Приказ министерства энергетики рф от 26 сентября 2017 г. № 887 “об утверждении нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций”

Введение

Согласно п. 144 из Основных положений о функционировании розничных рынков электроэнергии из Постановления Правительства РФ №442, объем потребленной электроэнергии нужно корректировать на величину потерь на участке от границы балансовой принадлежности до прибора учета в случае если прибор учета расположен не на границе.
Одним из случаев, когда счетчик электроэнергии размещается не на границе балансовой принадлежности, будет размещение счетчика в нежилом помещении, электроустановка которого подключена через распределительные сети жилого дома. Другим — размещение счетчика на опоре ВЛ-0,4, когда граница проводится по верхушке этой опоры.

В этих случаях сетевая или сбытовая компания требуют расчет потерь электроэнергии в кабеле до границы балансовой принадлежности.

Сбытовая компания может потребовать расчет потерь в линии электроснабжения для уже присоединенной электроустановки. А сетевая — в момент нового присоединения или увеличения мощности. В последнем случае расчет должен быть приложен к проекту, описывающему, кроме прочего, узел учета коммерческой энергии.

Методы расчета потерь электроэнергии на участках электросети описаны в приложении к Приказу Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям».

Здесь я приведу пример расчет потерь электроэнергии в кабеле 0,4 кв. Такой расчет АО ПСК принимает без замечаний. Именно таким образом специалисты ПСК считают потери в кабеле 0,4 кв.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

проведение оперативных вычислений;
суточный критерий;
вычисление средних нагрузок;
анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

Итоги расчета

Раздел 6. ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ И ОПЛАТЫ ЭТИХ ПОТЕРЬ

Вопрос 1. Как определяется размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях?

Ответ. Размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, поставленной в электрическую сеть из других сетей или от производителей электрической энергии, и объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами, присоединенными к этой сети, а также переданной в другие сетевые организации (п. 50).

Вопрос 2. Стоимость каких потерь электрической энергии должны оплачивать сетевые организации?

Ответ. Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства, за вычетом стоимости потерь, учтенных в ценах (тарифах) на электрическую энергию на оптовом рынке (п. 51).

Вопрос 3. Стоимость каких потерь электрической энергии должны оплачивать потребители услуг по передаче электрической энергии?

Ответ. Потребители услуг, за исключением производителей электрической энергии, обязаны оплачивать в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери, возникающие при передаче электрической энергии по сети сетевой организации, с которой соответствующими лицами заключен договор, за исключением потерь, включенных в цену (тариф) электрической энергии, в целях избежания их двойного учета.

Потребители услуг, опосредованно присоединенные через энергетические установки производителей электрической энергии, оплачивают в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери только на объемы электрической энергии, не обеспеченные выработкой соответствующей электрической станции (п. 52).

Вопрос 4. Обязаны ли потребители услуг оплачивать потери сверх норматива?

Ответ. Потребители услуг оплачивают потери электрической энергии сверх норматива в случае, если будет доказано, что потери возникли по вине этих потребителей услуг (п. 52).

Вопрос 5. Кем и на каких основаниях устанавливаются нормативы технологических потерь электрической энергии?

Ответ. Нормативы технологических потерь электрической энергии устанавливаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в соответствии с Правилами и методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях (п. 53).

Вопрос 6. Как устанавливаются нормативы потерь электрической энергии в электрических сетях?

Ответ. Нормативы потерь электрической энергии в электрических сетях устанавливаются в отношении совокупности линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих соответствующей сетевой организации, с учетом дифференциации по уровням напряжения сетей при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии (п. 54).

Вопрос 7. Каковы основные требования к методике расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях?

Ответ. Методика расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях должна предусматривать расчет потерь на основании:

технических характеристик линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, определяющих величину переменных потерь в соответствии с технологией передачи и преобразования электрической энергии;

нормативных условно-постоянных потерь для линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства;

нормативньх потерь в средствах измерения электрической энергии; технического состояния линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства (п. 55).

