Управление электрохозяйством предприятий

Например, часто предприятия не пользуются правом уменьшать оплачиваемую мощность, обусловленную договором энергоснабжения, и не извещают своевременно об этом энергоснабжающие организации. Такой пункт целесообразно включить в договор энергоснабжения, например, при условии, что заявленное потребителем снижение оплачиваемой мощности будет приниматься в расчет при исчислении основной платы в том случае, если это снижение будет длиться, например, не менее 3 мес.

Если нагрузка потребителя лимитируется в часы максимума нагрузки энергосистемы, то договорная оплачиваемая мощность потребителя, за которую взимается основная плата двухставочного тарифа, должна уменьшаться до установленного уровня на весь период лимитирования мощности потребителя.

В некоторых случаях переплата за потребленную электроэнергию формализуется договором энергоснабжения и частично происходит по вине потребителя, например, при превышении им согласованной участниками договора энергоснабжения величины потребляемой электроэнергии.

Например, в системе ОАО «Мосэнерго» такое превышение учтено при определении стоимости потребленной электроэнергии коэффициентом к_эс > 1 за сверхпотребленную электроэнергию по следующей формуле, руб.:

С_э = (Э_бТ_э) + (Э_сТ_эк_эс ),

где С_э – стоимость электрической энергии, потребленной абонентом в расчетном периоде, руб.;

Э_б – количество электрической энергии, потребленной абонентом в расчетном периоде в пределах договорных значений, кВт-ч;

Э_с – количество электрической энергии, потребленной абонентом в расчетном периоде сверх договорных значений, кВт-ч;

Т_э – действующий(ие) в расчетном периоде тариф(ы) на электрическую энергию;

к_эс– коэффициент, равный 1,5, за превышение согласованного сторонами потребления абонентом электрической энергии в расчетном периоде. Многие предприятия, рассчитываясь с энергоснабжающей организацией по двухставочному тарифу и отпуская часть электроэнергии через свои трансформаторы другим потребителям (субабонентам) по одноставочному тарифу, оплачивают всю мощность, не уменьшая ее на значение нагрузки этих субабонентов, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы. При отсутствии электросчетчиков, фиксирующих максимум нагрузки субабонентов (которые им и не требуются, поскольку они не рассчитываются за присоединенную мощность), их фактическая нагрузка должна определяться на основе суточных графиков нагрузки за характерные периоды года и фиксироваться в договоре энергоснабжения абонента с энергоснабжающей организацией.

Немало предприятий (организаций) учитывают расходуемую электроэнергию на стороне низшего напряжения головных абонентских трансформаторов. В этом случае имеют место переплаты не только за счет повышенной ставки двухставочного тарифа, но часто и за счет неправильного определения потерь электроэнергии от границы раздела электросети до места установки расчетных приборов учета. Иногда значение таких потерь устанавливается энергоснабжающей организацией произвольно, например, на уровне 5 %. Однако эти потери должны определяться расчетным путем энергоснабжающей организацией совместно с потребителем и указываться в договоре энергоснабжения. И все равно, практика показывает, что даже правильно рассчитанное значение этих потерь окажется выше по сравнению с ее фиксированным значением при перестановке приборов учета электроэнергии со стороны низшего на сторону высшего напряжения головных абонентских трансформаторов.

Потери активной и реактивной электроэнергии в головных абонентских трансформаторах (в питающих линиях этими потерями, как правило, можно пренебречь из-за относительно малых про-тяженностей таких магистралей) определяются по следующим формулам.

Потери активной электроэнергии в трансформаторе, кВтч:

W_a = P_xT_o + ²Р_кT_p, (1)

где P_x– потери активной мощности XX в трансформаторе, кВт;

Р_к – потери активной мощности КЗ в трансформаторе, кВт;

T_o – годовое число часов присоединения трансформатора к сети;

T_p – число часов работы трансформатора под нагрузкой;

* – коэффициент загрузки трансформатора, равный отношению среднего тока нагрузки I_ср к его номинальному току I_ном, т. е.

= I_ср / I_ном, (2)

* Коэффициент в можно определить и по другой формуле:

где cos – коэффициент мощности нагрузки.

где S_ном – номинальная мощность трансформатора, кВ-А;

W_a и W_p – соответственно расход активной, кВт-ч, и реактивной, квар-ч, электроэнергии;

T – время работы трансформатора за соответствующий период, ч.

Потери активной мощности AP_T, кВт, в трансформаторе определяются по следующей формуле:

P_T = (Р_x + k_э Q _x) + В²(Р_к + k_э Q_к ), (5)

где к_э – коэффициент изменения потерь в трансформаторе;

Q_x – потери реактивной мощности в трансформаторе при XX, квар;

Q_k – потери реактивной мощности в трансформаторе при КЗ, квар.

Значения P_x, Q_x, P_k и Q_k табулированы (указаны в паспортных данных на трансформаторы).

Годовые потери электроэнергии W_a, кВт-ч, при постоянно подключенном к сети трансформаторе (т. е. при T_o = 8760 ч) можно определить по следующей формуле:

где Smax – зафиксированная максимальная нагрузка трансформатора,

Потери реактивной энергии W_p, квар-ч, в трансформаторе определяются по следующей формуле:

где к_ф – коэффициент формы графика нагрузки, обычно принимаемый равным 0,8.

Потери реактивной мощности AQ_t, квар, в трансформаторе определяются по следующей формуле:

Если у потребителя электроэнергии установлено n однотипных трансформаторов, то в целях экономии электроэнергии (и соответственно ее потерь) целесообразно отключить один из трансформаторов, что возможно при следующем условии:

где k – экономический эквивалент реактивной мощности, примерно равный: