Потеря электроэнергии в электрических сетях

       До какого-то определённого времени необходимость расчёта технологических потерь в линии электропередач, принадлежащей СНТ, как юридическому лицу, или садоводам, имеющим садовые участки в границах какого-либо СНТ, была не нужна. Правление даже не задумывалось об этом. Однако дотошные садоводы или, скорее, сомневающиеся, заставили ещё раз бросить все силы на способы вычисления потерь электроэнергии вЛЭП. Самый простой путь, безусловно – это тупое обращение в компетентную компанию, то бишь, электроснабжающую или мелкую фирмочку, которые и смогут рассчитать для садоводов технологические потери в их сети. Сканирование Интернета позволило разыскать несколько методик расчёта энергопотерь во внутренней линии электропередач применительно к любому СНТ. Их анализ и разбор необходимых значений для вычисления конечного результата позволил отбросить те из них, которые предполагали замер специальных параметров в сети с помощью специального оборудования.

         Предлагаемая Вам для использования в садоводческом товариществе методика основана на знании основ передачи электроэнергии по проводам базового школьного курса физики. При её создании были использованы нормы приказа Минпромэнерго РФ № 21 от 03.02.2005 г. “Методика расчёта нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях”, а также книга Ю.С Железко, А.В Артемьева, О.В. Савченко “Расчёт, анализ и нормирование потерь элекроэнергии в электрических сетях”, Москва, ЗАО “Издательство НЦЭНАС”, 2008.

        Основа для рассматриваемого ниже расчёта технологических потерь в сети взята вот отсюда Методика расчёта потерь Ратуша А. Вы можете воспользоваться ею, изложенной далее. Разница у них в том, что здесь на сайте мы вместе разберём упрощенную методику, которая на простом, вполне реально существующем ТСН «Простор», поможет понять сам принцип применения формул и порядок подстановки в них значений. Далее Вы сможете самостоятельно рассчитать потери для своей существующей в ТСН электросети с любой конфигурацией и сложностью. Т.е. страница адаптирована к ТСН.

                                               Исходные условия для расчётов.

=    В линии электропередач используется провод СИП-50, СИП-25, СИП-16 и немного А-35 (алюминиевый, сечением 35мм², открытый без изоляции);

=    Для простоты расчёта возьмём усреднённое значение, провод А-35.

       У нас  в садоводческом товариществе провода разного сечения, что чаще всего и бывает. Кто хочет, разобравшись с принципами расчётов, сможет посчитать потери для всех линий с разным сечением, т.к. сама методика предполагает производство расчёта потерь электроэнергии для одного провода, не 3 фаз сразу, а именно одного (одной фазы).

=    Потери в трансформаторе (трансформаторах) не учитываются, т.к. общий счётчик потребляемой электроэнергии установлен после трансформатора;

=    Потери трансформатора и подключения к высоковольтной линии нам рассчитала энергоснабжающая организация «Саратовэнерго» а именно РЭС Саратовского района, в поселке «Тепличный». Они составили в среднем (4,97%) 203 кВт.ч в месяц.

=    Расчёт производится для выведения максимальной величины потерь электроэнергии;

      Произведённые расчёты для максимального потребления помогут перекрыть те технологические потери, к-е не учтены в методике, но, тем не менее, всегда присутствуют. Эти потери достаточно сложно вычислить. Но, так как, они, всё-таки, не так значительны, то ими можно пренебречь.

=    Суммарная присоединённая мощность в СНТ достаточна для обеспечения максимальной мощности потребления;

        Исходим из того, что при условии включения всеми садоводами своих выделенных каждому мощностей, в сети не происходит снижения напряжения и выделенной электро снабжающей организацией электрической мощности достаточно, чтобы не сгорели предохранители или не выбило автоматы защитного отключения. Выделенная электрическая мощность обязательно прописана вДоговоре электроснабжения.

=    Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ – 49000 кВт/ч;

        Дело в том, что, если суммарно садоводы и электроустановки СНТ превышают выделяемое на всех количество электроэнергии, то соответственно расчёт технологических потерь должен уточняться для другого количества потребленных кВт/ч. Чем больше СНТ съест электроэнергии, тем больше будут и потери. Корректировка расчётов в этом случае необходима для уточнения величины платежа за технологические потери во внутренней сети, и последующего утверждения её на общем собрании.

=    К электрической сети, через 3 одинаковых по параметрам фидера (длина, марка провода (А-35), электрическая нагрузка), подключено 33 участка (домов).