Основные причины утечек электроэнергии

Большая часть энергии, произведенная трансформатором, рассеивается Грамотный подход к расчету потерь электроэнергии подразумевает учет причин, по которым они возникают. При исследовании проблемы следует разделять источники непроизводительных расходов в соответствии с уже знакомой классификацией. Начать следует с технической составляющей, которую обычно увязывают с такими элементами:

трансформаторы;
высоковольтный кабель или воздушная линия;
обслуживающее линию оборудование.

У любого силового трансформатора имеется несколько обмоток, каркас которых крепится на ферромагнитном сердечнике. В нем и теряется большая часть электроэнергии, трансформируемой в тепло (оно затем просто рассеивается в пространство).

На величину потерь в различных элементах электросети также влияет режим ее работы: холостой ход или «под нагрузкой». В первом случае они оцениваются как постоянные, не зависящие от внутренних и сторонних факторов. При подключении потребителя уровень потерь зависит от величины нагрузочного тока в цепи, который каждый день меняется. Поэтому для его оценки проводятся статические наблюдения за определенный период (за месяц, например).

Потери в ВВ линиях электропередач образуются при транспортировке энергоносителя из-за утечек, связанных с коронным разрядом, а также из-за нагрева проводников. К категории обслуживающего оборудования относят установки и приборы, участвующие в генерации, транспортировке, а также в учете и потреблении отпускаемой энергии. Величины сверхнормативных потерь этой категории в основном не меняются со временем или же учитываются посредством электросчетчиков.

Определение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 10(6)/0,4 кВ

17.1.Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в
силовых трансформаторах являются:

тип
трансформаторов, мощность;

номинальный
ток, потери холостого хода и короткого замыкания (по паспортным данным);

сведения
об отключении трансформаторов в течение расчетного периода;

средний
максимальный рабочий ток трансформатора, взятый из суточных графиков нагрузки в
период контрольных замеров:

(10)

количество
активной энергии, поступившей в силовые трансформаторы, W_тр, количество
активной энергии, поступившей в абонентские трансформаторы W_тр.а(кВт∙ч)
за расчетный период.

17.2.
Годовые потери электроэнергии в силовом трансформаторе определяются:

(11)

где t — число часов работы трансформатора за расчетный период;

τ
— время максимальных потерь (условное время, в течение которого потери в
активном сопротивлении элемента сети при постоянной максимальной нагрузке были
бы равны потерям энергии в том же элементе за расчетный период времени при
действительном графике нагрузки), ч;

ΔР_х.х._i, ΔР_к.з._i —
потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт;

K_з — коэффициент загрузки
трансформатора в период годового максимума, определяемый как

(12)

где I_н_i — номинальный ток i-го трансформатора, А;

I_{ср.макс} — средний максимальный ток по
суточным графикам в период контрольных замеров.

17.3.
Приближенно величину т определяют по следующей формуле:

(13)

где Т-число часов использования максимальной нагрузки, ч.

17.4.
Число часов использования максимальной нагрузки Т определяется по
формуле:

(14)

где U_тр.н. — номинальное линейное
напряжение трансформатора на низкой стороне.

На
основании расчетных величин Т и
τ можно построить график зависимости τ = ƒ(Т) [].

17.5.
Годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах определяются:

(15)

где n — число трансформаторов в
электрической сети.

17.6.
Относительная величина потерь электроэнергии в силовых трансформаторах:

(16)

где W_тр— количество электроэнергии
поступившей в силовые трансформаторы, кВт∙ч:

(17)

Навигатор по конфигурации базы 1С 8.3 Промо

Универсальная внешняя обработка для просмотра метаданных конфигураций баз 1С 8.3. Отображает свойства и реквизиты объектов конфигурации, их количество, основные права доступа и т.д. Отображаемые характеристики объектов: свойства, реквизиты, стандартные рекизиты, реквизиты табличных частей, предопределенные данные, регистраторы для регистров, движения для документов, команды, чужие команды, подписки на события, подсистемы. Отображает структуру хранения объектов базы данных, для регистров доступен сервис «Управление итогами». Платформа 8.3, управляемые формы. Версия 1.1.0.73 от 20.12.2020

3 стартмани

Как снижать?

