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 + 2РкTp, (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;

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

= Iср / Iном, (2)

* Коэффициент в можно определить и по другой формуле:

где cos – 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: