Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

195

Рисунок 6 – Характеристика изменения эквивалентного реактивного сопротивления

от колебаний суммарной мощности нагрузки ЭС

Для увеличения точности производимых расчетов исследуемую методику можно

применять с учетом класса питающего напряжения. Суть этого метода заключается в том,

что в рассматриваемой задаче должны быть выделены все узлы, в которых необходимо

дифференцировать потери. При этом количество узлов в рассчитываемой схеме сущест-

венно уменьшится. Подобный способ определения потерь может применяться как для

ЛЭП различных классов напряжения, так и для трансформаторных групп. Условно такая

схема расчета потерь по классам напряжения представлена на рисунке 7.

Рисунок 7 – Схема расчета потерь по классам напряжения

В результате эквивалентирования получим эквивалентную схему замещения ОЭС

Сибири, представленную эквивалентной мощностью генератора, эквивалентным сопро-

тивлением и эквивалентной мощностью нагрузки (рисунок 8).

По полученной эквивалентной модели ОЭС Сибири проводилась оценка погрешно-

сти эквивалентирования. Для этого создавалась электрическая модель исследуемой сети, в

которой вместо сопротивлений отдельных ветвей и узлов вводились эквивалентные активные

и реактивные сопротивления, полученные в результате ранее проведенных расчетов, и линии

связи между зонами эквивалентирования с соответствующими сопротивлениями.

Вычислим погрешность полученных потерь мощности, используя понятие средне-

квадратической погрешности:









∑





 экв







1



 ; (5)









∑





 экв







1



 ; (6)

y=‐0,0466x

+13,99x‐ 1159,4

R²=0,9996

‐260

‐245

‐230

‐215

‐200

‐185

‐170

‐155

‐140

‐125

93 103 113 123 133

Х,Ом

Рсумм.зоны,МВт

ТР1

ТР2

ТР3

196

Рисунок 8 – Эквивалентная схема замещения ОЭС Сибири

После произведенных расчетов получили погрешность эквивалентирования для ак-

тивных потерь S

D

5,33 МВт, для реактивных потерь S

D

33,94 МВт, что в свою оче-

редь составляет 6,3 % и 6,62 %, соответственно.

Отсюда можно сделать вывод о том, что для уменьшения погрешности, а значит и

прогнозируемых потерь мощности, зависящих от сопротивления, необходимо ввести не-

кий коэффициент пропорциональности между потерями мощности и эквивалентным со-

противлением, который бы в результате компенсировал полученную погрешность.

При изменении конфигурации сети возникает вопрос: можно ли применять пред-

ложенную модель? В ходе расчета режима для ЭС было выявлено, что погрешность экви-

валентирования находится в пределах 5 %. Это дает основание сделать выводы о приме-

нении модели для прогнозирования активных потерь на 5 лет. Полученную зависимость

можно применять при расчете режима на долгосрочный период (10, 20 лет), по итогам ко-

торого можно определить величину прогнозных перетоков мощности между региональ-

ными энергетическими системами. Для этого необходимо создать эквивалентную схему, в

которой все ЭС будут заменены своими активным и реактивным сопротивлениями в соот-

ветствии с прогнозной суммарной активной мощностью данной региональной системы.

Предлагаемая методика имеет следующие достоинства:

 отсутствует необходимость получения информации о распределении прогнози-

руемой мощности по узлам, ветвям;

 отсутствует необходимость получения информации о процессах, протекающих в

узлах, при прогнозировании потерь электроэнергии;

 из-за отсутствия необходимости получения информации о графиках нагрузки

каждого узла энергосистемы облегчается переход от потерь мощности к потерям

электроэнергии.

Список использованных источников

1. Русина А. Г. Разработка модели электрического эквивалента и принципов адресного

распределения потоков и потерь мощности электроэнергетической системы : дис. …

канд.техн.наук / Русина А.Г.. – Новосибирск, 2006. – 157 с.

2. Филиппова Т.А., Сидоркин Ю.М., Русина А.Г. Оптимизация режимов электростанций и

энергосистем. Новосибирск, НГТУ, 2007. 356 с.

3. Лыкин А. В. Математическое моделирование электрических систем и их элементов:

учеб. пособие. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. 134 с.