Постоянные технические потери уменьшить достаточно сложно. Это шум, теплота, выделяющаяся при передаче электроэнергии. «Их обычно выявляется от четверти до трети в сетях распределения. Переменные потери зависят от количества энергии, распределенной сетью. Как правило, 1% повышения потока приводит к увеличению потерь на 1,8%. Чем длиннее сеть распределения, например, в отдаленных неурбанизированных районах, тем больше потерь. Поэтому в России технические потери — фактор практически неустранимый на 100%»,— поясняет госпожа Минчичова.

Резерв снижения технических потерь сегодня, по разным оценкам, составляет от 12 до 33% от всего их объема. Снижение технических потерь достигается за счет совершенствования технологических процессов: модернизации и технического перевооружения электросетевого оборудования; повышения пропускной способности работы электрических сетей; внедрения энергосберегающих технологий, в первую очередь устройств компенсации реактивной мощности и средств регулирования напряжения; изменения схемы электроснабжения отдельных узлов.

«В целом фактические потери электроэнергии в России можно уменьшить, прежде всего за счет снижения коммерческих потерь — погрешностей системы учета, безучетного потребления и кражи электроэнергии»,— говорит госпожа Минчичова. Для этого, по мнению господина Москалева, целесообразно применять компактные распределительные устройства с функцией отслеживания потребления энергии на линиях. Это позволит максимально быстро локализовать участок, на котором электроэнергия пропадает бесследно, и устранить причины такого явления.

По мнению Валерии Минчичовой, помочь в решении проблемы энерговоровства могут ужесточение ответственности; своевременная замена и ремонт оборудования, прежде всего учетного; совершенствование и автоматизация средств и систем учета электроэнергии, внедрение интеллектуальных систем учета; развитие электросетей с включением в них точечных подстанций; децентрализация электроснабжения, развитие системы мини-подстанций, расширение системы просьюмеров (тех, кто одновременно является и потребителями, и поставщиками энергии).

Как рассчитывают потери электроэнергии по длине линии

На основе описанных выше параметров, можно воспользоваться формулой для вычисления потерь электроэнергии по время ее передачи.

В данной формуле:

ΔW – общее количество потерь электрической энергии при передаче,

W – объем электрической энергии, потраченной на обеспечение работы линии в течение определенного промежутка времени,

КL – коэффициент, предназначенный для учета распределительной нагрузки на линию потребления, в рассматриваемом примере вся сеть разбита на три отдельных линии, к каждой из которых подключено по 20 объектов потребления,

Кф – коэффициент из графика нагрузки на линию,

L – длина сети электроснабжения,

tgφ – реактивная мощность сети,

F – диаметр сечения провода на участке сети,

Д – отрезок времени, в течение которого осуществляется потребление энергии и, как следствие, потери,

Кф² — коэффициент заполнения графика.

Кф² можно рассчитать по простой формуле:

Кз в данной формуле – это коэффициент заполнения графика потребления. Если отсутствуют точные данные по такому графику, за коэффициент принимают величину 0,3. В этом случае по формуле высчитывается Кф², которое будет равняться 1,78.

Если за основу расчетов принять годовую мощность сети в 63 тысячи кВт, тогда для каждой отдельной линии на один фидер будет приходиться электроэнергии на 21 тысячу кВт. Для формулы лучше применять величину в Вт, а не в кВт, то есть, 21*106 Вт/ч.

Когда все необходимые параметры для расчета установлены, их следует подставить в основную формулу, которая в нашем случае будет иметь следующий вид:

Проводим расчеты и получаем величину потерь электроэнергии для одной из трех линий, равную 573,67 кВт/ч. Общие потери в год будут в три раза больше, то есть — 1721 кВт/ч. Именно так должен проводиться расчет потерь электроэнергии на разных объектах.

Ниже вы можете воспользоваться онлайн-калькулятором для расчёта стоимости проектирования сетей электроснабжения:

Где и насколько происходят потери?

