Управление электрохозяйством предприятий - Валентин Красник

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

Сэ = (∆ЭбТэ) + (∆ЭсТэкэс ),

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

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

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

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

кэс -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:

∆Wa = ∆PxTo + β2∆РкTp, (1)

где ∆Px– потери активной мощности XX в трансформаторе, кВт;

∆Рк – потери активной мощности КЗ в трансформаторе, кВт;

To – годовое число часов присоединения трансформатора к сети;

Tp – число часов работы трансформатора под нагрузкой;

β* – коэффициент загрузки трансформатора, равный отношению среднего тока нагрузки Iср к его номинальному току Iном, т. е.

β= Iср / Iном,  (2)

* Коэффициент в можно определить и по другой формуле:

где cos φ – коэффициент мощности нагрузки.

где Sном – номинальная мощность трансформатора, кВ-А;

Wa и Wp – соответственно расход активной, кВт-ч, и реактивной, квар-ч, электроэнергии;

T – время работы трансформатора за соответствующий период, ч.

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

∆PT = (∆Рx + kэ ∆Q x) + В2(∆Рк + kэ ∆Qк ), (5)

где кэ – коэффициент изменения потерь в трансформаторе;

∆Qx – потери реактивной мощности в трансформаторе при XX, квар;

∆Qk – потери реактивной мощности в трансформаторе при КЗ, квар.

Значения ∆Px, ∆Qx, ∆Pk и ∆Qk табулированы (указаны в паспортных данных на трансформаторы).

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

где Smax – зафиксированная максимальная нагрузка трансформатора,

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

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

Потери реактивной мощности AQt, 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:

0,12 – при питании через три ступени трансформации;

0,08 – при питании через две ступени трансформации;

0,05 – при питании через одну ступень трансформации;

0,02 – при питании от шин генераторного напряжения.

Потери активной электроэнергии AWa, кВтч, можно снизить и за счет компенсации реактивной мощности, исходя из следующей формулы:

∆W = kWa(tg φ1 – tg φ2), (10)

где tg φ1 и tg φ2 – тангенсы угла ср до и после компенсации РМ.

Если между потребителем и энергоснабжающей организацией возникнут разногласия по техническим вопросам договора энергоснабжения, то они могут быть рассмотрены территориальными (местными) или региональными органами (управлениями) Ростехнадзора вплоть до Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, что делается по выбору (соглашению) обеих сторон.

Все сказанное свидетельствует о том, что руководителей и специалистов энергослужб предприятий (организаций) необходимо обучать не только нормам и правилам работы, но и вопросам совершенствования взаимоотношений с энергоснабжающими организациями, включать эти вопросы в учебные программы образовательных профессиональных учреждений, проводить по ним тематические семинары и консультации.

Технико-экономические проблемы в электрохозяйстве предприятий (организаций) тесно слились с коммерческими (финансовыми) взаимоотношениями с энергоснабжающими организациями, и только их комплексное решение позволит обеспечить надлежащее и стабильное функционирование электрохозяйства, надежную, экономичную работу и безопасное обслуживание электроустановок.

ГЛАВА 9

ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ И ЗАКЛЮЧЕНИЯ ДОГОВОРОВ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

9.1. Общие положения

В настоящую эпоху рыночных взаимоотношений между поставщиками (продавцами) и потребителями (покупателями) оплата за товар (услуги и т. д.), в данном случае за отпущенную энергию, осуществляется только на договорных началах. Однако бывают случаи, когда потребление энергии осуществляется без договоров энергоснабжения.

В этих случаях потребитель получает соответствующее предписание – предупреждение от энергоснабжающей организации о необходимости оформления и заключения договора энергоснабжения.

Причем отсутствие договорных отношений не освобождает потребителя от обязанности возмещать стоимость отпущенной ему энергии.

К сожалению, не все потребители с этим согласны и отказываются от уплаты за использованную энергию.

Например, из практики разрешения споров, связанных с договором энергоснабжения, имел место случай, когда энергоснабжающая организация обратилась в Арбитражный суд с иском к потребителю о взыскании стоимости отпущенной ему тепловой (аналог электрической) энергии.

Ответчик возражал против исковых требований, ссылаясь на то, что он не является потребителем тепловой энергии, о чем свидетельствует отсутствие у него договорных отношений с энергоснабжающей организацией.

Арбитражный суд, согласившись с доводами ответчика, в удовлетворении исковых требований отказал.

Кассационная инстанция решение суда первой инстанции отменила, исковые требования энергоснабжающей организации удовлетворила по следующим основаниям.

Согласно материалам дела ответчик являлся балансодержателем ряда объектов жилого фонда микрорайона, которые потребляли тепловую энергию через установки ответчика, непосредственно присоединенные к сетям энергоснабжающей организации.