Основные принципы функционирования нового оптового рынка электроэнергии

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольная работа

По  дисциплине

Учёт  электрической энергии

Студента  заочного отделения 

161 группы

  Савельева А. В.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Основные принципы функционирования нового оптового рынка электроэнергии

 

С 1 сентября 2006 года постановлением Правительства Российской Федерации  введены новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности). Новые правила работы оптового рынка (далее – Правила) меняют всю систему  взаимоотношений покупателей и  поставщиков электрической энергии  и мощности.

 

 

На оптовом  рынке поставщиками электроэнергии являются генерирующие компании и импортеры  электроэнергии. В роли покупателей  выступают:

потребители, покупающие электроэнергию для удовлетворения собственных  производственных нужд;

сбытовые компании (включая  гарантирующих поставщиков), приобретающие  электроэнергию с целью дальнейшей перепродажи конечным потребителям и действующие от своего имени;

экспортеры (операторы экспорта) электроэнергии – организации, осуществляющие деятельность по покупке электрической  энергии с отечественного оптового рынка в целях экспорта в зарубежные энергосистемы.

 

Согласно Правилам, вместо регулируемого сектора и сектора  свободной торговли на оптовом рынке  внедрена система регулируемых договоров  между продавцами и покупателями электроэнергии. Договоры называются регулируемыми, поскольку цены на электроэнергию в рамках этих договоров регулируются Федеральной службой по тарифам (ФСТ).

 В 2006 году регулируемые  договоры заключались до окончания  года. Начиная с 2007 года, продавцам  и покупателям оптового рынка  предоставлено право заключать  долгосрочные регулируемые договоры (от 1 года).

 Переход участников  на долгосрочные двусторонние  отношения в условиях либерализации  рынка обеспечивает прогнозируемость  стоимости электрической энергии  (мощности) в среднесрочной и долгосрочной  перспективе, что является залогом  инвестиционной привлекательности  электроэнергетики.

 

В 2006 году регулируемые договоры заключались на полные объемы производства и потребления электроэнергии в  соответствии с прогнозным балансом ФСТ России на 2006 год. Начиная с 2007 года, объемы электрической энергии (мощности), продаваемые на оптовом  рынке по регулируемым ценам, планомерно уменьшаются в соответствии с  Постановлением Правительства Российской Федерации № 205 от 7 апреля 2007 года «О внесении изменений в некоторые  акты Правительства Российской Федерации  по вопросу определения объемов  продажи электрической энергии  по свободным (нерегулируемым) ценам». Данным Постановлением устанавливается, что с 1 января 2007 г. по регулируемым ценам (тарифам) на оптовом рынке  электрическая энергия поставляется в следующих долях от базового прогнозного объема электрической  энергии:

с 1 января по 30 июня 2007 г. –  от 90 до 95 процентов;

с 1 июля по 31 декабря 2007 г. –  от 85 до 90 процентов;

с 1 января по 30 июня 2008 г. –  от 80 до 85 процентов;

с 1 июля по 31 декабря 2008 г. –  от 70 до 75 процентов;

с 1 января по 30 июня 2009 г. –  от 65 до 70 процентов;

с 1 июля по 31 декабря 2009 г. –  от 45 до 50 процентов;

с 1 января по 30 июня 2010 г. –  от 35 до 40 процентов;

с 1 июля по 31 декабря 2010 г. –  от 15 до 20 процентов.

 

С 1 января 2011 г. электрическая  энергия в полном объеме поставляется по свободным (нерегулируемым) ценам.

 

Конструкция регулируемых договоров  позволяет без изменения ее конфигурации, постепенно снижая объемы электроэнергии (мощности) по регулируемым договорам, расширять сферу действия свободных (нерегулируемых) цен. Таким образом, к моменту окончания переходного  периода реформирования электроэнергетики  произойдет переход к полностью  конкурентному оптовому рынку, что  предусмотрено законодательством  Российской Федерации об электроэнергетике.

 

Объемы электроэнергии, не покрытые регулируемыми договорами, продаются по свободным ценам. Таких  способов торговли электроэнергией  в новой модели оптового рынка  два – это свободные двусторонние договоры и рынок "на сутки вперед". В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка "на сутки  вперед" является проводимый коммерческим оператором1 конкурентный отбор ценовых  заявок поставщиков и покупателей  за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов  поставки на каждый час суток. Если происходит отклонение от запланированных  за сутки вперед объемов поставки, участники покупают или продают  их на балансирующем рынке.