197

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СТАТИЧЕСКИХ СИНХРОННЫХ

КОМПЕНСАТОРОВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

С.А. Солодянкин

, А.В. Паздерин

Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала,

УрФУ

В настоящее время в энергетических системах многих развитых стран мира успеш-

но эксплуатируются поперечные компенсирующие устройства, позволяющие обеспечи-

вать плавное регулирование потоков реактивной мощности с возможностью перехода из

режима максимальной генерации в режим максимального потребления реактивной мощ-

ности и наоборот [1]. Такими устройствами являются статические синхронные компенса-

торы (СТАТКОМ), статические тиристорные компенсаторы (СТК), а также комплексы

батарей статических конденсаторов (БСК) совместно с управляемыми шунтирующими

реакторами (УШР).

Основными задачами, решаемыми в энергосистемах на основе применения попе-

речных компенсирующих устройств, являются [2]:

 плавное автоматическое поддержание заданных уровней напряжения;

 снижение потерь активной мощности в электросетевом оборудовании;

 демпфирование колебаний мощности;

 повышение динамической устойчивости;

 оптимизация потокораспределения реактивной мощности.

СТК – поперечно подключаемый источник или потребитель реактивной мощности,

который служит для изменения емкостного или индуктивного тока таким образом, чтобы

сохранять или управлять характерными параметрами энергосистемы (обычно таким пара-

метром является напряжение на шинах). В среднем время перехода из режима максималь-

ного потребления в режим максимальной генерации реактивной мощности для СТК со-

ставляет 20 миллисекунд.

В настоящее время существует два типа статических тиристорных компенсаторов:

 постоянно подключенный конденсатор с тиристорно-управляемым реактором

(изменение режима работы СТК осуществляется посредством плавного изменения индук-

тивности реактора);

 тиристорно-подключаемый конденсатор с тиристорно-управляемым реактором

(изменение режима работы СТК осуществляется посредством

плавного изменения индук-

тивности реактора, а также подключения либо отключения конденсатора).

Комплекс БСК+УШР является аналогом СТК, при этом плавность изменения ре-

жима работы достигается регулированием индуктивности управляемого шунтирующего

реактора (БСК способны обеспечить лишь ступенчатое регулирование генерируемой ре-

активной мощности). Время перехода из режима максимального потребления реактивной

мощности в режим

холостого хода для УШР может достигать значения 0,4 секунды.

На рисунке 1 изображен СТАТКОМ, который представляет собой поперечно под-

ключаемый в систему статический синхронный генератор, работающий в режиме статиче-

ского компенсатора, управление реактивной мощностью которого осуществляется незави-

симо от напряжения сети переменного тока [3, 4].

Он обеспечивает поддержание заданных уровней напряжения посредством генера-

ции или потребления реактивной мощности в точке его присоединения, при этом не тре-

буется установки ни реакторов, ни батарей конденсаторов [5].

198

Рисунок 1 – Статический синхронный компенсатор (СТАТКОМ)

Заряженный конденсатор 



обеспечивает постоянным напряжением преобразова-

тель, который в свою очередь создает контролируемое трехфазное напряжение с частотой

энергосистемы переменного тока [6]. Обмен реактивной мощности между преобразовате-

лем напряжения и системой переменного тока можно регулировать с помощью изменения

амплитуды напряжения  на выходе преобразователя [7]. Если амплитуда напряжения 

на выходе преобразователя больше, чем амплитуда напряжения 

системы переменного

тока, то создается опережающий по фазе ток, и СТАТКОМ действует, как генератор реак-

тивной мощности. Если амплитуда напряжения  на выходе преобразователя меньше, чем

амплитуда напряжения 

системы переменного тока, то создается отстающий по фазе

ток, и СТАТКОМ действует, как потребитель реактивной мощности. Если амплитуды  и



равны, то СТАТКОМ не потребляет и не генерирует никакой реактивной мощности [8].

