Новости Электротехники 1(121)-2(122) 2020





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №3 (81) 2013 год     

Энергосбережение

Валерий Овсейчук,
д.э.н., профессор, заслуженный энергетик СНГ, главный эксперт ЗАО ПКФ «СКАФ», г. Москва

В соответствии с Федеральным законом № 35-ФЗ от 26.03.2003 «Об электроэнергетике» одним из показателей энергоэффективности служит надежность электроснабжения. Она характеризуется снижением доли ущерба от перерывов в электроснабжении в валовом внутреннем продукте.
В нашем журнале Валерий Александрович Овсейчук уже рассматривал различные аспекты надежности электроснабжения [1, 2]. В нынешней публикации он анализирует ситуацию, сложившуюся сегодня в Единой энергосистеме России, и предлагает необходимые на данном этапе мероприятия по повышению надежности ее работы и качества электроэнергии.

НАДЕЖНОСТЬ И КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Обоснование нормирования

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ

Надежность электроснабжения ЕЭС России (рис. 1) зависит от:

  • надежности поставки электроэнергии в пункты питания распределительных электрических сетей;
  • надежности самих распределительных сетей общего пользования;
  • надежности технологических схем электроснабжения конкретных потребителей.

Рис. 1. Иерархические уровни надежности Единой электроэнергетической системы России

Системная надежность

Под ней подразумевается способность ЭЭС (электроэнергетической системы) выполнять функции по производству, передаче, распределению электроэнергии и электроснабжению потребителей на оптовом рынке электроэнергии в требуемом количестве и нормируемого качества путем технологического взаимодействия генерирующих установок, магистральных электрических сетей 220–1150 кВ, Системного оператора (СО ЕЭС), региональных электросетевых компаний и крупных потребителей.

Необходимо удовлетворять в любой момент общий спрос на электроэнергию; противостоять возмущениям, вызванным отказами элементов ЭЭС, включая каскадное развитие аварий и наступление форс-мажорных обстоятельств; восстанавливать свои функции после их нарушения.

Электросетевая надежность

То же самое, но только путем технологического взаимодействия региональных генерирующих установок, центров питания магистральных электрических сетей, региональных филиалов (РДУ) СО ЕЭС, распределительных электрических сетей 110–0,38 кВ и розничных потребителей.

Требуется обеспечить поставку заявленной потребителем электроэнергии в соответствии с договором электроснабжения при выполнении потребителем всех договорных технических условий и коммерческих обязательств, а также при соблюдении поставщиком установленных договорными отношениями с потребителем и магистральными электрическими сетями технических условий поставки в отношении качественных и количественных показателей надежности и качества поставляемой электроэнергии (мощности).

НОРМАТИВЫ НАДЕЖНОСТИ

Иерархические уровни надежности внешнего электроснабжения ЭЭС взаимоувязаны с надежностью внутренней (технологической) сети потребителей.

Из рис. 1 следует, что в электроэнергетике необходимо выстраивание системы технических и экономических взаимоотношений «по надежности» между субъектами рынка электроэнергии (генерация, магистральные системообразующие сети, региональные распределительные сети, технологические электрические сети потребителей) с конкретизацией требований и ответственности за их выполнение. Это требует наличия корректных схемно-технических и технико-экономических методов расчета надежности, которые позволяют автоматизированно рассчитывать интегральные показатели уровня надежности сети на любом иерархическом уровне ЭЭС, технико-экономически оценивать уровень надежности и обосновывать требуемый уровень надежности на перспективу.

Правительство РФ распоряжением № 1715-р от 13.11.2009 утвердило Энергетическую стратегию России на период до 2030 года, согласно которой поставлена задача повысить вероятность бездефицитной работы ЭЭС с Р = 0,996 до 0,9997 и приблизить этот показатель к зарубежным нормативам надежности. Наши расчеты показали, что современный уровень надежности ряда энергосистем России находится в диапазоне 0,95–0,97, что ниже норматива 0,996. Поэтому переход на норматив надежности, предусмотренный Энергетической стратегией России, даже в отдаленной перспективе требует больших инвестиций в развитие и повышение надежности всех компонентов ЭЭС.