Задачей энергетиков является не только обеспечение своих потребителей электроэнергией, а и максимально возможное сокращение потерь на ЛЭП, поскольку данные потери имеют достаточно большое значение. Чем меньше величина напряжения на линии, тем больше процентов потерь. Так, для низковольтных линий (220 В – бытовая электросеть), процент потерь составляет около 6%. Потери происходят и на трансформаторах (около 3%). То есть, если от трансформатора мощностью 100 кВт подаётся ток напряжением 220 В для обеспечения жилого дома (к примеру, включающим 100 квартир) электроэнергией, на ЛЭП и внутри трансформатора ежечасно будет выделяться энергия в виде тепла (при прохождении тока проводники нагреваются), равная 9 % от потребляемой: если трансформатор работает на полную мощность (в каждой из сотни квартир электросеть нагружена на 1 кВт), то мощность потерь составит 9 кВт.

Допустим, на производство 1 кВт*час электрической энергии производитель тратит 1 рубль. Ежечасно он будет получать убытки в размере 9кВт*час*1час*1 руб. = 9 руб. Если производитель обеспечивает электроэнергией 10 таких жилых домов, то ежечасный убыток составит 90 руб. Но это лишь на ЛЭП от трансформатора к потребителю. Также стоит учитывать потери на ЛЭП от электростанции к трансформатору. Для того, чтоб максимально сократить мощность потерь, на электростанциях напряжение тока значительно повышают (чем больше напряжение, тем меньше сила тока и, соответственно, мощность потерь). К примеру, на ЛЭП с напряжением до 10 кВ теряется около 3% передаваемой энергии, до 50 кВ – 2.5%, до 500 кВ – около 1.5%.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

Оптимизация схемы и режима работы электросети.
Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
Оптимизация нагрузки трансформаторов.
Модернизация оборудования.
Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

регулярный поиск несанкционированных подключений;
создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
проверка показаний;
автоматизация сбора и обработки данных.

Измерение полезного действия

Эксплуатация оборудования при разомкнутом контуре вторичной цепи называется холостым ходом, а с подключением нагрузочного тока – рабочим режимом. В первом контуре цепи поток Ф создает ЭДС самоиндукции, и при разомкнутом вторичном контуре она уравновешивает часть напряжения. Передавая вторичной обмотке нагрузку, можно вызвать образование тока I2, который возбуждает собственный поток Ф2. Суммарный магнитный поток уменьшается, снижая величину ЭДС Е1, а некоторая часть U1 остается несбалансированной.

Одновременно I1 увеличивается и возрастает до прекращения размагничивающего действия тока нагрузки. Это способствует восстановлению Ф приблизительно до исходного значения.

Проводник вторичной обмотки закономерно обладает активным сопротивлением. Если оно растет, I2 и Ф2 уменьшаются, обуславливая увеличение Ф и возрастание ЭДС Е1. В результате баланс U1 и ЭДС Е2 нарушается – разница между ними уменьшается, снижая I2 до такого значения, при котором суммарный магнитный поток вернется к первоначальной величине.

https://youtube.com/watch?v=SJzct0_DIvY

Способ вычисления

Данный процесс способствует практически полному постоянству величин магнитных потоков при эксплуатации трансформатора на холостом ходе и в рабочем режиме. Такое свойство преобразователя энергии называют саморегулирующей способностью, благодаря которой значение нагрузочного тока I1 автоматически корректируется при колебаниях тока нагрузки I2.

Процесс преобразования электроэнергии в трансформаторных узлах сопровождается потерями и отражается на величине КПД, который является отношением отдаваемой активной мощности к потребляемой. Показатель полезного действия отражает соотношение активной мощности на входе и выходе для замкнутой цепи. Его вычисляют по простой формуле:

КПД = (М1 / М2) * 100% или

ƞ = (Р2 / Р1) * 100%, где активную мощность в обмотках входного и исходящего контуров определяют путем измерения.

