Регулирование и оптимизация электропотребления

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Сибирский государственный индустриальный университет» кафедра ЭЭиПЭ Краткий конспект лекций по дисциплине Регулирование и оптимизация электропотребления составитель к.т.н., доцент Кузнецова Е.С. Новокузнецк 2021г. 1 Закон «Об электроэнергетике», входящий в правительственный пакет по реформированию электроэнергетики, устанавливает правовые основы экономических отношений в сфере электроэнергетики, определяет полномочия органов государственной власти по регулированию этих отношений, основные права и обязанности субъектов электроэнергетики и потребителей, участвующих в процессе производства (в том числе в режиме комбинированной выработки тепловой энергии), передачи, купли-продажи и потребления электрической энергии. Субъекты электроэнергетики обязаны соблюдать единые технологические требования и стандарты функционирования единой энергосистемы России, утверждаемые в порядке, устанавливаемом правительством РФ (собственники и иные законные владельцы объектов, входящих в единую национальную электрическую сеть, обеспечивают выполнение технологических требований к техническим устройствам сетей, а также согласованные режимы работы единой энергосистемы России). Права собственников и иных законных владельцев объектов, входящих в единую национальную электрическую сеть, ограничиваемые в соответствии с этим законопроектом, осуществляются организацией по управлению единой национальной электрической сетью – Федеральной сетевой компанией, которая создается в форме открытого акционерного общества. Верхним уровнем иерархии оперативно-диспетчерского управления выступает новая организация – Системный оператор – специализированная организация, создаваемая в форме открытого акционерного общества и осуществляющая единоличное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и уполномоченная на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для всех субъектов оперативно- диспетчерского управления, субъектов электроэнергетики и диспетчируемых потребителей электроэнергии. Порядок оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике определяется правительством РФ. Системному оператору и его аффилированным лицам (группам лиц) запрещается заниматься деятельностью по производству и купле-продаже электроэнергии. 2 Доля участия Российской Федерации в уставном капитале Федеральной сетевой компании и Системном операторе в период реформирования РАО ЕЭС не может составлять менее 52%. По завершении реформирования эта доля должна быть увеличена до уровня 75% плюс одна голосующая акция всеми предусмотренными российским законодательством способами. В законе определены полномочия Администратора особенности торговой правового системы оптового статуса и рынка – некоммерческой организации, образованной в форме некоммерческого партнерства и основанной на членстве субъектов оптового рынка. Целью создания этой организации является организация купли-продажи электроэнергии в рамках оптового рынка. Закон содержит запрет на распоряжение более чем 20% голосов в общем собрании, наблюдательном совете администратора торговой системы оптового рынка для любого субъекта оптового рынка (группы лиц или аффилированных лиц). Он предусматривает равное представительство поставщиков и покупателей, в том числе крупных потребителей электроэнергии в наблюдательном совете Администратора торговой системы оптового рынка, и порядок учета интересов всех субъектов оптового рынка при принятии решений Администратором торговой системы. Контроль за организацией торговли на оптовом рынке будет осуществляться посредством создания координационного совета Администратора торговой системы оптового рынка, в который войдут представители Федерального cобрания, правительства РФ, а также продавцов и потребителей электроэнергии, входящих в состав наблюдательного совета Администратора торговой системы оптового рынка. Закон содержит запрет на веерное отключение электроэнергии. В целях недопущения таких отключений предусмотрена разработка и утверждение правительством РФ особого порядка полного или частичного ограничения режима потребления электрической энергии, включая ее уровень для потребителей, обслуживаемых гарантирующими поставщиками. 