₂ τ_м·с_э ∙10^-3

Рисунок 6.2 – Зависимости приведенныхзатрат З от тока I для линий разныхсечений: I_n  - I_m – экономические интервалы

    Подставив эти выражения в (6.7), находят значение экономического тока

                     (6.8)

где К_л1 и К_л2 – стоимости линий для сравнения сечений, гр./км;

R₁ и R₂ – сопротивления линий этих же сечений, Ом/км.

    Как видно из выражения (1.8), экономический ток пропорционален величине .

Обозначив

                                            (6.9)

получим

                                     (6.10)

Если значения вираженийя под вторым корнем в (6.10) или (6.8) окажется отрицательным, то это означатет, что кривые З_л1 = f₁(I) и З_л2 = f₂(I) не пересекаются, то есть одно сечение всегда является более выгодным, чем другое, при всех значениях максимального тока нагрузки. [4].

6.4 Выбор трансформаторов

Число трансформаторов на потребительских подстанция зависит от схемы подстанции. Как правило, потребительские ПС выполняются по упрощённым схемам без сборных шин со стороны ВН. Одно трансформаторные подстанции предназначены для питания неответственных потребителей третей категории надежности при условии обеспечения ремонта или замены трансформатора в течении одних суток; питания потребителей второй категории при наличии централизованного складского резерва в системе или резервного питания по стороне НН с ручным или автоматическим вводом; питания потребителей первой категории небольшой мощности наличии резервных источников питания на стороне НН (передвижные или стационарные ЭС, аккумуляторные батареи и др) с АВР.

Один трансформатор может устанавливаться на упрощённых подстанциях 35 – 110 кВ, а так же на районных подстанциях 220 кВ и выше при условии, что с течением времени будет установлен второй трансформатор.

Двух трансформаторные ПС используются в сетях 220 кВ по условиям надёжности.

Вне зависимости от требований надёжности два трансформатора (рис. 6.3) устанавливаются на подстанции в следующих случаях:

 - при большой неравномерности суточного или годового графика нагрузки с отключением одного из них в режиме минимальной загрузки;

 - при ограничении массы или габаритов подстанции по условиям высоты помещений или транспортировки;

 - по условиям дальнейшего расширения подстанции, если установленный трансформатор не целесообразно заменять более мощным.

6.4.1 Выбор трансформаторов на потребительских ПС

Установка на подстанции двух одинаковых трансформаторов обеспечивает минимально необходимую надежность электроснабжения потребителей I категории и является экономически наиболее целесообразным решением. В дальнейшем эффективность функционирования сети зависит, в частности, от загрузки трансформаторов ПС. В результате развития региона нагрузка в узлах может возрастать. При этом значительно увеличиваются нагрузочные потери, и загрузка трансформаторов может превысить экономически целесообразную нагрузку. С другой стороны, если к сети подключаются новые ПС, то их трансформаторы могут оказаться недогруженными. Это также нецелесообразно, так как потери холостого хода оказываются непропорционально большими по отношению к нагрузке, и к.п.д. трансформатора падает.

Требуемая номинальная мощность трансформаторов ( ) равняется

где полная мощность узла нагрузки в режиме максимальных нагрузок.

Определив величину , выбирают ближайшее большее стандартное значение номинальной мощности трансформатора ( ). Она должна удовлетворять экономическим и эксплуатационным условиям, которые проверяются по коэффициентам загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах (при отключении одного трансформатора). Коэффициенты загрузки в нормальном и послеаварийном режимах  рассчитываются по формулам:

где количество трансформаторов, установленных на ПС.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме должен находиться в экономически целесообразных пределах

,

а в послеаварийном режиме не должен превышать технически допустимого значения

К_ЗАВ  1.5.                                          (6.11)

Это соотношение следует из того, что трансформатор, как и любая электрическая машина, обладает определенной перегрузочной способностью. Ее можно использовать в послеаварийном режиме, когда один из трансформаторов аварийно или планово отключается, а второй берет на себя нагрузку всего узла. Это позволяет уменьшить мощность трансформаторов, устанавливаемых на ПС. Вместе с тем, перегрузочная способность трансформаторов не беспредельна. Соотношение (6.11), установленное в Правилах устройства электроустанок, позволяет сохранить срок службы изоляции трансформатора в пределах нормативного.

6.4.2 Выбор трансформаторов на узловых ПС

На мощных УП по экономическим соображениям с учётом повышенных требований надёжности целесообразно устанавливать более двух трансформаторов. Трансформаторы могут устанавливаться постепенно. Мощность трансформаторов выбирается с учётом роста нагрузки на перспективу 5 лет. Мощность каждого из трансформаторов выбирается из соотношения:

S_ном (n_т – 1)·k_пер ≥ S_м,

где k_пер – допустимый коэффициент перегрузки;

S_м – максимальная мощность подстанции.

В табл. 6.4 приведены номинальные мощности трансформаторов при разном количесве трансформаторов, которые определены из принятых в настоящее время значений коэффициента загрузки = 0,7 при n_т = 2 и требований покрытия нагрузки в аварийном режиме.

Таблица 6.4 – Мощность трансформаторов при изменении их количества

На мощных районных УП установка трёх и даже четырёх АТ целесообразна, поскольку суммарная мощность снижается от 100 до 67,5%. Дальнейшее увеличение количества АТ не даёт значительного эффекта. Три - четыре АТ выгодны и с точки зрения поэтапного ввода мощности трансформаторов по мере роста нагрузок.

При выборе мощности и типа трансформатора руководствуются следующем:

1. Обеспечение перетока мощности на всех расчётных уровнях нагрузки без замены в процессе эксплуатации подстанции установленных трансформаторов.

2. Наиболее эффективное использование мощности трансформаторов за счёт достаточно большого и, по возможности, одинакового коэффициента загрузки трансформатора. При этом обеспечивается высокий КПД трансформатора и меньшие потери в меди.

3. Достижением высокой надёжности перетока мощностей в аварийном режиме за счёт перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов.

4. Использование, главным образом, трёхфазных АТ и только при достижении придельной мощности двух однофазных групп АТ с одной резервной фазой.

5. Использование, по возможности, трансформаторов малой мощности, что облегчает их транспортировку.

6.5 Проектирование компенсации реактивной мощности

Одним из эффективных средств снижения электропотребления является снижение потерь мощности и электроэнергии в элементах электрической сети. Это так называемый технологический расход. Наибольший эффект получается от компенсации реактивной мощности (КРМ). При различной мощности устройств КРМ получается различный эффект от снижения потерь и существует лишь один вариант мощности КРМ, обеспечивающий наибольшую экономическую эффективность. Установка КРМ требует капитальных вложений, которые должны окупаться за счёт снижения потерь электроэнергии в сети:

З = З_п + З_к,

где  – затраты на покрытие потерь электроэнергии в сети;

 – затраты на КРМ.

Под  будем понимать лишь ту часть затрат, которая обусловлена передачей только реактивной мощности.

При величине реактивной мощности Q = 100% сеть работает в режиме 1. При увеличении мощности КУ суммарные затраты уменьшаются и в точке 3 наблюдается минимум затрат, который переделяет величину  реактивной мощности, которую целесообразно потреблять из сети. Остальную, недостающую мощность необходимо получать за счет устройств КРМ, устанавливаемых вблизи потребителей.

Стоимость КРМ велика, необходимы специальные стимулы для того, что бы потребители проводили работу по компенсации реактивной мощности. В настоящее время в Украине действует Методика расчёта платы за потребление и генерацию реактивной энергии. В соответствии с ней плата за перетоки реактивной энергии складывается из трёх составляющих:

П = П₁ + П₂ + П₃,

где П₁ – основная плата за потребление и генерацию реактивной энергии;

П₂ – надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя устройствами КРМ;

П₃ – снижение платы за потребление и генерацию реактивной электроэнергии в случае участия потребителя в оптимальном суточном регулировании режимов сети энергоснабжающей организации в расчетный период.

Основная плата за потребленную и генерирующую реактивную энергию для потребителей определяется по формуле:

П₁= å(W_Qсп + К × W_Qг)× D × b_с,                                  (4.4)

где W_Qсп – потребление реактивная электроэнергия в точке учёта за расчётный период

W_Qг – генерация реактивной энергии в сеть электроснабжающей организации в точке учёта в часы ночных провалов (с 23 до 6 ч) суточного графика за расчётный период;

К – нормативный коэффициент учёта ущерба энергоснабжающей организации от генерации реактивной электроэнергии из сети потребителя, 3;

D – экономический эквивалент реактивной мощности (ЭЭРМ) в точках питания конкретных потребителей. Он представляет собой некоторый адресный стимул для снижения отрицательных влияний на потери активной электроэнергии и на качество напряжения и определяется с помощью обобщающих характеристик схемы и режима основной и распределительной электрической сети. ЭЭРМ характеризует часть реактивного перетока в точки учёта на технико-экономические показатели в расчётном режиме. Этот коэффициент рассчитывается энергоснабжающей организацией один раз в два года. Для новых потребителей D определяется в зависимости от проектных схем питания, параметров и режимов электрической сети, 0,03 кВт/квар;

b_с – фактическая средне-закупочная цена на электроэнергию, которая сложилась за расчётный период.

Плата П₂ представляет собой надбавку за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами КРМ и вычисляется по формуле:

П₂ = П₁× С_баз ×(k_j - 1),

где С_баз – нормативное базовое значение коэффициента стимулирования капиталовложений в средства КРМ в электрических сетях потребителя, 1;

k_j – коэффициент, выбираемый из таблицы 1 Методики в зависимости от фактического значения tgj, определенного в среднем за расчетный период.

Надбавка начинает действовать, если фактический коэффициент мощности больше рекомендованого значения 0,25 [7].

tgj = W_Qсп / W_P,

где W_P – потребление активной электроэнергии за расчетный период, кВт×год;

W_Qсп – потребление активной электроэнергии за тое же период, квар×год.

П₃ представляет собой скидку за потребление и генерацию реактивной энергии в случае участия потребителя в оптимальном суточном регулировании режимов сети электропередающей организации в расчетный период. Составляющая П₃ учитывается только в случае наличия договора между предприятием и энергопередающей организацией, если П₃ учитывается, то она идет со знаком

Мощность КУ, которые устанавливаются вблизи потребителя в системе, рассчитывается по формуле:

Q_кп = Р_ф·(tgφ – tgφ_min).

При выборе номинальной мощности и количества комплектных конденсаторных установок следует исходить из необходимости равномерной разгрузки трансформаторов от реактивной мощности. Поскольку секционные выключатели на стороне низшего напряжения потребительских ПС отключены, то количество однотипных компенсирующих установок должно быть кратно количеству секций на ПС (двум – при двухобмоточных трансформаторах и четырем – при трансформаторах с расщепленными обмотками).