Упростить процесс замеров можно при включении во вторичную обмотку активного тока нагрузки. Для определяя значение М2 используют амперметр, соединенный с вторичной цепью. Поток рассеивания будет незначительным, что позволяет приблизительно приравнять cos φ в квадрате к единице.

https://youtube.com/watch?v=B0rBgKtPEZg

Данный способ вычисление КПД – это метод непосредственных измерений. Такая теория вычислений приводит к погрешностям в расчетах, поскольку КПД высокомощных трансформаторов очень большой и составляет 0,98-0,99%. Несмотря на то, что величины М1 и М2 различаются несущественно, в промышленном оборудовании незначительная разница показаний вызывает существенное искажение значения КПД.

Смысл первого метода заключается в подаче номинального напряжения на первичный контур при разомкнутой вторичной цепи. Энергия тратится на потери в стали, мощность которых можно замерять ваттметром, соединенным с контуром первичной обмотки.

Другой способ состоит в замыкании вторичного контура накоротко и одновременной подаче напряжения на первичную цепь. Включение ваттметра в первую цепь позволяет измерить мощность, отражающую потери медного проводника обмотки.

Составление небаланса в высоковольтных и распределительных сетях

Потери электроэнергии технического плана можно выявить через другой метод. О нем уже говорилось выше – предполагается, что все высоковольтные или распределительные сети обвязаны приборами учета. Они помогают определить величину максимально точно. Кроме этого, подобная методика обеспечивает реальную борьбу с неплательщиками, воровством и неправильное использование энергооборудования.

Следует отметить, что подобный подход, несмотря на эффективность, неприменим в современных условиях. Для этого необходимы серьезные мероприятия с большими затратами на реализацию обвязки всех потребителей электронными учетами с передачей данных (АСКУЭ).

Расстояние от электростанции к поставляющим организациям

Учет и оплата всех видов потерь регулируется законодательным актом: «Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (ред. от 22.02.2016) «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…» п. VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь. Если вы хотите разобраться с тем, кто должен оплачивать часть утраченной энергии, рекомендуем изучить данный акт.

При передаче электрической энергии от производителя к потребителю объем потерь электроэнергии зависит от конструктивных и технологических моментов. Так, количество потерь электроэнергии имеет обратную зависимость от диаметра проводника. Чем больший диаметр у проводника линии электроснабжения, тем меньше потери передаваемой по нему электроэнергии. Величина потерь зависит от величины тока в этой же линии. Чем больше ток, тем больше потери. Это объясняется тем, что ток, проходящий по линии, нагревает ее сопротивления.

Более подробно узнать о том, как передается электроэнергия от подстанции к потребителям, вы можете в нашей статье!

Для уменьшения этого фактора в распределительных сетях применяется трансформация низкого уровня напряжения в более высокий уровень. Простая формула расчета такова: P=I*U. Мощность равна произведению тока на напряжение.

Пример:

Мощность потребления, Вт	Напряжение, В	Ток, А
100 000	220	454,55
100 000	10 000	10

Повышая напряжение при передаче электроэнергии в электрических сетях можно существенно снизить ток, что позволит обойтись проводами с намного меньшим диаметром. Подводный камень данного преобразования заключается в том, что в трансформаторах также есть потери, которые кто-то должен оплатить. При передаче электроэнергии с таким высоким уровнем напряжения, она существенно теряется и от плохого контакта проводников, которые со временем увеличивают свое сопротивление. Возрастают потери при повышении влажности воздуха – увеличивается ток утечки на изоляторах и на корону. Также увеличиваются потери в кабельных линиях при снижении параметров изоляции проводов.

Передал производитель энергию в поставляющую организацию. Та в свою очередь должна привести параметры в нужные показатели: преобразовать полученную продукцию в напряжение 6-10 кВ, развести кабельными линиями по распределительным понижающим подстанциям, чтобы преобразовать в напряжение 0,4 кВ. В данной системе возникают потери на трансформацию при снижении понижающими трансформаторами напряжения до нужного уровня. Бытовому потребителю доставляется электроэнергия в напряжении – 380 В или 220В. Любой трансформатор имеет свой КПД и рассчитан на определенную нагрузку. Чем больше нагрузка потребителя, тем больше нагрузочные потери энергии в данной сети. Если коэффициент загрузки трансформатора ниже нормативного, то в трансформаторе возникают потери холостого хода, что является нежелательным.