Постановлением Правительства РФ № 442 от 04.05.2012 установлена допустимая продолжительность перерыва в электроснабжении всех категорий потребителей в размере 72 час/год. Это соответствует Р = 0,9918, что в два раза ниже (по длительности перерыва в электроснабжении) базового уровня в 0,996 и в восемь раз ниже вероятности бездефицитной работы энергосистем России в 2013–2015 гг., принятой в Энергетической стратегии России до 2030 г.

Рассмотрим проблему обеспечения надежности электроснабжения потребителей с позиции функциональной структуры электроэнергетики (рис. 1). Заданы современный уровень надежности ЭЭС в размере 0,996 (перерыв в электроснабжении 35 час/год) и требуемый контрольный уровень надежности на 2013–2015 гг. 0,999 (перерыв в электроснабжении 8,8 час/год). Эти директивные уровни надежности относятся в целом к ЭЭС. Для простоты примем их на уровне генерации.

Из приведенных директивных показателей бездефицитной работы ЭЭС следует, что для сокращения перерывов в электроснабжении даже на уровне генерации с 35 час/год до 8,8 час/год необходимы, очевидно, существенные инвестиции.

Далее, если двигаться по иерархической системе электроснабжения от генерации до потребителя, при допускаемом увеличении перерыва в электроснабжении у потребителя 72 час/год расчетный допустимый перерыв электроснабжения в электрических сетях электроэнергетики всех уровней составит не более 37 час/год (72 час/год минус 35 час/год у генерации). Следовательно, для любых ЭЭС, с учетом заданных директивных нормативов надежности, нужно уметь рассчитывать показатели существующей схемно-технической надежности электрических сетей любых уровней и планировать повышение их надежности на перспективу, предусматривая необходимые вложения в инвестиционную программу развития сетей.

Расчеты профессора В.А. Непомнящего показали, что для повышения уровня надежности с базового 0,996 до перспективного 0,9997 требуется увеличить вложения в развитие ЭЭС с 3,95 до 10,97 млн рублей на мегаватт нагрузки при структуре инвестиций в повышение надежности: генерация – более 90%, магистральные и распределительные сети – около 10% [3].

НЕОБХОДИМЫЕ ДЕЙСТВИЯ

Для выполнения требований Энергетической стратегии России по обеспечению ключевых показателей бездефицитной работы ЭЭС по периодам развития до 2030 г. необходимы:

  1. систематическая оценка (один раз в три-пять лет) уровня надежности электроснабжения по регионам;
  2. обоснование и расчет оптимального (экономически обоснованного) нормативного уровня надежности электроэнергетики регионов и отдельных крупных потребителей (оптимальным является уровень, при котором вложения в усиление надежности электроэнергетики не выше расчетного вероятного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям);
  3. разработка технических мероприятий и их учет в инвестиционных программах (в том числе для целей тарифного регулирования) по обеспечению нормативного уровня надежности электроэнергетики (по регионам) и последующий мониторинг мероприятий по достижению и поддержанию экономически обоснованного оптимального уровня надежности. Методики и соответствующие программные продукты, опыт выполнения этих работ имеются [4–7].

НЕДОСТАТКИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

Методические указания (МУ) Минэнерго России (Приказ № 296 от 29.06.2010) по расчету уровня надежности и качества менеджмента или услуг (не качества электроэнергии как товара) территориальных сетевых организаций не могут применяться для комплексной оценки технического уровня надежности и качества поставляемой потребителям электроэнергии.

МУ не учитывают экономические потери (вероятные ущербы в экономике) от ненадежности электроснабжения или при отклонениях показателей качества электроэнергии от норм национального стандарта России (ГОСТ 13109-97 и ГОСТ Р 54149-2010). При разработке МУ неудачно использован (переведен) зарубежный термин «качество обслуживания потребителей электроэнергией», в котором в понятие «качество обслуживания» включаются: надежность электроснабжения, качество электрической энергии, обеспечение потребителя информацией о выборе экономически обоснованного тарифа на электроэнергию.