Основные преимущества СТАТКОМ по сравнению с СТК и БСК+УШР:

 лучшее быстродействие, которое не превышает 10 миллисекунд, а следователь-

но, лучшее обеспечение динамической устойчивости генераторов станций, а также устой-

чивости потребителей в аварийных и послеаварийных режимах;

 возможность перспективного объединения с источником активной мощности на

стороне постоянного тока в целях оптимизации распределения потоков не только реак-

тивной, но и активной мощности;

 независимость максимального выходного (емкостного или индуктивного) тока

СТАТКОМа от напряжения сети переменного тока, как отображено на вольтамперной ха-

рактеристике, представленной на рисунке 2. Работа СТАТКОМа возможна даже при на

пряжении внешней сети на уровне 15 % от номинального;

Рисунок 2 – Вольтамперная характеристика: а – СТАТКОМ; б – СТК

 возможность компенсации высших гармоник в узле электрической сети. Задача

компенсации высших гармоник в сети с помощью СТАТКОМ сводится к созданию в фа-

199

зах сетевого трансформатора такого тока, который бы содержал компенсационные состав-

ляющие высших гармоник.

Моделирование СТАТКОМа необходимо для оценки эффективности его приме-

нения в конкретных схемно-режимных условиях. Программный комплекс Матлаб с при-

ложениями Simulink и Sim Power System (предназначены для моделирования устройств

силовой электроники, электромеханических устройств и систем автоматического управ-

ления) при расчетах электрических режимов (в том числе переходных) предоставляет

возможность использовать готовые модели как основного электроэнергетического обору-

дования (генераторы, трансформаторы, ЛЭП, различные двигатели и нагрузка), так и уст-

ройств на основе технологий гибких систем передачи переменного тока (СТАТКОМ, СТК

и т.д.). Кроме этого имеются готовые модели регуляторов, применяемых для всех этих

элементов.

На рисунке 3 представлена «Т-образная» схема замещения электрической сети, для

которой проводились расчеты переходных процессов в программном комплексе Матлаб.

Тестовая схема включала:

 синхронный генератор номинальным напряжением 10 кВ, мощностью 50 МВт,

подключенный к внешней сети через повышающий трансформатор 220/10 кВ мощностью

63 МВА;

 трехфазный источник бесконечной мощности с напряжением 220 кВ;

 потребителя с нагрузкой 100 40 МВА напряжением 10 кВ, подключенный к

внешней сети через повышающий трансформатор 220/10 кВ мощностью 125 МВА;

 две ЛЭП 220 кВ, связывающие потребителя с источниками питания;

 СТАТКОМ мощностью 120 МВАр.

Рисунок 3 – Исследуемая «Т-образная» схема замещения электрической сети

В нормальной схеме напряжение на шинах потребителя составляет 10 кВ. В мо-

мент времени 4 секунды на шинах 10 кВ синхронного генератора возникает трехфазное

короткое замыкание.

Графики изменения угла синхронного генератора, а также изменения напряжения

на шинах 10 кВ потребителя при отсутствии СТАТКОМа, представлены на рисунках 4 и

6, а при его установке на шинах 10 кВ потребителя – на рисунках 5 и 7 соответственно.

Очевидно, что установка СТАТКОМа позволяет обеспечить устойчивость системы при

весьма тяжелой аварийной ситуации.

Как показано на рисунке 5, установка на вышеуказанных шинах СТАТКОМа мощ-

ностью 120 МВАр позволяет обеспечить повышение напряжения на шинах 10 кВ потре-

бителя до номинального за период времени 0,02 с (при использовании существующей в

ПК Матлаб модели СТАТКОМ). Однако теоретически представляется возможным по-

средством установки данного типа устройств на основе технологий ГСППТ обеспечивать

200

поддержание заданных уровней напряжения с переходом из режима максимального по-

требления в режим максимальной генерации реактивной мощности за период 0,01 с.

Таким образом, посредством установки СТАТКОМа на шинах 10 кВ потребителя

представляется возможным обеспечить повышение устойчивости нагрузки и тем самым

исключить вероятность её отключения автоматикой от снижения напряжения либо само-

произвольного отключения (в случае перехода асинхронных двигателей в режим тормо-

жения).

Рисунок 4 – График изменения угла Синхронного генератора при трехфазном КЗ вблизи

шин 10 кВ без установки СТАТКОМА

Рисунок 5 – График изменения угла Синхронного генератора при трехфазном КЗ вблизи

шин 10 кВ при установке СТАТКОМа

Рисунок 6 – Напряжение на шинах потребителя без установки СТАТКОМа

(до КЗ – 10 кВ, после – 7.2 кВ)

201

Рисунок 7 – Напряжение на шинах потребителя при установке СТАТКОМа

Кроме того, установка быстродействующих устройств компенсации реактивной

мощности, таких как СТАТКОМ, позволяют обеспечить повышение динамической устой-

чивости генераторов станции в аварийных и послеаварийных режимах.