Следующим нежелательным моментом является несоответствие мощности трансформатора, преобразующего 6-10 кВ в 0,4 кВ и подключенной нагрузки потребителей. Если нагрузка потребителей больше паспортной мощности трансформатора, он или выходит из строя, или не сможет обеспечить необходимые параметры на выходе. В результате снижения напряжения сети электроприборы работают с нарушением паспортного режима и, как следствие, увеличивают потребление.

Мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии в системах электроснабжения подробно рассмотрены на видео:

Виды и структура

Примерная структура потерь Потери в электросетях с точки зрения энергосбережения – это разница между отпущенным поставщиком объемом электричества и той энергией, которую по факту получает потребитель. С целью нормирования и подсчета их реальной величины была принята следующая классификация:

потери технологического характера;
эксплуатационные (коммерческие) издержки;
фактические непроизводительные расходы.

Технические потери обусловлены особенностями прокладки линий электроснабжения, а также рассеянием энергии на контактах. Сюда же входит отбор части поставляемой электрической энергии на нужды вспомогательного оборудования. Технологическая составляющая включает расходы в нагрузочных цепях и климатическую компоненту. Второй фактор – коммерческий – обычно увязывается с такими неустранимыми причинами, как погрешность приборов, измеряющих контролируемые параметры. В нем также учитывается ряд нюансов, касающихся ошибочных снятий показаний по потреблению и хищений энергии.

Коронный разряд на линии ЛЭП Большую их часть составляют расходы на ионизацию воздуха из-за коронарного разряда (17%). Фактическими называют потери, которые были определены в самом начале – разница между отпущенным продуктом и его потребленным объемом. При их упрощенном расчете иногда две описанные составляющие просто складываются. Однако на практике техника вычисления этого показателя оказывается несколько иной. Для его определения применяется проверенная временем методика расчета потерь в проводах с учетом всех остальных компонентов.

Фактическая их величина согласно специальной формуле равна притоку энергии в сеть за минусом следующих составляющих:

полученный частным потребителем объем;
перетоки в другие ветви энергосистемы;
собственные технологические нужды.

Затем полученный результат делится на поступающий в сеть объем электроэнергии минус потребление в нагрузках, где потери отсутствуют, минус перетоки и собственные нужды. На завершающем этапе расчетной операции итоговая цифра умножается на 100%. Если требуется получить результат в абсолютных значениях, при использовании этого метода ограничиваются расчетами одного только числителя.

Определение нагрузки, обходящейся без непроизводительных расходов (перетоки)

В рассмотренной ранее формуле введено понятие нагрузки без потерь, определяемой посредством приборов коммерческого учета, устанавливаемых на подстанциях. Любое предприятие или государственная организация самостоятельно оплачивают потери в электрической сети, фиксируемые отдельным счетчиком в точке подключения. «Перетоки» также относят к категории расходов энергии без потерь (так удобнее вести расчет). Под ними понимается та ее часть, которая из одной энергосистемы перенаправляется в другую. Для учета этих объемов также применяются отдельные измерительные приборы.

Наши события

18 августа 2023, 17:40
Аналитика кабельного рынка за неделю. Отчет №15 от 18 августа 2023 года

18 августа 2023, 10:16
RusCable Live — Кабельная Армия 2023. Слет электриков, технологии и инвестиции Москабельмет. Эфир 18.08.2023

17 августа 2023, 19:34
Кабели для фронта: репортаж с форума «АРМИЯ-2023»

16 августа 2023, 10:35
RusCable Insider #324 – КабельСтар для строительства, МКМ в центре событий и круглый стол ВНИИКП

15 августа 2023, 13:50
Пожароопасность распределительных щитов: основные причины и риски

11 августа 2023, 18:19
Аналитика кабельного рынка за неделю. Отчет №14 от 11 августа 2023 года