 

Рынок "на сутки вперед" в целом заменяет существовавший в прежней модели сектор свободной  торговли – отличие состоит в  том, что во вводимом рынке "на сутки  вперед" участники подают заявки на полные объемы производства и потребления (на ранее действовавшем секторе  свободной торговли – 15% объемов  производства для поставщиков и 30% потребления для покупателей). Существенно, что результаты такого аукциона ценовых заявок являются основой  для планирования Системным оператором2 режимов производства и потребления  электроэнергии – загружаются в  первую очередь наиболее экономически эффективные генерирующие мощности.

 

 

Для снижения рисков манипулирования ценами на оптовом  рынке введена система стимулирования участников к подаче конкурентных ценовых  заявок – в соответствии с правилами  торговли, в первую очередь удовлетворяются  заявки на поставку электроэнергии с  наименьшей ценой. Порядок выявления  случаев неконкурентного поведения (установление завышенных цен на электроэнергию, попытки генерирующих компаний "увести" с оптового рынка часть своих  мощностей) разрабатывается Федеральной  антимонопольной службой России.

 

Изменения в системе регулируемого  ценообразования также направлены на формирование в отрасли привлекательной  инвестиционной среды. Вместо используемого  прежде метода экономически обоснованных расходов, в условиях действия регулируемых договоров, начиная с 2008 года, для  установления тарифов на электрическую  энергию и мощность поставщиков  используется метод индексации. Тарифы поставщиков рассчитываются методом  индексации тарифов предшествующего  года, учитывающим уровень фактической, а не прогнозной инфляции.

 

Особым сектором нового оптового рынка является торговля мощностью, которая осуществляется в целях  обеспечения надежной и бесперебойной  поставки электрической энергии. До введения новых правил оптового рынка  поставщики получали оплату 85% от установленной  мощности генерирующего оборудования, а покупатели оплачивали эту мощность в составе одноставочного тарифа на электроэнергию (мощность). Теперь мощность и электроэнергия оплачиваются раздельно. При продаже мощности у поставщиков  появляются обязательства по поддержанию  их генерирующего оборудования в  постоянной готовности к выработке  электрической энергии. Эти обязательства  заключаются в соблюдении поставщиком  заданного Системным оператором режима работы генерирующего оборудования, включая соблюдение выбранного Системным  оператором состава оборудования и  его параметров, в участии генерирующего  оборудования в регулировании частоты  в сети и т.д. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у  них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые  требования. Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы при растущем спросе на электроэнергию.

 

Для создания экономических  условий притока инвестиций все  новые мощности (не учтенные в утверждаемом Федеральной службой по тарифам  России прогнозном балансе на 2007 год) будут участвовать в оптовом  рынке по свободным нерегулируемым ценам. Регулируемые договоры в отношении  таких объектов генерации заключаться  не будут. Это же касается и новых  объектов потребления – регулируемые договоры могут быть заключены в  отношении таких объектов лишь в  случае, если в 2007 году имелись технические  условия для их присоединения  к электрическим сетям.

 

По сути, новая модель оптового рынка переходного периода является базой для формирования целевой (полностью конкурентной) модели: механизмы  формирования равновесных цен и  объемов на рынке "на сутки вперед" и балансирующем рынке, механизмы  учета двусторонних договоров, принципы оплаты отклонений – все эти ключевые элементы рынка в дальнейшем меняться уже не будут.

 

В дальнейшем либерализация  оптового рынка электроэнергии (мощности) пойдет по пути создания "вспомогательных" рынков, обслуживающие работу энергосистемы.

 

 

 

 

 

 

 

 

ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЁТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

 

            Главной задачей организации  учёта электроэнергии было и  остаётся получение как можно  более точной информации о  производстве, передаче, распределении  и потреблении электроэнергии.

 

 

Рис.1. Прибор учёта электроэнергии.

 

Получаемая информация используется для решения следующих задач:

 

-          оформление финансовых расчётов  за электроэнергию и мощность  между поставщиками и потрбителями;

 

-          определение и прогнозирование  технико – экономических показателей  производства, передачи и распределения   электроэнергии внутри энергоснабжающей  организации и у потребителей.