3 На розничных рынках будет осуществляться государственное регулирование сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков. Эти надбавки включаются в цену на электроэнергию, поставляемую гарантирующими поставщиками потребителям. Субъекты естественных монополий обязаны публиковать в средствах массовой информации сведения в соответствии со стандартами раскрытия информации, утверждаемым правительством РФ. Закон предусматривает новый правовой режим урегулирования осуществления инвестиций в магистральные сети собственников, ограниченных в правах заключения договоров по использованию данных объектов. В этих случаях норма доходности на капитал должна быть одинакова для организаций по управлению единой национальной электрической сетью и собственников или иных законных владельцев объектов, входящих в единую национальную электрическую сеть. Субъекты РФ получают право осуществлять контроль за деятельностью гарантирующих поставщиков в части обеспечения надежности энергоснабжения населения и участвовать в пределах полномочий, отнесенных к их компетенции федеральными законами, указами президента РФ и постановлениями правительства РФ, в государственном регулировании цен. Антимонопольное регулирование и контроль предлагается распространить не только на субъекты оптового рынка, но также и на субъекты розничных рынков (за исключением потребителей – физических лиц). В качестве средств усиления антимонопольного регулирования в энергетической отрасли предусматривается принудительное разделение организаций, контролирующих более 35% мощностей в одной ценовой зоне оптового рынка, или тарифное регулирование их продукции в случае невозможности разделения. Кроме того, предлагается привязка начала действий всех отложенных к вступлению в силу статей законопроекта к моменту окончания переходного периода реформирования электроэнергетики, определяемого правительством РФ. Таким образом, отменяются жесткие сроки проведения реформ, что, по мнению депутатов, 4 будет способствовать более плавному и гибкому ее осуществлению, с возможностью постоянной корректировки по результатам предыдущих этапов. 1 Общая часть 1.1 Общая характеристика электроэнергетической отрасли в РФ Основные комплекса РФ понятия, определения Электроэнергетика и структура является базовой электроэнергетического отраслью российской экономики, охватывающей производство электроэнергии (генерацию), ее передачу, транспортировку, и сбыт. Надежное функционирование электросетевого комплекса обеспечивает энергетическую безопасность страны и ее успешное экономическое развитие. Продукция электроэнергетики используется на всех этапах производства и продажи товаров общего потребления, на производстве в целях обеспечения технологических процессов, полной автоматизации и высокой точности регулирования, способствуя значительному увеличению производительности труда, уменьшению расхода материальных ресурсов и повышению качества продукции. Решением внеочередного общего собрания акционеров ОАО «Холдинг МРСК» в форме заочного голосования от 23 марта 2013 года холдинг МРСК был официально переименован в «Российские сети». Структура современного электроэнергетического комплекса России состоит из трех основных компонентов: генерации электроэнергии; ее передачи и транспортировки, а также сбыта. Перед электросетевым комплексом России в целом и ОАО «Россети» в частности стоят следующие стратегические приоритеты на долгосрочный период:  обеспечение надежности энергоснабжения потребителей;  обеспечение качества обслуживания потребителей; •  инфраструктуры для поддержания роста экономики России;  конкурентоспособные тарифы на электрическую энергию для развития промышленности; 5  развитие инноваций и научного потенциала, в целях развития как электросетевого комплекса, так и смежных отраслей РФ. Структуру электроэнергетического комплекса РФ можно представить в следующем виде на рисунке 1. Рисунок 1 – Структура электроэнергетического комплекса РФ Рынок электроэнергии в России является конкурентным: естественно монопольные функции (передача электроэнергии, оперативно–диспетчерское управление) и потенциально конкурентные (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) разделены. Цены на рынке электроэнергии формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки. Естественно монопольные сферы регулируются государством, которое создает инфраструктурную основу Производственная база для конкурентного электроэнергетики рынка электроэнергии. представлена комплексом электрическими станциями и подстанциями различного вида и назначения, включающими в себя дорогостоящее высоковольтное и низковольтное электрооборудование для распределения и передачи электроэнергии, котельные и 6 тепловые сети, обеспечивающие совместно с другими предприятиями, стабильное развитие электроэнергетического электроэнергетики также комплекса. составляют Основу электрические функционирования станции всех типов, территориальные распределительные сети, единая национальная (общероссийская) электрическая сеть и единая система диспетчерского управления. Существуют три основных типа электростанций вырабатывающих электрическую энергию: Тепловые станции (ТЭС) – электростанции, использующие тепло органического топлива для производства электрической энергии. На ТЭС одновременно вырабатывается электрическая и тепловая энергия. В общей сложности около 70% электроэнергии России вырабатывается на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ ). В основном, крупные города России снабжаются тепловыми электростанциями. В городах используются ТЭЦ – теплоэлектроцентрали, вырабатывающие электроэнергию и тепло в виде горячего водоснабжения. Гидравлические электрические станции (ГЭС) – электростанции, состоящие из сложных сооружений, обеспечивающих необходимый напор воды, который используется в качестве источника энергии для преобразования его сначала в механическую энергию, а далее в электрическую. ГЭС производят электроэнергию значительно дешевле рассмотренных ранее ТЭЦ, но требуют гораздо большие затраты для постройки. Современные ГЭС вырабатывают более 7 млн. кВт∙ч энергии, что гораздо больше показателей, действующих в настоящее время ТЭС и АЭС, но размещение ГЭС в европейской части России усложнено из–за большой стоимости земли и невозможным затоплением больших площадей в этой части России. Построенные в западной и восточной Сибири мощные ГЭС конечно нужны и это важный шаг в развитии Западносибирского и Уральского промышленных центров. Атомные электрические станции (АЭС) – электростанции предназначены для выработки электроэнергии выделяемой при контролируемой ядерной реакции. Электроэнергия вырабатывается машинными электрогенераторами, которые приходят в действие при помощи турбин при подаче пара. Достоинствами АЭС является отсутствие вредных выбросов, небольшой объем используемого топлива, которое может быть использовано повторно, высокая мощность. Существенным 7 недостатком являются возможные последствия в случае чрезвычайных ситуаций, а также высокая стоимость капитальных вложений. Сегмент генерации электроэнергии в России включает в себя более 700 электростанций мощностью свыше 5 МВт. Общая установленная мощность электростанций России составляет более 232 ГВт. Предприятия, входящие в группу компаний «Россети», распределены по трем уровням, сформировавшимся по технологическому и административно– территориальному признакам: Первый уровень – федеральная сетевая компания (ПАО «ФСК ЕЭС»). ПАО «ФСК ЕЭС» является уникальной инфраструктурной компанией, обеспечивающей надежную и бесперебойную передачу электроэнергии по магистральным электрическим сетям в Российской Федерации. Основное направление деятельности ФСК – управление Единой национальной электрической сетью (ЕНЭС), которая включает в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов России. ФСК является естественной монополией в сфере передачи электроэнергии и включена в перечень системообразующих организаций России, имеющих стратегическое значение. Основные направления электрической сетью деятельности: – управление Единой (ЕНЭС);–предоставление субъектам национальной оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению;– инвестиционная деятельность в сфере развития ЕНЭС;– поддержание объектов ЕНЭС в надлежащем состоянии и технологический надзор. Второй уровень – межрегиональные распределительные сетевые компании, которые имеют в собственности сети напряжением 0,4–110 кВ и оказывают услуги по передаче электроэнергии и технологическому присоединению на территории субъектов Российской Федерации, в которых они расположены. Основные направления деятельности: – передача и распределение электрической энергии;– технологическое присоединение потребителей к электрической сети;– развитие и эксплуатация электрических сетей. Третий уровень – местные территориальные сетевые организации (ТСО), которые имеют в своей собственности преимущественно сети 0,4–10 кВ. Данные организации образовались в большинстве 8 случаев на базе оптовых предприятий–перепродавцов, муниципальные предприятия и обслуживавших муниципального образования и собственных созданных потребителей электросетевых как одного хозяйств промышленных предприятий. Рынок электроэнергии и мощности в России состоит из двух уровней – оптового и розничного. Сетевые компании являются одним из покупателей на оптовом рынке, так как закупают электроэнергию и мощность с целью компенсации потерь при транспортировке. Оптовый рынок электрической энергии и мощности – сфера обращения таких товаров как электрическая энергия и