Поэтому в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 31.12.2009 № 1220 (п. 9), необходимо было внести существенные изменения в МУ в части экономически обоснованного определения показателей надежности электроснабжения и качества поставляемой потребителям электроэнергии.

Прошло более трех лет с момента выхода вышеуказанного Постановления Правительства РФ. Но никакие предложения и корректировка в МУ по экономически обоснованному определению показателей надежности и качества поставляемой потребителям электроэнергии не вносились, несмотря на то, что указанные МУ не могут использоваться по причине их непригодности для комплексного экономического обоснования инвестиций в повышение надежности электроснабжения.

ДЕВАЛЬВАЦИЯ ТРЕБОВАНИЙ К НАДЕЖНОСТИ

Следует дать комментарии к «девальвации» или «отрицательной эволюции» в нормативных документах в части требований по обеспечению надежности электроснабжения потребителей I и II категории.

  1. В доперестроечный (до 1990 г.) период к городским электроприемникам I категории общественно-коммунального характера, с точки зрения последствий внезапного прекращения подачи электроэнергии и возникновения опасности для жизни людей, прекращения работы особо важных элементов городского хозяйства (радиостанции, узлы связи, насосные водопроводы и канализации, объекты с массовым скоплением людей, лечебные учреждения и др.) относились группы потребителей с общей нагрузкой более 10 МВА. В настоящее время эта классификация потребителей в городах из действующих нормативных документов исключена (ПУЭ 7-го изд., Постановление Правительства РФ № 442).
  2. По ПУЭ 1985 г. допустимый перерыв в электроснабжении потребителей II категории не должен был превышать 1 сутки (24 часа) и определялся временем включения резервного питания действиями персонала или выездной бригады. Сейчас время перерыва в электроснабжении увеличено для всех категорий надежности электроснабжения до 72 часов!
  3. В Постановлении Правительства РФ № 442 искажено действующее в ПУЭ 1985 г. и в ПУЭ 2002 г. понятие (требование) наличия для электроприемников I и II категории «двух независимых взаимно резервирующих источников питания» (запись в ПУЭ). В Постановлении № 442 записано: «Для энергопринимающих устройств, отнесенных к первой и второй категории, должно быть обеспечено наличие независимых источников снабжения электрической энергией», то есть исключено слово «взаимно резервирующих», а это означает отсутствие возможности автоматического включения одного из источников питания при отключении другого. В условиях эксплуатации это может привести к чрезвычайным ситуациям и непоправимым последствиям, включая реальную угрозу для безопасности людей.
  4. Для потребителей I и II категории электроснабжения дополнительно, независимо от наличия резервных источников питания у сетевой компании, должно быть обеспечено наличие автономного резервного источника питания, который потребитель обязан поддерживать в готовности к использованию при возникновении внерегламентных отключений. Наличие автономного источника питания может как-то решить проблему при незначительной нагрузке резервирования (например, от нескольких сот киловатт до 1 МВт).

Приведенные комментарии к «девальвации» в современных документах требований к надежности электроснабжения отраслей экономики и социальной сферы, которую постоянно декларируют энергетики, свидетельствуют о необходимости профессионального обсуждения энергетической общественностью с участием Комитета по энергетике Госдумы и Министерства энергетики РФ этой проблемы и внесения необходимых изменений и поправок в действующие нормативные документы.

Особая миссия в отработке квалифицированных и профессиональных документов по обеспечению требований надежности электроснабжения и качества поставляемой потребителям электроэнергии принадлежит Министерству энергетики РФ как федеральному центру ответственности за развитие отрасли. Справедливости ради следует отметить, что Приказом министра энергетики РФ № 593 от 23.12.2009 была создана высококвалифицированная (26 докторов наук и академиков) Комиссия по разработке Концепции обеспечения надежности в электроэнергетике (далее – Концепция) [8].

Концепция была разработана, включая дорожную Карту ее реализации, в 2012 г., согласована со всеми сопричастными структурами и организациями и передана на утверждение новому руководству Минэнерго РФ. Однако до сих пор не принято решение об ее утверждении в качестве официального документа, ориентирующего электроэнергетику в современных рыночных условиях на обеспечение надежности электроснабжения отраслей экономики и социальной сферы России.

КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Нормативно-правовая база по экономической оценке качества поставляемой электроэнергии потребителям в России отсутствует, кроме общих фраз о необходимости соблюдать качество электроэнергии при ее поставке в соответствии с действующими стандартами (ГОСТ 13109-97 и ГОСТ Р54149-2010) и техническими регламентами.

В настоящее время имеется лишь один нормативный документ – Гражданский кодекс. Пункт 2 статьи 542 гласит: «В случае нарушения энергоснабжающей организацией требований, предъявляемых к качеству энергии, абонент вправе отказаться от оплаты такой энергии. При этом энергоснабжающая организация вправе требовать возмещения абонентом стоимости того, что абонент неосновательно сберег вследствие использования этой энергии».

Такая запись в ГК РФ не обеспечивает нормальных партнерских рыночных отношений при поставке электроэнергии потребителям согласно ГОСТ. Арбитражная практика показывает, что всякие заявления истца к ответчику (им может быть и энергоснабжающая организация, и потребитель) о принудительном включении в текст договора (электроснабжения) требований об учете качества электроэнергии с экономическими санкциями, против которых возражает другая сторона, в удовлетворении заявляемого требования о возмещении ущерба (любой из сторон) практически всегда отклоняется судами любой инстанции.

Таким образом, сегодня проблематично применение мер гражданско-правовой ответственности за ухудшение характеристик показателей качества электроэнергии (ПКЭ). Поэтому потребители, которые в силу тех или иных причин потребляют электроэнергию пониженного качества, компенсируют этот ущерб за счет увеличения себестоимости выпускаемой продукции или ухудшения показателей своей работы.

Необходимо отметить имевшийся положительный отечественный опыт в учете качества поставляемой потребителям электроэнергии. Вопрос взаимоотношений потребителей электрической энергии и энергоснабжающих организаций был определен в «Правилах пользования электрической энергией» (Приказ Минэнерго СССР № 310 от 06.12.1981 (в ред. Приказа Минтопэнерго № 2 от 10.01.2000). В п. 1.4.5 сказано: «При нарушении установленных планов и режимов потребления электрической энергии к потребителям применяются следующие меры воздействия (санкции) – потребитель уплачивает энергоснабжающей организации штраф в размере 25% стоимости электроэнергии пониженного качества», а Постановлением Совета Министров СССР № 929 от 30.07.1988, статья 10, устанавливалось, что энергоснабжающая организация уплачивает потребителям в случае подачи энергии пониженного качества (с отклонениями от установленных показателей сверх допускаемых) – штраф в размере 25% от стоимости такой энергии.

В целях поддержания качества электроэнергии на должном уровне Госкомцен СССР ввел с 1 января 1984 г. дополнительный прейскурант № 09-01-1980/11, в котором были установлены скидки с тарифа за снижение по вине электроснабжающей организации качества электроэнергии и надбавки к тарифу за снижение качества электроэнергии по вине потребителей.

Скидка или надбавка к тарифу по каждому ПКЭ определялась так (в %):

где Пф – фактическое значение ПКЭ в точке ее реализации;
Пд – значение ПКЭ, установленное в договоре за пользование электроэнергией;
Пн – нормированное значение ПКЭ, определенное в соответствии с ГОСТ 13109-67 (ГОСТ 13109-97), по которому нормировались следующие ПКЭ: отклонение частоты; отклонения напряжения; колебания частоты; колебания напряжения; несинусоидальность формы кривой напряжения; несимметрия напряжений основной частоты;
d – отношение количества электроэнергии, потребленной при отклонении от договорных условий, к общему потреблению электроэнергии за расчетный период.

Значения Пд, Пн, d определялись энергоснабжающей организацией по методике, утвержденной Минэнерго СССР.

К сожалению, вышеперечисленные нормативные документы, упорядочивающие отношения поставщиков и потребителей электроэнергии по показателям ее качества как товара, были отменены Приказами Минтопэнерго № 2 от 10.01.2000 и № 67 от 28.12.2000, а другие документы по этой проблеме не приняты до сих пор.