 

Правильная организация  учёта электроэнергии на энергообьектах  позволяет точно определять количество активной и реактивной электроэнергии и величину активной и реактивной мощности выработанной, потреблённой, отпущенной потребителям, переданной в сети других собственников и  полученной от них  электроэнергии за отчётный период.

 

С редства учёта у потребителей на энергообьектах  должны определять количество активной и реактивной электроэнергии и величину активной и реактивной мощности в соответствии с выбранным  тарифным планом совместно и раздельно  по всем питающим линиям потребителя  и субабонентов потребителя. С редства  учёта у бытовых потребителей должны обеспечивать измерение активной электроэнергии за отчётный период по используемым тарифам.

 

Для измерения величины электроэнергии должны применяться  только лиценизированные средства измерения прошедшие госповерку. Расчётный учёт и хранение первичных  данных осуществляется прибором учёта, установленным на границе балансовой принадлежности между энергоснабжающей организацией и потребителем. В схемах расчётного учёта каждая точка измерения  должна совпадать с соответствующей  точкой учёта, при несовпадении должны учитываться потери.

 

При трансформаторном учёте  должны учитываться только номинальные  коэффициенты трансформации используемых приборов. Введение поправочных коэффициентов  запрещено.

 

В случае выхода прибора учёта  из строя, количество потреблённой электроэнергии в данной точке учёта  определяется в соответствии с законодательными актами.

 

Организация учёта электроэнергии для каждого энергообьекта, определяется проектом разработанным в соответствии с ТУ и нормативными актами.

 

 

 

Структура потерь электроэнергии в электрических сетях

 

При передаче электрической  энергии в каждом элементе электрической  сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных  элементах сети и оценки необходимости  проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии.

 

Фактические (отчетные) потери электроэнергии ΔWОтч определяют как  разность электроэнергии, поступившей  в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие  чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и  обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения  электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и  т.п.

 

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями  и т.д. Учитывая физическую природу  и специфику методов определения  количественных значений фактических  потерь, они могут быть разделены  на четыре составляющие:

 

1) технические потери электроэнергии  ΔWТ, обусловленные физическими  процессами в проводах и электрооборудовании,  происходящими при передаче электроэнергии  по электрическим сетям.

 

2) расход электроэнергии  на собственные нужды подстанций  ΔWСН, необходимый для обеспечения  работы технологического оборудования  подстанций и жизнедеятельности  обслуживающего персонала, определяемый  по показаниям счетчиков, установленных  на трансформаторах собственных  нужд подстанций;

 

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными  погрешностями их измерения (инструментальные  потери) ΔWИзм;

 

4) коммерческие потери  ΔWК, обусловленные хищениями  электроэнергии, несоответствием показаний  счетчиков оплате за электроэнергию  бытовыми потребителями и другими  причинами в сфере организации  контроля за потреблением энергии.  Их значение определяют как  разницу между фактическими (отчетными)  потерями и суммой первых трех  составляющих:

 

ΔWК =ΔWОтч - ΔWТ - ΔWСН - ΔWИзм. (1.1)

 

Три первые составляющие структуры  потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального  учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается  термином технологические потери. Четвертая  составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие "человеческого  фактора" и включает в себя все  его проявления: сознательные хищения  электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний  счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

 

Критерии отнесения части  электроэнергии к потерям могут  быть физического и экономического характера [1].

 

Сумму технических потерь, расхода электроэнергии на собственные  нужды подстанций и коммерческих потерь можно назвать физическими  потерями электроэнергии. Эти составляющие действительно связаны с физикой  распределения энергии по сети. При  этом первые две составляющие физических потерь относятся к технологии передачи электроэнергии по сетям, а третья - к технологии контроля количества переданной электроэнергии.

 

Экономика определяет потери как часть электроэнергии, на которую  ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, произведенной на своих электростанциях  и закупленной у других ее производителей. При этом зарегистрированный полезный отпуск электроэнергии здесь не только та его часть, денежные средства за которую действительно поступили  на расчетный счет энергоснабжающей организации, но и та, на которую  выставлены счета, т.е. потребление  энергии зафиксировано. В отличие  от этого реальные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии  бытовыми абонентами, неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам  определяют непосредственно по поступившей  за месяц оплате, поэтому к потерям  относят всю неоплаченную энергию.