На основании расчетов установившихся режимов были выявлены наиболее целесо-

образные места размещения устройств типа СТАТКОМ в ОЭС Урала.

Тюменская энергосистема. В настоящее время в нормальных режимах работы

Нижневартовского энергорайона исчерпаны все регулировочные возможности Нижневар-

товской ГРЭС и автотрансформаторных групп 500/220 кВ для поддержания допустимых

уровней напряжения. Напряжение на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Мегион в режиме зимних

максимальных нагрузок в нормальной схеме составляет 114,7 кВ. Вывод в ремонт одной

из трех ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2–Кустовая, Сургутская ГРЭС-2–Сибирская или Си-

бирская–Трачуковская, питающих Нижневартовской энергорайон, в настоящее время

приводит к существенному снижению надежности электроснабжения потребителей. При

отключении в такой ремонтной схеме одного из двух блоков 800 МВт Нижневартовской

ГРЭС снижение напряжения в узлах электрической сети 110 кВ и ниже может составить

до

25 . В вышеуказанных схемно-режимных ситуациях устойчивость энергорайона

обеспечивается действием системной противоаварийной автоматики с отключением до

350 МВт нагрузки.

Аварийное отключение блока 800 МВт Нижневартовской ГРЭС при ремонте ВЛ

500 кВ Сургутская ГРЭС-2–Сибирская в режиме зимних максимальных нагрузок способ-

но привести к снижению напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Мегион до 96,5

кВ с по-

следующим отключением потребителей действием системной противоаварийной автома-

тики. Установка на шинах 110 кВ ПС 220 кВ «Мегион» двух СТАТКОМов номинальной

мощностью 160 МВАр каждый позволит повысить напряжения в данном контрольном

пункте до 111,6 кВ и исключить риски аварийного ограничения режима потребления в

рассмотренных схемно-режимных ситуациях.

Свердловская энергосистема. Серово-Богословский энергоузел связан с ОЭС

Урала одной ВЛ 500 кВ Тагил–БАЗ и линиями 220 кВ. Проведение плановых ремонтов

ВЛ 500 и 220 кВ невозможно без ввода режимных ограничений: необходим разворот всего

оборудования Богословской ТЭЦ и Серовской ГРЭС и перенос точек раздела на связях

110 кВ с переводом питания части нагрузки от Тюменской энергосистемы. В докризисный

период времени аварийное отключение ВЛ 500 кВ Тагил–БАЗ в режиме зимних макси-

202

мальных нагрузок способно было привести к отключению потребителей от автоматики

управления мощностью для сохранения устойчивости (в объеме до 400 МВт) с после-

дующим вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

После экономического кризиса потребление Серово-Богословского энергоузла в

значительной степени снизилось, в результате чего аварийное отключение ВЛ 500 кВ Та-

гил–БАЗ в настоящее время не приводит к необходимости ввода графиков аварийного ог-

раничения режима потребления. Однако, в результате наступления вышеуказанного по-

слеаварийного режима, возможно снижение напряжения в контрольных пунктах сети

110 кВ на величину до 15 кВ, в том числе: на шинах 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ со 107 до

92 кВ (минимально допустимое – 94 кВ), на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Краснотурьинск – со

108 до 93 кВ (минимально допустимое – 94 кВ). Установка СТАТКОМа мощностью

160 МВАр на шинах 110 кВ БАЗ позволит в указанных схемно-режимных ситуациях под-

нять уровни напряжений на шинах 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ и ПС 220 кВ Краснотурьинск до

101 кВ и тем самым обеспечить повышение надежности электроснабжения потребителей

Серово-Богословский энергоузла.

Экономический эффект от установки СТАТКОМ определяется не только сни-

жением ущерба в аварийных режимах, но и возможностями снижения потерь электриче-

ской энергии в нормальных режимах. Установка СТАТКОМа может быть экономически

целесообразной для следующих субъектов электроэнергетики:

1. Потребители электрической энергии. В случае установки СТАТКОМа в целях

обеспечения устойчивости нагрузки экономический эффект определяется в первую оче-

редь типом производства, для которого необходимо поддержание заданных уровней на-

пряжения на шинах питающей подстанции.