мощность в рамках ЕЭНС России в границах единого экономического пространства РФ с участием крупных производителей которые являются основными потребителями электрической энергии и мощности. Оптовый рынок разделен на ценовые и неценовые зоны. В ценовую зону входят территории европейской части России и Урала, в неценовую зону – Сибирь. Также есть ряд областей, в которых по технологическим причинам организация рыночных отношений на конкурентной основе невозможна – на этих территориях сбыт осуществляется исходя из регулируемых государством цен. Участниками розничного рынка являются потребители электрической энергии, гарантирующие поставщики, энергосбытовые организации, энергоснабжающие организации, организации, предоставляющие коммунальные услуги, сетевые организации и иные владельцы объектов электросетевого хозяйства, а также производители электроэнергии, продажа которой не осуществляется на оптовом рынке. Для населения и широкого ряда социальных объектов поставка электрической энергии осуществляется в полном объеме по регулируемым государством тарифам. Для всех других категорий потребителей с 1 января 2011 года поставка электроэнергии осуществляется по нерегулируемым ценам. Сбытовые компании покупают электроэнергию на оптовом рынке у генерирующих компаний и перепродают ее на розничном рынке, пользуясь услугами магистральных и распределительных сетей для транспортировки электроэнергии. Государство выступает в роли регулятора рынка электроэнергии. Наряду с Министерством энергетики, через которое государство реализует свои полномочия по управлению отраслью, НП «Совет рынка» выступает организатором 9 торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке с применением механизмов рыночного саморегулирования. Согласно стратегии развития электросетевого комплекса России, утвержденной Правительством РФ, миссией деятельности электросетевого комплекса является долгосрочное обеспечение надежного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей путем организации максимально эффективной и соответствующей мировым стандартам сетевой инфраструктуры по тарифам на передачу электрической энергии, обеспечивающим приемлемый уровень затрат на электрическую энергию для российской экономики и инвестиционную привлекательность отрасли через адекватный возврат на капитал. В связи с этой стратегией актуальным является вопрос объективной оценки деятельности электросетевого комплекса, и в частности межрегиональных распределительных сетевых компаний (далее по тексту – МРСК), которая учитывала бы специфические особенности отрасли. 10 11 1.2. Роль и место межрегиональных распределительных сетевых компаний в отрасли На сегодняшний день в распределительном секторе осуществляют свою деятельность 14 межрегиональных электросетевых организаций Межрегиональные распределительные сетевые компании – это естественные монополии. Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири (МРСК Сибири) осуществляет передачу и распределение электроэнергии на территориях республик Алтай, Бурятия, Тыва и Хакасия, Алтайского, Забайкальского, Красноярского краев, Кемеровской и Омской областей. В состав МРСК Сибири входят филиалы: Алтайэнерго, Бурятэнерго, Горно– Алтайские электрические сети, Красноярскэнерго, Кузбассэнерго–РЭС, Омскэнерго, Хакасэнерго, Читаэнерго. ОАО «Тываэнерго» является дочерним обществом МРСК Сибири. В филиалах действуют 222 района электрических сетей (РЭС). Рисунок 2 – Перечень межрегиональных распределительных электросетевых организаций 12 Территория обслуживания – 1,9 млн. квадратных километров. Общая протяженность линий электропередачи 251,112 тыс. км, трансформаторных подстанций 10(6)/0,4 кВ – 51 475 единиц, подстанций 35 кВ и выше – 1 778 единиц. Компания обеспечивает электроэнергией более 15 млн. жителей Сибири. Полезный отпуск электроэнергии в 2011 году составил 80 461,651 млн. кВт/ч. В филиалах Компании организованы центры оперативного управления сетями – ЦУС. Это новая организационно–функциональная модель оперативно– диспетчерского управления электросетевыми объектами. Одним из приоритетов работы МРСК Сибири является ориентированность на интересы клиентов. Для потребителей электроэнергии разработано несколько каналов взаимодействия: интернет–приемная, call–центры, Центры обслуживания клиентов (ЦОКи). По состоянию на 15.02.2011 года, в компании действовало 9 Центров обслуживания клиентов в городах: Барнауле (филиал «Алтайэнерго»), Омске, Таре (филиал «Омскэнерго»), Кемерово, Новокузнецке (филиал «Кузбассэнерго–РЭС»), Улан–Удэ (филиал «Бурятэнерго»), Абакане (филиал «Хакасэнерго»), Чите (филиал «Читаэнерго»), Кызыле (ОАО «Тываэнерго»). В 2010 году в МРСК Сибири поступило более 100 тысяч обращений потребителей, из них 31% – по технологическому присоединению, 27% – по оформлению технических документов, 21% – по установке и обслуживанию приборов учета электроэнергии. Сегодня первоочередными задачами развития МРСК Сибири являются уменьшение доли изношенных сетей до 50–55 %, создание резерва электрической мощности, реализация технической возможности по присоединению объектов к электрическим сетям МРСК Сибири, повышение рейтинга корпоративного управления и уровня социальной ответственности, ведение и предоставление отчетности по Международным стандартам финансовой отчетности (МСФО) ОАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири» образована в целях эффективного управления распределительным электросетевым комплексом Сибири. Общество учреждено по решению учредителя (Распоряжение 13 Председателя Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 1 июля 2005 года №149р) в соответствии с Гражданским Кодексом Российской Федерации, Федеральным Законом «Об акционерных обществах» и другими нормативными правовыми актами Российской Федерации, и зарегистрировано 4 июля 2005 года. До 31 марта 2008 года «МРСК Сибири» являлась стопроцентной дочерней компанией ОАО РАО «ЕЭС России», уставный капитал составлял 10 млн. рублей и был разделен на 100 млн. обыкновенных акций номинальной стоимостью 10 копеек. 31 марта 2008 года в Единый государственный реестр юридических лиц были внесены записи о прекращении деятельности ОАО «Алтайэнерго», ОАО «Бурятэнерго», ОАО «Красноярскэнерго», ОАО «Кузбассэнерго – РСК», ОАО АК «Омскэнерго», ОАО «Тываэнерго – Холдинг», ОАО «Хакасэнерго», ОАО «Читаэнерго» путём присоединения к ОАО «МРСК Сибири». С этой даты ОАО «МРСК Сибири» стало крупнейшей в Сибирском Федеральном Округе компанией, в истории развития Общества начался новый этап. Кузбассэнерго – РЭС делится на 4сетевых участка: Восточные Электрические Сети, Центральные Электрические Сети, Северные Электрические Сети, Южные Электрические Сети. Виды энергетического бизнеса Энергетический бизнес – это коммерческая деятельность в отраслях топливноэнергетического комплекса, включая сферу использования энергоносителей. Ее конечными результатами является разнообразная энергетическая продукция и услуги. Продукцией является электрическая и тепловая энергия, производимая на электростанциях и различных энерго-(тепло-)источниках. Энергетические услуги подразделяются на два вида: услуги по энергоснабжению и – сервису. Первые охватывают деятельность поставщиков по передаче энергии по магистральным и распределительным электрическим и тепловым сетям, а также по сбыту энергоносителей. Вторые включают множество видов самых разнообразных 14 вспомогательных услуг в сферах генерации, передаче, сбыта и полезного использования энергии: ремонтное обслуживание, услуги по рационализации энергопотребления и повышении энергоэффективности, инжиниринг (технологические решения и проекты в области модернизации), биллинг (измерения и расчеты). В зависимости от принятых моделей энергетических рынков могут различаться формы организаций энергетического бизнеса. Виды и модели энергетических рынков В общем случае энергетический рынок – это сфера операций по куплепродаже следующих основных видов продукции и услуг: электрической энергии, электрической мощности, услуг по транспортировке и распределению электрической энергии, технологических услуг, связанных с обеспечением надежного функционирования основной электросети и поддержанию качественных параметров энергоснабжения на нормативном уровне, услуги по сбыту энергии, услуги по повышению энергоэффективности. Участниками рынка являются: 1. Производители (производители) электроэнергии – энергокомпании, вертикально-интегрированные генерирующие компании, независимые производители электроэнергии. 2. Поставщики электроэнергии – вертикально-интегрированные компании, организации, осуществляющие передачу энергии по магистральным сетям, компании-дистрибьюторы, осуществляющие передачу по распределительным сетям, энергосбытовые организации. 3. Энергосервисные компании. 4. Биллинговые компании. 5. Независимые коммерсанты – брокеры (обеспечивают посреднические услуги при заключении контрактов), дилеры покупают и перепродают электроэнергию. 