На современном этапе, по оценке профессора И.В. Жежеленко, ежегодный ущерб, связанный с низким качеством электроэнергии в России, составляет около 33–35 млрд долл. США/год [5]. Исходя из этого показателя и объемов потребления электроэнергии, была сделана оценка величины скидок (надбавок) в размере 12% к тарифу на электроэнергию за несоблюдение ПКЭ, которые могут на первом этапе рекомендоваться в договорах электроснабжения. Кроме того, в качестве единовременного размера штрафа за отпущенную (потребленную) электроэнергию с несоблюдением стандартов ПКЭ может рекомендоваться показатель 10% от стоимости отпущенной (потребленной) электроэнергии с показателями, не соответствующими (хотя бы по одному показателю, указанному в договоре электроснабжения) ГОСТ 13109-97 (ГОСТ Р 54149-2010) [5].

В развитых зарубежных странах соблюдение стандартов качества электроэнергии является безусловным как со стороны поставщиков, так и со стороны потребителей.

ВЫВОДЫ

Кроме проведения систематических схемно-технических расчетов надежности электроснабжения по обоснованию нормативных ключевых показателей надежности электроэнергетических систем по регионам и экономического обоснования инвестиционных программ развития электроэнергетики, учитывая остроту проблемы управления надежностью электроснабжения и качеством электроэнергии, необходимо разработать:

  1. Федеральный закон «О надежности и качестве электроснабжения потребителей» с комплексом системно дополняющих его документов.
  2. Нормативные документы (стандарты, регламенты), касающиеся надежности электроснабжения, качества электроэнергии на всех уровнях субъектов современной электроэнергетики, включая потребителей электроэнергии.
  3. Нормативно-правовые юридические документы, устанавливающие ответственность всех субъектов электроэнергетики за обеспечение надежности электроснабжения и качества электроэнергии, правила предъявления претензий в случае некачественного обслуживания потребителей, оценку ущербов от несоблюдения надежности и качества электроснабжения, экономическую оценку размеров компенсации потребителям за невыполнение обязательств о качественном обслуживании их поставщиками электроэнергии.
  4. Пакет документов по методикам, программам расчета экономических показателей для оценки надежности и качества электроснабжения потребителей, оценки ущербов от несоблюдения требований нормативных документов в этой сфере электроэнергетики.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Непомнящий В.А., Овсейчук В.А. Учет надежности электроснабжения при расчете тарифов // Новости ЭлетроТехники. 2010. № 4(64). С. 21–26.
  2. Овсейчук В.А. Обеспечение надежности электроснабжения в условиях рыночной экономики // Новости ЭлектроТехники. 2011. № 1(67), 2(68).
  3. Непомнящий В.А. Оптимизация распределения надежности по иерархическим уровням системы электроснабжения. М.: Надежность и безопасность энергетики. 2011. № 1, 2.
  4. Методика расчета цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности в электроэнергетике / Отчет ЗАО ПФК «СКАФ» по тендеру ФСТ России. М., 2006.
  5. Оптимизация надежности электрических сетей 110–35–10(6) кВ ОАО «Ленэнерго» на период до 2010–2015 гг. с расчетом тарифов по методике RAB / Отчет ЗАО ПФК «СКАФ». М., 2009.
  6. Методика оценки схемно-технической надежности технологических электрических сетей ОАО «РЖД» и электрических сетей внешнего электроснабжения для синхронизации инвестиционных программ ОАО «РЖД», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК» / Отчет ЗАО ПФК «СКАФ». М., 2012.
  7. Непомнящий В.А., Овсейчук В.А., Епифанцев С.Н. Надежность в задачах развития, управления и эксплуатации электроэнергетических систем и электрических сетей в условиях рыночных отношений (методы, модели и практика расчетов). М.: ИПК Госслужбы, 2010.
  8. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике / Руководитель Комиссии Минэнерго РФ по разработке Концепции – чл. корр. РАН, профессор, д.т.н. Воропай Н.И. М., 2011.




Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2020