       Т.е. к распределительному щиту СНТ, где расположен общий трёхфазный счётчик, подключены 3 провода (3 фазы) и один нулевой провод. Соответственно к каждой фазе подключены равномерно по 11 домов садоводов, всего 33 домов.

=    Длина линии электропередач в СНТ составляет 800 м..

  1.                     Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.

     Для расчёта потерь используется следующая формула:

                                         ΔW = 9,3 . . (1 + tg²φ)·Kф²·K.L

                                                           Д                     F

ΔW – потери электроэнергии в кВт/ч;

W – электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 49000 кВт/ч или 49х106Вт/ч);

Кф – коэффициент формы графика нагрузки;

КL – коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 – для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 11 домов садоводов);

L – длина линии в километрах ( в нашем примере 0,8 км);

tgφ – коэффициент реактивной мощности (0,6);

F – сечение провода в мм²;

Д – период в днях (в формуле используем период 365 дней);

Кф² – коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:

Kф² = (1 + 2Кз)                  3Kз

где Кз – коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение – 0,3; тогда: Kф² = 1,78.

Расчёт потерь по  формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 0,8 километра.

Считаем, что общая нагрузка равномерно распределена по линиям внутри фидера. Т.е. годовое потребление по одной линии фидера равно 1/3 от общего потребления.

Тогда:    Wсум. = 3 * ΔW в линии.

Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 49000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 49000 / 3 = 16300 кВт/ч или16,3·106Вт/ч – именно в таком виде значение присутствует в формуле.

ΔWлинии=9,3 . 16,3²·106 .    (1+0,6²)·1,78·0,37 . 0,8 =                            365                         35

ΔWлинии= 140,8 кВт/ч

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔWсум. = 3 х 140,8 = 422,4 кВт/ч.

 

  1.                               Учёт потерь на вводе в дома.

         При условии, что все приборы учета потребляемой энергии размещены на опорах ЛЭП, то длина провода от точки присоединения линии, принадлежащей садоводу до его индивидуального прибора учёта составит всего 6 метров (общая длина опоры 9 метров).

Сопротивление провода СИП-16 (самонесущий изолированный провод, сечением 16 мм²) на 6 метров длины составляет всего R = 0,02ом.

Pввода= 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).

Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт: Iввода = Pввода/220 = 4000Вт / 220в = 18 (А).

Тогда: dPввода = I² x Rввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт – потери за 1 час при нагрузке.

Тогда суммарные потери за год в линии одного подключённого садовода: dWввода = dPввода x Д (часов в год) х Кисп.макс. нагрузки = 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Вт/ч (17,029 кВт/ч).

Тогда суммарные потери в линиях 33 подключённых садоводов за год составят: dWввода = 33 х 17,029 кВт/ч = 561,96 кВт/ч

  1.                                Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

ΔWсум. итог = 561,96 + 422,4 = 984,36 кВт/ч

ΔWсум.%= ΔWсум / Wсум x 100%= 984,36/49000 х 100%= 2%

Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 0,8 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 33 домами, при общем потреблении 49000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 2%

Содержание

Приложение 1 (справочное)

Извлечение из типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции (из приложения 3 к типовой инструкции)

Номенклатура включает расход электроэнергии на следующие цели:

— обогрев, освещение, вентиляция помещений (ЗРУ; проходная);

— зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

— освещение территории;

— питание оперативных цепей и цепей управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

— обогрев ячеек КРУН (с аппаратурой релейной защиты, автоматики телемеханики, счетчиками, приводами масляных выключателей);

— небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

— дренажные насосы, мелкие станки, приспособления.

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на хозяйственные нужды электрических сетей (из приложения 4 к типовой инструкции)

В номенклатуру входит расход электроэнергии на следующие объекты и виды работ:

— ремонтные, механические и столярные мастерские;

— масляное хозяйство;

— автохозяйство (база механизации);

— учебные полигоны;

— склады оборудования и материалов;

— административные здания предприятий электрических сетей, помещения различного назначения (учебные кабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, специализированные лаборатории, убежища);

— монтажные наладочные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительный ремонты зданий и оборудования, выполняемые персоналом электросетей; те же работы, выполняемые подрядными организациями, если по условиям договора с подрядчиком сетевое предприятие принимает на себя необходимый при выполнении этих работ расход электроэнергии.

Определение эффективности

Единственным нормативным документом, в котором представлены способы определения эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии, является вышеупомянутая Инструкция, но в ней рассмотрен расчет эффективности только по некоторым мероприятиям, что существенно осложняет задачу достоверного планирования эффективности всего комплекса мероприятий. В частности, определение эффекта от реализации мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (а для многих компаний это наиболее актуальная на сегодня группа мероприятий) в Инструкции не рассмотрено.

В таких условиях эффективность некоторых мероприятий приходится определять опытным путем или весьма условными приближенными расчетами. Например, по довольно простой формуле:

WЭФФ = ΔW1 — ΔW2, (1)

где WЭФФ — эффект от реализации мероприятия за определенный период времени (месяц, год); ΔW1 — потери электроэнергии до реализации мероприятия; ΔW2 — потери электроэнергии после реализации мероприятия.

Безусловно, формула (1) работает только для конкретного сетевого предприятия с его спецификой и с учетом того, что на изменение потерь в рассматриваемом периоде могли оказать влияние и другие факторы, которые также надо принимать во внимание. Кроме того, применение этой формулы возможно только по прошествии хотя бы минимального периода времени после реализации мероприятия, а основные сложности как раз заключаются в достоверном определении эффективности на стадии планирования

Кроме того, применение этой формулы возможно только по прошествии хотя бы минимального периода времени после реализации мероприятия, а основные сложности как раз заключаются в достоверном определении эффективности на стадии планирования.

Еще одним важным моментом является структурная составляющая потерь, на снижение которой влияет реализация того или иного мероприятия. Автором предлагается разбивка мероприятий из Инструкции и Порядка именно по данному признаку (рис. 2).

image

В таком случае все мероприятия можно условно распределить на пять групп:

  • группа 1: мероприятия, реализация которых приводит к снижению технических потерь электроэнергии;
  • группа 2: мероприятия, реализация которых приводит к снижению потерь, обусловленных допустимыми погрешностями приборов учета;
  • группа 3: мероприятия, реализация которых приводит к снижению коммерческих потерь электроэнергии;
  • группа 4: мероприятия, реализация которых приводит к снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии;
  • группа 5: мероприятия, реализация которых приводит к снижению коммерческих потерь и потерь, обусловленных допустимыми погрешностями приборов учета.

Еще раз можно подчеркнуть, что такое деление условно, но оно имеет право на существование.

Для сетевых компаний с существенной долей сетей 10-0,38 кВ и большим количеством абонентов категорий «население» и «непромышленные потребители» наибольший эффект приносит реализация некоторых мероприятий группы 3, а также всех мероприятий групп 4 и 5.

Для компаний с преобладающей долей сетей от 35 кВ и выше наиболее актуальными следует считать мероприятия групп 1 и 2, а также частично группы 5.

Для сетевых организаций с протяженными замкнутыми сетями высокого напряжения, осуществляющих существенный транзит электроэнергии, особую важность представляют мероприятия группы 1

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, Wтр, количество активной энергии, поступившей в абонентские трансформаторы Wтр.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;

ΔРх.х.i, ΔРк.з.i — потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт;

Kзкоэффициент загрузки трансформатора в период годового максимума, определяемый как

(12)

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

Iср.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:

image

(14)

где Uтр.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 Wтрколичество электроэнергии поступившей в силовые трансформаторы, кВт∙ч:

(17)

Приложение 3

Коэффициент неравномерности нагрузки фаз Kн2в сетях 0,4 кВ

K2

K1

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

1,5

1,504

1,52

1,547

1,594

1,667

1,776

1,935

2,167

2,504

3,0

0,1

1,37

1,365

1,37

1,389

1,422

1,476

1,56

1,684

1,684

2,125

0,2

1,25

1,258

1,26

1,271

1,296

1,339

1,406

1,507

1,658

0,3

1,16

1,168

1,177

1,185

1,205

1,241

1,298

1,383

0,4

1,12

1,117

1,116

1,122

1,14

1,172

1,222

0,5

1,08

1,078

1,072

1,078

1,095

1,125

0,6

1,05

1,042

1,042

1,049

1,066

0,7

1,024

1,021

1,022

1,031

0,8

1,01

1,008

1,012

0,9

1,002

1,002

1,0

1,0

Коэффициенты

где Iа — ток наиболее загруженной фазы, Iс — ток наименее загруженной фазы (K1> K2).