15 6. Потребители электроэнергии различных групп и категорий. Электроэнергетический воплощающим рынок определенную является искусственным организационную модель. образованием, Пространственная конфигурация рынка определяется границами электроэнергетических систем, обладающих достаточно сильными внутренними связями. Расширение границ рынка требует увеличения пропускной способности межсистемных ЛЭП. Для нормального функционирования рынка необходимы соответствующие технологическая и информационная инфраструктуры. Технологической инфраструктурой служат электрические сети разных классов напряжения. Текущее управление рынком осуществляют специализированные организации, коммерческий и системный операторы рынка. Коммерческий оператор отвечает за осуществление коммерческой деятельности на оптовом рынке (ценообразование, договоры, финансовые отношения). Системный оператор отвечает за надежную работу основных электрических сетей и обеспечение физических поставок электроэнергии в соответствии с заключенными договорами. Классификация электроэнергетических рынков: 1. По географическим границам: региональный, зональный, национальный, межгосударственный. 2. По уровню рынка (категория покупателя): оптовый и розничный. 3. По характеру сделок между участниками рынка: контрактный и оперативный. 4. По организации торговли: децентрализованный (прямые двухсторонние контракты) и централизованный (биржа). 5. По открытости для конкуренции: монопольный (регулируемый), конкурентный. Основные организации на электроэнергетическом рынке 16 ЦФР (центр финансовых расчетов) Оказание комплексной услуги по расчету требований и обязательств Участников оптового рынка, АО «СО ЕЭС» и ПАО «ФСК ЕЭС» АТС Акционерное общество «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» ФСТ Федеральная служба по тарифам ФСТ СО ЕЭС Системный оператор Единой энергетической системы» Главная функция Системного оператора – контроль за соблюдением технологических параметров функционирования энергосистемы. Для исполнения этой функции Системный оператор может отдавать обязательные к исполнению команды генерирующим и сетевым компаниям, потребителям с регулируемой нагрузкой. Также Системный оператор контролирует очередность вывода в ремонт генерирующих и сетевых мощностей, осуществляет контроль за исполнением инвестиционных программ генерирующими и сетевыми компаниями. К организациям технологической инфраструктуры относятся компания, управляющая ЕНЭС - единой национальной электрической сетью (ПАО «ФСК ЕЭС»), организация, осуществляющая диспетчерское управление (АО «СО ЕЭС») и межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК). К организациям коммерческой инфраструктуры относятся АО «Администратор торговой системы» (АО «АТС»), АО «Центр финансовых расчетов» (АО «ЦФР») и Ассоциация «НП Совет рынка», созданная в целях соблюдения баланса интересов между участниками рынка электроэнергии и для обеспечения единства функционирования коммерческой инфраструктуры. Деятельность инфраструктурных организаций, в том числе ценообразование и условия взаимодействия с контрагентами, подлежит государственному регулированию и контролю. Генерирующие компании осуществляют выработку и реализацию электроэнергии на оптовом или розничных рынках сбытовым организациям либо 17 конечным потребителям. Сбытовые организации приобретают электроэнергию на оптовом и розничных рынках и продают ее конечным потребителям. На оптовом электроэнергией организациями рынке и и электрической мощностью крупными энергии генерирующими и мощности компаниями, потребителями-участниками торговля сбытовыми оптового рынка электроэнергии и мощности осуществляется в соответствии с утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 №1172 Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности и Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии и мощности. Подписание Договора о присоединении и вступление в саморегулируемую организацию участников оптового рынка электроэнергии и мощности (Ассоциация «НП Совет рынка») является обязательным условием участия в купле-продаже электроэнергии и мощности на оптовом рынке. В соответствии с Федеральным законом №36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике» совмещать деятельность по передаче электрической энергии электроэнергетике с и оперативно-диспетчерскому деятельностью по производству управлению и в купле-продаже электрической энергии группам лиц и аффилированным лицам в границах одной ценовой зоны оптового рынка запрещается. Таким образом, совмещение в пределах одной ценовой конкурентными зоны не естественно-монопольных допускается, в то же время видов в деятельности конкурентных с видах деятельности объединение разных видов деятельности возможно (например, генерирующая компания может владеть сбытовыми организациями, но не может владеть сетями). 