 

С точки зрения экономики  расход электроэнергии на собственные  нужды подстанций ничем не отличается от расхода в элементах сетей  на передачу остальной части электроэнергии потребителям.

 

Недоучет объемов полезно  отпущенной электроэнергии является такой  же экономической потерей, как и  две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и  о хищениях электроэнергии. Таким образом, все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

 

Технические потери электроэнергии можно представить следующими структурными составляющими:

 

нагрузочные потери в оборудовании подстанций. К ним относятся потери в линиях и силовых трансформаторах, а также потери в измерительных  трансформаторах тока, высокочастотных  заградителях (ВЗ) ВЧ - связи и токоограничивающих реакторах. Все эти элементы включаются в "рассечку" линии, т.е. последовательно, поэтому потери в них зависят  от протекающей через них мощности.

 

потери холостого хода, включающие потери в электроэнергии в силовых трансформаторах, компенсирующих устройствах (КУ), трансформаторах напряжения, счетчиках и устройствах присоединения  ВЧ-связи, а также потери в изоляции кабельных линий.

 

климатические потери, включающие в себя два вида потерь: потери на корону и потери из-за токов утечки по изоляторам ВЛ и подстанций. Оба  вида зависят от погодных условий.

 

Технические потери в электрических  сетях энергоснабжающих организаций (энергосистем) должны рассчитываться по трем диапазонам напряжения [4]:

 

в питающих сетях высокого напряжения 35 кВ и выше;

 

в распределительных сетях  среднего напряжения 6 - 10 кВ;

 

в распределительных сетях  низкого напряжения 0,38 кВ.

 

Распределительные сети 0,38 - 6 - 10 кВ, эксплуатируемые РЭС и  ПЭС, характеризуются значительной долей потерь электроэнергии в суммарных  потерях по всей цепи передачи электроэнергии от источников до электроприемников. Это  обусловлено особенностями построения, функционирования, организацией эксплуатации данного вида сетей: большим количеством  элементов, разветвленностью схем, недостаточной  обеспеченностью приборами учета, относительно малой загрузкой элементов  и т.п. [3]

 

В настоящее время по каждому  РЭС и ПЭС энергосистем технические  потери в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ рассчитываются ежемесячно и суммируются за год. Полученные значения потерь используются для расчета планируемого норматива  потерь электроэнергии на следующий  год.

 

Далее подробнее рассмотрим структурные составляющие технических  потерь электроэнергии.

 

1.2 Нагрузочные потери  электроэнергии

 

Потери энергии в проводах, кабелях и обмотках трансформаторов  пропорциональны квадрату протекающего по ним тока нагрузки, и поэтому  из называют нагрузочными потерями. Ток  нагрузки, как правило, изменяется во времени, и нагрузочные потери часто  называют переменными [1].

 

Нагрузочные потери электроэнергии включают:

 

Потери в линиях и силовых  трансформаторах, которые в общем  виде можно определить по формуле, тыс. кВт-ч:

 

, (1.2)

 

где I (t) - ток элемента в  момент времени t;

 

Δt - интервал времени между  последовательными его замерами, если последние осуществлялись через  равные достаточно малые интервалы  времени. Потери в трансформаторах  тока. Потери активной мощности в ТТ и его вторичной цепи определяют суммой трех составляющих: потерь в  первичной ΔР1 и вторичной ΔР2 обмотках и потерь в нагрузке вторичной  цепи ΔР н2. Нормированное значение нагрузки вторичной цепи большинства  ТТ напряжением 10 кВ и номинальным  током менее 2000 А, составляющих основную часть всех ТТ, эксплуатируемых в  сетях составляет 10 ВА при классе точности ТТ КТТ = 0,5 и 1 ВА при КТТ= 1,0. Для ТТ напряжением 10 кВ и номинальным  током 2000 А и более и для  ТТ напряжением 35 кВ эти значения в  два раза больше, а для ТТ напряжением 110 кВ и выше - в три раза больше. Для потерь электроэнергии в ТТ одного присоединения, тыс. кВт-ч за расчетный  период продолжительностью Т, дней:

 

, (1.3)

 

где βТТэкв - коэффициент  эквивалентной токовой загрузки ТТ;

 

а и b - коэффициенты зависимости  удельных потерь мощности в ТТ и  в

 

его вторичной цепи ΔрТТ, имеющей вид:

 

. (1.4)

 

Потери в высокочастотных  заградителях связи. Суммарные потери в ВЗ и устройстве присоединения  на одной фазе ВЛ могут быть определены по формуле, тыс. кВт-ч:

 

, (1.5)

 

где βвз - отношение среднеквадратичного  рабочего тока ВЗ за расчетный

 

период к его номинальному току;

 

ΔРпр - потери в устройствах  присоединения.