Приложение 5 (к п. 24)

Пример расчета эффективности мероприятий от выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВ

Номер рубильника

До проведения выравнивания нагрузки фаз

ток в фазах, А

средний ток Iср

потери напряжения, ΔU, В

число максимальных потерь, τ, ч

коэффициент несимметрии

Kн2

коэффициент дополнительных потерь Kд.п

потери электроэнергии в линии ΔA1, кВт·ч

Iа

Iв

Iс

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

11

18

20

16,3

2,35

5650

1,042

1,105

322,9

2

65

29

56

50

14

5650

1,078

1,183

6316

3

18

16

20

18

1,79

5650

1,008

1,03

253

4

36

55

46

45,7

5,5

5650

1,022

1,088

2085

5

60

30

60

50

6,8

2650

1,08

1,2

1460

6

15

48

5

22,7

5

4550

1,684

2,71

1889

7

10

13

70

31

20,6

4550

1,684

4,56

17887

Итого

30214

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

16

18

15

16,3

2,35

5650

1,002

1,005

218

2

49

45

56

50

14

5650

1,008

1,025

5446

3

18

18

18

18

1,79

5650

1

1

246

4

40

51

46

45,7

5,5

5650

1,002

1,008

1932

5

50

50

50

50

6,8

2650

1

1

1171

6

25

25

18

22,7

5

4550

1,073

1,16

823

7

31

28

34

31

20,6

4550

1,022

1,11

4354

Итого

14190

Потери при передаче электроэнергииАдминистрация2019-05-17T10:15:02+03:00

В упрощенном понимании любую электрическую сеть представляют как минимум три компоненты:

  • источник электроэнергии (генератор электростанции);
  • потребитель электроэнергии (любое электрооборудование);
  • линия электропередачи (сеть проводов, соединяющих источник с потребителем).

Абстрагируясь от этой идеальной схемы, представим сотни, а то и тысячи километров проводов, десятки подстанций и сложное технологическое оборудование которые представляют собой связующее звено между первыми двумя участниками сети. На каждом из звеньев этой сложной цепочки неизбежно возникают нецелевые затраты выраженные в потерях электроэнергии. Таким образом, мы подходим к определению потерь, которые представляют собой разницу отпущенной электроэнергии потребителям и фактическим количеством переданной электроэнергии. Перед поставщиками электроэнергии стоит задача снижения потерь до экономически обоснованного уровня, не превышающего нормативы потерь.

Категории потерь

Потери электроэнергии имеют различную природу, они бывают вызваны как физическими явлениями, что характерно для нормативных технологических потерь и зависеть от человеческого фактора при хищениях электроэнергии. Итак, все потери можно разделить на три категории:

  • группу технологических потерь;
  • производственные расходы на передачу электроэнергии;
  • категорию коммерческой потери.

Технологические потери – самая обширная категория, имеющая максимальный удельный вес в общем объеме потерь. Данную категорию представляют потери, связанные с передачей производителями электроэнергии своей продукции посредством воздушных линий (ЛЭП). Основными ее составляющими являются нагрузочные потери и потери за счет образования коронных разрядов, на которые уходит более 80% всех потерь, остальные 20% приходятся на потери в остальном технологическом оборудовании (потери трансформаторов напряжения, потери холостого хода и т.д.).

Причинами таких потерь можно назвать:

  • высокие нагрузочные токи и сопротивление проводов ЛЭП, с целью снижения затрат напряжение длинных линий повышается до сотен киловольт (с пропорциональным снижением тока);
  • условно-постоянные расходы (затраты на холостую работу силового оборудования, борьбу с реактивными нагрузками и пр.);
  • климатические условия (потери на коронных разрядах, затраты на оттаивание обледенелых проводов).

Вторая категория потерь характеризуется расходом электроэнергии, необходимой для питания технологического оборудования подстанций, удовлетворения нужд персонала. Учет такого потребления электроэнергии ведется с помощью специальных учетных приборов.

Причинами коммерческих потерь зачастую бывают:

  • погрешности расчетов;
  • ошибки в тарифах по отпуску электроэнергии;
  • погрешности показаний приборов учета;
  • хищение электроэнергии.

Для выявления причин и снижения нецелевых затрат, поиска источников экономии и выявления скрытых резервов периодически производятся расчеты нормативов потерь.

Компенсация потерь зависит от их категории. Для первых двух случаев (технологические потери и производственные издержки) оплата потерь ложится на плечи потребителя электроэнергии путем корректировки тарифов. В случае превышения нормативов коммерческих потерь, последние негативным образом отражаются на прибыли поставщика электроэнергии. Не случайно предприятия поставляющие электроэнергию ведут контроль над несанкционированными подключениями, содержат штаты контролирующих подразделений, внедряют системы автоматического сбора и обработки данных.

Смотрите также другие статьи :

Измерение качества электрической энергии

Любые электроприборы и оборудование разрабатываются для работы в определенных условиях. Все составные элементы предусматривают характеристики, способные производить оптимальную полезность и отдачу при определенных параметрах поступающего тока.

Подробнее…

Дефекты и нарушения в электроустановках и на объектах

В данной статье будут описаны основные дефекты и нарушения в электроустановках и на объектах, а также ссылки на нормативные документы, пояснения чем тот или иной дефект опасен или к чему может привести.

Подробнее…

Для чтения документа выберите интересующий Вас раздел.

Оглавление

I. Введение

II. Основные принципы организации энергосбережения

2.1 Актуальность энергосбережения в РФ на современном этапе

2.2 История государственной политики Российской Федерации в области энергосбережения

2.3 Федеральный закон «Об энергосбережении»

2.4 Системный подход и программно-целевой метод в управлении энергосбережением

2.5 Анализ предыдущих программ энергосбережения с точки зрения системного подхода

2.6 Объект исследования и участники процесса энергосбережения в муниципальном образовании

2.7 Программа энергосбережения муниципальных образований

2.7.1. Цели программы

2.7.2. Управление Программой

2.7.3. Организация разработки программ

2.7.4. Разработка индикаторов, мониторинг выполнения, анализ, корректировка Программ

2.8. Методы поддержки инвестиционных процессов

III. Задачи органов государственной власти

3.1. Общие принципы организации управления энергосбережением в Российской Федерации

3.2. Полномочия органов государственной власти

3.3. Правовое регулирование

3.4. Административное регулирование

3.5. Контрольное (надзорное) регулирование

3.6. Общественное регулирование

3.7. Экономическое регулирование

3.8. Налоговое регулирование

3.9. Тарифное регулирование

3.10. Участие в акционерных обществах

IV. Повышение эффективности систем энергоснабжения

4.1 Оценка эффективности существующих систем

Введение к пункту 4.1 “Оценка эффективности существующих систем”

4.1.1 Показатели эффективности

4.1.2. Топливно-энергетические балансы

4.1.3. Организация энергоаудита

4.2. Энергоисточники

Введение к пункту 4.2. “Энергоисточники”

4.2.1. Оптимизация тепловых нагрузок

4.2.2. Улучшение структуры источников

4.2.3. Централизованное и децентрализованное теплоснабжение

4.3. Электрические сети

4.3.1. Кольцевание сетей

4.3.2. Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в распределительных сетях

4.4. Тепловые сети

4.4.1. Специфика теплоснабжения

4.4.2. Фактические нагрузки и потери

4.4.3. Методы снижения потерь в тепловых сетях

4.4.4. Типовые повреждения трубопроводов тепловых сетей

4.4.5. Программа повышения надежности тепловых сетей

4.4.6. Особенности применения трубопроводов тепловых сетей в ППУ-изоляции

4.4.7. Наладка систем теплоснабжения

4.4.8. Оптимальные радиусы теплоснабжения

4.4.9. Использование преимуществ тригенерации

4.4.10. Объединение теплосетей

V. Учет энергоресурсов и организация сбыта

5.1. Организация поквартирного учета

5.2. Учет сетевого газа

5.3. Учет количества твердого топлива

5.4. Учет тепловой энергии

5.5. Сбыт в теплоснабжении

5.6. Учет электроэнергии

5.7. Сбыт в электроснабжении

VI. Снижение потребности в энергоресурсах существующих потребителей

6.1. Основные направления энергосбережения в потреблении

6.2. Паспортизация потребителей энергоресурсов

6.3. Энергосбережение в многоквартирных жилых домах

6.3.1. Динамика электропотребления в жилом секторе

6.3.2. Динамика теплопотребления в жилом секторе

6.3.3. Пути повышения энергоэффективности в квартирах

6.3.4. Создание условий и стимулов по энергосбережению на общедомовом уровне

6.4. Реализация механизмов привлечения частных инвестиций на проведе-ние энергосберегающих мероприятий в жилищной сфере

6.5. Мониторинг энергопотребления в жилищно-коммунальной сфере

6.6. Энергосбережение в бюджетной сфере

6.7. Энергосбережение в промышленности

6.8. Снижение энергопотребления «прочих» потребителей

VII. Снижение потребности в дополнительных энергоресурсах при развитии поселений

7.1. Использование тепловой высвобожденной мощности для обеспечения энергоснабжения новых потребителей

7.2 Необходимость энергетического планирования

7.3. Методы энергетического планирования в условиях неопределенности застройки

7.4. Недостатки существующих схем энергоснабжения. Результаты неэффективного планирования

7.5. Требования к схемам энергоснабжения

7.6. Требования к эффективности энергоисточников

7.7. Требования к эффективности систем транспорта тепловой энергии

7.8. Требования к энергоэффективности энергоустановок потребителей

7.9. Требования к энергоэффективности зданий

VIII. Использование возобновляемых энергоресурсов

IX. Снижение потребляемой электрической мощности

Введение к пункту IX. “Снижение потребляемой электрической мощности”

9.1. Регулирование нагрузки

9.2. Мониторинг электропотребления и мощности

9.3. Использование собственных источников электроэнергии потребителей

9.4. Энергосбережение в системах наружного освещения и световой рекламы

9.5. Энергосбережение в магазинах и торговых центрах

9.6. Компенсация реактивной мощности у потребителей

9.6.1. Классификация потерь в сети

9.6.2. Компенсация реактивной мощности. Общие сведения

9.6.3. Особенности компенсации реактивной мощности у непромышленного потребителя

9.6.4. Выводы и предложения

9.7. Многотарифный учет электропотребления

9.8. Разработка механизма функционирования рынка высвобождаемой электрической мощности

Введение к пункту 9.8. “Разработка механизма функционирования рынка высвобождаемой электрической мощности”

9.8.1. Юридическое исследование оборота электрической мощности как от-дельного вида товара на розничном рынке электрической энергии

9.8.2. Введение механизма перераспределения электрической мощности, как аналога обороту электрической мощности на розничном рынке электрической энергии Российской Федерации

9.8.3. Варианты технического перераспределения электрической мощности

9.9. Снижение потребления электрической энергии для термических целей

X. Пропаганда и обучение энергосбережению

10.1. Законодательное и правовое обеспечение пропаганды

10.2. Механизмы пропаганды энергосбережения

10.3. Пропаганда энергосбережения для населения

10.4. Информационно-разъяснительная деятельность

10.5. Обучение, повышение квалификации, подготовка кадров

10.6. Пропаганда энергосбережения для бюджетной сферы

10.7. Пропаганда энергосбережения в промышленности

ПРИЛОЖЕНИЯ

1. Определения

2. Результаты обработки форм статистической отчетности и опросных листов

3. Первоочередные мероприятия и технологии энергосбережения

4. НИОКР

5. Список используемой литературы

Обсудить в форуме

  • архив.zip(2,3 Мб)

Стратегия повышения энергоэффективности коммунальной инфраструктуры Российской Федерации. Версия №2 от 12 декабря 2007 г

  • Реферат
  • Cкачать архив.zip(14 Мб)

Стратегия повышения энергоэффективности коммунальной инфраструктуры Российской Федерации. Версия №1 от 26 ноября 2007 г.

  • Cкачать архив.zip(1 Мб)

Еще по теме: Энергосберегающие технологии и методы перейти в раздел

Личный кабинет image 8(351)733-08-57 Адреса и телефоны расчетно-информационных групп –> О компании Реквизиты компании Лучшие потребители года Общая информация о компании Лицензии и свидетельства ЭСК – Гарантирующий поставщик Награды компании Информационные технологии Органы управления Объявления Вакансии Книга памяти Акционерам и инвесторам Существенные события (сообщения о существенных фактах) Документация Отчетность Информация для акционеров Потребителям Юридическим лицам Населению Сетевым компаниям Нормативная база Требования к средствам учета электроэнергии Требования к местам установки приборов учета Стандарт обслуживания клиентов Пресс-центр Новости Контакты Публикации в СМИ Видео «Вестник ЧЭС» Сотрудникам Интернет-приемная Ответы на вопросы бытовых абонентов Ответы на вопросы юридических лиц Приём обращений Чат-боты image

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии.

image

image

Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной Приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008 № 326.

Оцените статью
Рейтинг автора
4,8
Материал подготовил
Максим Коновалов
Наш эксперт
Написано статей
127
А как считаете Вы?
Напишите в комментариях, что вы думаете – согласны
ли со статьей или есть что добавить?
Добавить комментарий