18 На территориях неценовых зонах оптового рынка (Архангельская и Калининградская области, Республика Коми, регионы Дальнего Востока), где по технологическим причинам организация рыночных отношений в электроэнергетике пока невозможна, реализация электроэнергии и мощности осуществляется по особым правилам и по регулируемым ценам (тарифам). Структура рынка Подписание Договора о присоединении и вступление в саморегулируемую организацию участников оптового рынка электроэнергии и мощности (Некоммерческое партнерство «Совет рынка») является обязательным условием участия в купле-продаже электроэнергии и мощности на оптовом рынке. Организация торговли и обеспечение расчетов между участниками оптового рынка электроэнергии является функцией Коммерческого оператора – ОАО «Администратор торговой системы», 100% дочерней компании Некоммерческого партнерства «Совет рынка». Дочерняя организация ОАО «АТС» и НП «Совет рынка» - ОАО «Центр финансовых расчетов», выступает унифицированной стороной по сделкам куплипродажи электроэнергии и мощности, осуществляет расчет требований и обязательств по договорам купли-продажи электроэнергии и мощности. 19 Стоимость услуг Коммерческого оператора контролируется государством. Совет рынка  Целями создания некоммерческого партнерства «Совет рынка» являются: обеспечение функционирования коммерческой инфраструктуры рынка;  обеспечение эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков;  формирование благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику;  наличие общей позиции участников оптового и розничных рынков при разработке нормативных документов, регулирующих функционирование электроэнергетики;  организация на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией, мощностью, иными товарами и услугами, допущенными к обращению на оптовом и розничных рынках. НП «Совет рынка» выполняет следующие функции: Приоритетными направлениями работы НП «Совет рынка» являются:  совершенствование модели и организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности;  организация функционирования розничного рынка электрической энергии;  мониторинг контроля за соблюдением субъектами оптового рынка правил и регламентов оптового рынка, также урегулирования споров между участниками оптового рынка;  информационное обеспечение Членов Партнерства и органов власти по функционированию рынков электроэнергии в России и за рубежом, а также обеспечение коммуникаций между участниками рынков электроэнергии. АТС 20 Основными задачами ОАО «АТС» являются:  организация торговли на оптовом рынке электроэнергии и мощности;  обеспечение расчетов за поставляемую электроэнергию и услуги, оказываемые участникам оптового рынка;  обеспечение равных условий для участников оптового рынка электроэнергии;  разработка правил рынка и контроля над их соблюдением;  организация системы досудебного урегулирования споров между участниками оптового рынка;  контроль над действиями системного оператора (СО ЕЭС). ЦФР Основной задачей ОАО "ЦФР" является оказание комплексной услуги по расчету требований и обязательств участников оптового рынка электроэнергии и мощности и ФСК и проведению финансовых расчетов между ними. Общество выступает на оптовом рынке унифицированной стороной по сделкам и заключает на оптовом рынке электрической энергии (мощности) от своего имени договоры, обеспечивающие оптовую торговлю электрической энергией и мощностью. При оказании комплексной услуги по расчету требований и обязательств участников оптового рынка и ФСК, Общество осуществляет на оптовом рынке электроэнергии одно или несколько из следующих действий, обеспечивающих проведение  финансовых расчетов между участниками оптового рынка: осуществление расчета требований и обязательств участника оптового рынка при покупке/продаже электрической энергии;  формирование схемы платежей для участников оптового рынка, находящихся на территориях субъектов Российской Федерации, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка (неценовые зоны); 21  формирование на основании информации, получаемой от АТС и участников оптового рынка, и направление участнику оптового рынка документа, содержащего информацию о стоимости и объемах электрической энергии/мощности, купленной или проданной на оптовом рынке;  участие в проведении финансовых расчетов участника оптового рынка с другими участниками оптового рынка. Подведем итоги Таким образом, энергетику как систему можно рассматривать в разрезе двух структур - технологической и рыночной. Технологическая цепочка описывает взаимодействие структуры при производстве, передаче и потреблении электроэнергии. Рыночная цепочка описывает взаимодействие