Пример. Пусть активная мощность в 100 МВт, отбираемая с шин 10 кВ питающей

подстанции в исследуемой расчетной модели (рисунок 3), расходуется на поддержание

заданной производительности нефтеперекачивающих двигателей из расчета 1 МВт на

4700 м³/ч. Таким образом, за счет потребления мощности 100 МВт достигается произво-

дительность 470000 м³/ч или 49266 барреля/мин. Рыночная стоимость одного барреля

нефти на момент написания данной статьи составляет 70 долл. США. Таким образом, ми-

нутный простой оборудования нефтяного предприятия с нагрузкой 100 МВт приведет к

снижению дохода на 3,45 млн. долл. США. Стоимость устройства типа СТАТКОМ номи-

нальной мощностью 120 МВАр, необходимого для поддержания напряжения в аварийных

и послеаварийных режимах на шинах потребителя, составит 18,5 млн. долл. США, что со-

поставимо с потерей дохода в результате шестиминутного простоя нефтеперекачивающих

двигателей.

2. Производители электрической энергии. Если речь идет о существующей элек-

трической станции, то основным критерием эффективности установки СТАТКОМа явля-

ется обеспечение устойчивой работы генерирующего оборудования в нормальных и в ава-

рийных режимах в целях исключения вероятности потери прибыли от продаж электриче-

ской энергии. Безусловно, для генерирующих компаний при цене на электроэнергию

800 руб./МВтч окупаемость того же СТАТКОМа будет не такой быстрой, как в случае

с потребителями нефтяной отрасли. В результате часового простоя генерирующего

оборудования мощностью 50 МВт доход снизится на величину 40000 руб., суточного –

1 млн. руб.

При вводе нового генерирующего оборудования основное внимание уделяется

схеме выдачи мощности. Установка таких устройств как СТАТКОМ может быть эконо-

мически выгодней строительства дополнительных линий электропередачи [9].

3. Сетевые организации. Кроме всего вышеперечисленного, потенциальная эф-

фективность установки СТАТКОМа обусловлена возможностью поддержания заданных

203

уровней напряжения и оптимизации потокораспределения реактивой мощности в нор-

мальных режимах работы электрической сети (при суточном изменении электрических

нагрузок и уровней напряжения). Это, в конечном итоге, позволяет минимизировать поте-

ри электрической энергии, которые сетевые организации обязаны покупать на рынках

электрической энергии и мощности.

Выводы

1. СТАТКОМ является современным и эффективным устройством, позволяющим

обеспечивать плавное и быстрое поддержание заданных уровней напряжения и регулиро-

вание потокораспределения реактивной мощности в электрической сети.

2. Применение данного устройства позволяет повысить надежность функциониро-

вания энергосистем за счет повышения устойчивости в нормальных и аварийных режимах

и тем самым снизить ущербы от отключения генерирующего оборудования и потребите-

лей, снизить дозировки управляющих воздействий систем противоаварийной автоматики.

3. Экономический эффект от установки СТАТКОМ в нормальных режимах заклю-

чается в снижении потерь активной мощности за счет оптимизации потокораспределения

реактивной мощности.

4. СТАТКОМ является устройством, которое способно обеспечить повышение ка-

чества электроэнергии за счет компенсации высших гармоник.

Список использованных источников

1. Утц Н.Н.. Состояние и перспективы развития Единой национальной электрической се-

ти ЕЭС России на период до 2012 г. // Электро. 2004. №6. C. 2–7.

2. R. Mohan Mathur, Rajiv K. Varma. Thyristor-based FACTS controllers for electrical trans-

mission systems // 605 Third Avenue, New York: the Permissions Department, John Wiley &

Sons, Inc. (Institute of Electrical and Electronics Engineers), 2002. 493 P.

3. Amir H. Norouzi, A. M. Sharaf. Two control schemes to enhance the dynamic performance

of the STATCOM and SSSC // IEEE Transaction on power delivery. 2005. Vol. 20. № 1. P.

435–442.

4. Зуев Э.Н. Взгляд на проблемы передачи электроэнергии // Электро. 2005. Журнал № 2.