1.3 Потери холостого хода

 

Для электрических сетей 0,38 - 6 - 10 кВ составляющие потерь холостого  хода (условно-постоянных потерь) включают:

 

Потери электроэнергии холостого  хода в силовом трансформаторе, которые  определяют за время Т по формуле, тыс. кВт-ч:

 

, (1.6)

 

где ΔРх - потери мощности холостого  хода трансформатора при номинальном  напряжении UН;

 

U (t) - напряжение в точке  подключения (на вводе ВН) трансформатора  в момент времени t.

 

Потери в компенсирующих устройствах (КУ), зависящие от типа устройства. В распределительных  сетях 0,38-6-10 кВ используются в основном батареи статических конденсаторов (БСК). Потери в них определяют на основе известных удельных потерь мощности ΔрБCК, кВт/квар:

 

, (1.7)

 

где WQ БCК - реактивная энергия, выработанная батареей конденсаторов  за расчетный период. Обычно ΔрБCК = 0,003 кВт/квар.

 

Потери в трансформаторах  напряжения. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом  ТН и во вторичной нагрузке:

 

ΔРТН = ΔР1ТН + ΔР2ТН. (1.8)

 

Потери в самом ТН ΔР1ТН состоят в основном из потерь в  стальном магнитопроводе трансформатора. Они растут с ростом номинального напряжения и для одной фазы при  номинальном напряжении численно примерно равны номинальному напряжению сети. В распределительных сетях напряжением 0,38-6-10 кВ они составляют около 6-10 Вт.

 

Потери во вторичной нагрузке ΔР2ТН зависят от класса точности ТН КТН. Причем, для трансформаторов  напряжением 6-10 кВ эта зависимость  линейная. При номинальной нагрузке для ТН данного класса напряжения ΔР2ТН ≈ 40 Вт. Однако на практике вторичные  цепи ТН часто перегружаются, поэтому  указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной  цепи ТН β2ТН. Учитывая вышеизложенное, суммарные потери электроэнергии в  ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВт-ч:

 

. (1.9)

 

Потери в изоляции кабельных  линий, которые определяют по формуле, кВтч:

 

, (1.10)

 

где bc - емкостная проводимость кабеля, Сим/км;

 

U - напряжение, кВ;

 

Lкаб - длина кабеля, км;

 

tgφ - тангенс угла диэлектрических  потерь, определяемый по формуле:

 

, (1.11)

 

где Тсл - число лет эксплуатации кабеля;

 

аτ - коэффициент старения, учитывающий старение изоляции в  течение

 

эксплуатации. Происходящее при этом увеличение тангенса угла

 

диэлектрических потерь отражается второй скобкой формулы.

1.4 Климатические потери  электроэнергии

 

Корректировка с погодными  условиями существует для большинства  видов потерь. Уровень электропотребления, определяющий потоки мощности в ветвях и напряжение в узлах сети, существенно  зависит от погодных условий. Сезонная динамика зримо проявляется в  нагрузочных потерях, расходе электроэнергии на собственные нужды подстанций и недоучете электроэнергии. Но в  этих случаях зависимость от погодных условий выражается в основном через  один фактор - температуру воздуха.

 

Вместе с тем существуют составляющие потерь, значение которых  определяется не столько температурой, сколько видом погоды. К ним  прежде всего, следует отнести потери на корону, возникающую на проводах высоковольтных линий электропередачи  из-за большой напряженности электрического поля на их поверхности. В качестве типовых видов погоды при расчете  потерь на корону принято выделять хорошую погоду, сухой снег, дождь  и изморозь (в порядке возрастания  потерь).

 

При увлажнение загрязненного  изолятора на его поверхности  возникает проводящая среда, (электролит), что способствует существенному  возрастанию тока утечки. Эти потери происходят в основном при влажной  погоде (туман, роса, моросящие дожди). По данным статистики годовые потери электроэнергии в сетях АО-энерго из-за токов утечки по изоляторам ВЛ всех напряжений оказываются соизмеримыми с потерями на корону. При этом приблизительно половина их суммарного значения приходится на сети 35 кВ и ниже. Важно то, что  и токи утечки, и потери на корону имеют чисто активный характер и  поэтому являются прямой составляющей потерь электроэнергии.