С. 2-8.

5. Chaiyut Sumpavakup, and Thanatchai Kulworawanichpong. Distribution voltage regulation

under three-phase fault by using D-STATCOM // World Academy of Science, Engineering

and Technology. 2008. № 47. P. 238–242.

6. Кочкин В. Новые технологии повышения пропускной способности ЛЭП // Новости

Электротехники. 2007. № 4. C. 2–6.

7. Добрусин Л.А. Совершенствование техники управления маршрутами потоков активной

мощности в сетях 110-765 кВ // Электро. 2007. Журнал № 3. С. 10–14.

8. Kazemi A., Entezary A. R., Voltage stability assessment by dynamic PV curve and time do-

main simulations with developed STATCOM model // Technical Acoustics. 2005. Electronic

Journal № 38. 12 P.

9. Паздерин А.В., Солодянкин С.А. Повышение надежности функционирования энерго-

систем за счет технологий гибких систем передачи переменного тока // Электрические

станции. 2009. № 5. С. 38–41.

204

КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ОТПУСКАЕМОЙ

КРУПНЫМ ПОТРЕБИТЕЛЯМ НА ОСНОВЕ МОБИЛЬНЫХ

ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ПУНКТОВ УЧЕТА КОНТЕЙНЕРНОГО ТИПА

А.В. Паздерин

, А.В. Полушин

УрФУ,

ООО «Прософт-Системы»

Нормативные потери электрической энергии (ЭЭ) включаются в тариф на транс-

порт электроэнергии, а сверхнормативные (коммерческие) потери должны оплачиваться

за счет средств электросетевых компаний.

Опыт энергетических обследований 15 сетевых предприятий, проведенных с уча-

стием сотрудников кафедры Автоматизированных электрических систем УрФУ, показы-

вает, что коммерческих потери ЭЭ тем больше, чем больше доля ЭЭ отпускаемой потре-

бителям на уровне 6–10 и особенно 0,4 кВ. Средний уровень коммерческих потерь в сетях

0,4 кВ, осуществляющих снабжение бытовых и мелкомоторных потребителей, составляет

15–30 % от поступающей в сеть энергии. В сетях 35 и 110 кВ уровень коммерческих по-

терь существенно ниже и лежит в диапазоне 1–5 %. Однако для многих электросетевых

предприятий полезный отпуск ЭЭ на напряжении 110 кВ является преобладающим, и

коммерческие потери от полезного отпуска на высоких классах напряжения также явля-

ются преобладающими. В таблице 1 представлены объемы полезного отпуска за 2006 г. по

разным классам напряжения и относительные значения фактических потерь ЭЭ для ряда

региональных сетевых компаний (РСК) уральского региона.

Таблица 1

РСК Уровень напряжения

Объем полезного

отпуска ЭЭ,

млн. МВт ч

Доля в суммар-

ном полезном

отпуске, %

Фактические

потери, %

Пермэнерго

Всего 16,829 100

12,26

ВН (110кВ и выше) 12,785 76

СН1 (35кВ) 0,781 4,6

СН2 (6(10)кВ) 1,419 8,43

НН (0,4кВ) 1,844 10,95

Свердловэнерго

Всего 35,593 100

8,61

ВН (110кВ и выше) 32,163 90,3

СН1 (35кВ) 1,412 3,96

СН2 (6(10)кВ) 0,77 2,16

НН (0,4кВ) 1,248 3,5

Челябэнерго

Всего 49,931 100

11,42

ВН (110кВ и выше) 34,355 68,8

СН1 (35кВ) 1,43 2,86

СН2 (6(10)кВ) 9,304 18,63

НН (0,4кВ) 4,842 9,7

Тюменьэнерго

Всего 53,5370 100

3,5

ВН (110кВ и выше) 50,5551 94,4

СН1 (35кВ) 0,92807 1,73

СН2 (6(10)кВ) 1,33105 2,48

НН (0,4кВ) 0,72279 1,35

Курганэнерго

Всего 3,4266 100

14,0

ВН (110кВ и выше) 2,6018 75,9

СН1 (35кВ) 0,0878 2,56

СН2 (6(10)кВ) 0,2747 8,0

НН (0,4кВ) 0,4623 13,5