 

Климатические потери включают:

 

Потери на корону. Потери на корону зависят от сечения провода  и рабочего напряжения (чем меньше сечение и выше напряжение, тем  больше удельная напряженность на поверхности  провода и тем больше потери), конструкции фазы, протяженности  линии, а также от погоды. Удельные потери при различных погодных условиях определяют на основании экспериментальных  исследований. Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий. Минимальная  длина пути тока утечки по изоляторам нормируется в зависимости от степени загрязненности атмосферы (СЗА). При этом приводимые в литературе данные о сопротивлениях изоляторов весьма разнородны и не привязаны  к уровню СЗА.

 

Мощность, выделяющуюся на одном  изоляторе, определяют по формуле, кВт:

 

, (1.11)

 

где Uиз - напряжение, приходящееся на изолятор, кВ;

 

Rиз - его сопротивление,  кОм.

 

Потери электроэнергии, обусловленные  токами утечки по изоляторам ВЛ, можно  определить по формуле, тыс. кВт-ч:

 

, (1.12)

 

где Твл - продолжительность  в расчетном периоде влажной  погоды

 

(туман, роса и моросящие  дожди);

 

Nгир - число гирлянд  изоляторов.

 

Далее рассмотрим методы расчета  потерь электроэнергии.

 

2. Методы расчета потерь  электроэнергии

2.1 Методы расчета потерь  электроэнергии для различных  сетей

 

Точное определение потерь за интервал времени Т возможно при  известных параметрах R и ΔРх и  функций времени I (t) и U (t) на всем интервале. Параметры R и ΔРх обычно известны, и в расчетах их считают постоянными [2]. Но при этом сопротивление проводника зависит от температуры.

 

Информация о режимных параметрах I (t) и U (t) имеется обычно лишь для дней контрольных замеров. На большинстве подстанций без обслуживающего персонала они регистрируются 3 раза за контрольные сутки. Эта информация является неполной и ограничено достоверной, так как замеры проводятся аппаратурой  с определенным классом точности и не одновременно на всех подстанциях.

 

 

 

Расчет потребности в  электроэнергии

 

 

 

Расход электрической  энергии, используемой потребителями,

определяется по формуле:

 

W = Pпотр. x t x T (кВтч)

 

где:

W - расход электроэнергии, кВтч

Pпотр. - потребляемая мощность

t - время работы электроприемников в течение одних суток, час

T - период работы потребителя, суток

Потребляемая мощность подсчитывается по формуле:

 

Pпотр. = Pуст. х Кс (кВт)

 

где:

Pуст. - суммарная (общая) установленная мощность, кВт

Кс - коэффициент спроса, зависит  от количества, загрузки, групп электроприемников. Значения коэффициента принимаются  исходя из опыта эксплуатации, справочных материалов.

Электроэнергия используется во всех областях жизнедеятельности  человека, и ее экономия возможна во всех этих областях.

Простейшие мероприятия  по экономии электроэнергии

должны подсказываться сознанием  человека там, где он находится, например, выключить освещение или другие приемники энергии, где их работа в данное время не нужна.

Возможна экономия не прямым воздействием на приемники энергии, а косвенными мерами. Большое значение для экономии топлива и электроэнергии имеет утепление жилищ и мест работы человека, так как при этом экономится расход тепла, а значит, и топлива, которое используется для выработки большей части  электроэнергии, и экономится электроэнергия непосредственно, так как при  понижении температуры стараются  применить разные электронагреватели. Как известно, для поддержания  нормальной температуры в помещении  не обязательно его отапливать, а  достаточно ограничить теплоотвод так, чтобы сохранялось тепло, выделяемое различными электрическими приборами, например, лампочками, холодильниками, телевизорами и т. д. и телом человека. Утепление помещений должно начинаться при строительстве путем уплотнения стыков панелей и установки теплоизолирующих прокладок в стенах, уплотнения окон и дверей, и продолжаться людьми, живущими в помещениях. Результаты в этом деле получаются всегда ощутимые, например, в мире имеются дома, не требующие специального отопления  в условиях Севера.