продаже/приобретении электроэнергии. Технологическая цепочка субъектов рынка при Технологическая цепочка включает генерацию электроэнергии и ее последующую передачу по сетям потребителям. Системный Оператор Единой Энергетической Системы (ОАО «СО ЕЭС») осуществляет контроль за соблюдением технологических параметров системы, 22 принимает участие в управлении сетями. ФСК и МРСК управляют магистральными и распределительными сетями, по которым электроэнергия поступает потребителям. Рыночная цепочка Рыночная цепочка включает два сегмента – оптовый и розничный рынок электроэнергии. Оптовый рынок Субъектами оптового рынка являются:     генерирующие компании; сбытовые компании; сетевые организации; потребители. Администрирование процессов оптового рынка электроэнергии осуществляет ОАО «АТС» (Администратор Торговой Системы). Расчеты между участниками рынка реализует ОАО «ЦФР» (Центр Финансовых Расчетов). Розничный рынок 23 В рамках розничных рынков электрической энергии реализуется электроэнергия, приобретенная на оптовом рынке электроэнергии и мощности, а также электроэнергия генерирующих компаний, не являющихся участниками оптового рынка. Субъектами розничных рынков являются:      потребители; гарантирующие поставщики; энергосбытовые, энергоснабжающие организации; производители электрической энергии (мощности) на розничных рынках; сетевые организации. Гарантирующие поставщики на розничных рынках могут выступать как продавцами электрической энергии, так и покупателями. Производители электрической энергии/мощности на розничных рынках в случаях приобретения ими электрической энергии/мощности для собственных производственных нужд выступают как потребители. Сетевые организации приобретают электрическую энергию/мощность на розничных 24 рынках в целях компенсации потерь электрической энергии и выступают как потребители. Оптовый рынок Функционирует в сетях высокого напряжения, на нем взаимодействуют производители, поставщики и отдельные крупные потребители электроэнергии. Оптовый рынок включает в себя три сектора:  Рынок свободных двухсторонних договоров. Рассматривается в качестве основного, до 80% оборота электроэнергии на оптовом рынке. Стороны договора фиксируют цены и объемы поставок, несут обязательства по оплате потерь и системных ограничений.  Краткосрочный рынок «на сутки вперед». Предназначен для оперативной реализации дополнительного предложения, периодически возникающего у участников рынка, его доля 16-18%. Именно этот рынок определяет реальную цену электроэнергии. Участники покупают (продают) необходимый объем электроэнергии по цене аукциона. Результаты аукциона – суточные, почасовые плановые графики производства (потребления) электроэнергии.  Балансирующий рынок. Работает в режиме максимально приближенного к реальному времени, т.е. к моменту осуществления физических поставок. На нем участники продают (покупают) отклонения от запланированных на сутки до этого объемов электроэнергии. РОЗНИЧНЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Сфера действия в границах регионов. Основной является широкая сеть конкурентных поставщиков - независимых энергосбытовых компаний, которые 25 осуществляют деятельность по продаже электроэнергии конечным потребителям (потребители получают право двухсторонними договорами выбора и смены поставщиков). Наряду с поставщик-потребитель, на розничных рынках предполагается проведение организационных торгов (аукционов). Вводится специальный институт гарантирующего поставщика розничного рынка, который в обязательном порядке обслуживает регулируемый сектор розничного рынка, включающий социально-значимых потребителей, в том числе население. Основными участниками розничного рынка являются: 1. Потребители электрической энергии 2. Гарантирующие поставщики 3. Независимые энергосбытовые компании 4. Интегрированные энергоснабжающие организации (совмещают деятельность по купле-продаже электроэнергии с ее передачей) 5. Электросетевые компании 6. Независимые производители – продавцы электроэнергии, не имеющие по уровню установленной мощности статус субъекта оптового рынка 7. Системный управления оператор в и субъекты технологически оперативно-диспетчерского изолированных территориальных энергосистемах. Гарантирующие поставщики (ГП) Статус ГП присваивается коммерческой организации по итогам открытого конкурса. ГП приобретает электроэнергию на оптовом или розничном рынке у производителей, владельцев генерирующего оборудования. Поставка электроэнергии потребителям может осуществляться как по регулируемым, так и 26 по свободным ценам сверхобязательного объема, поставляемого по регулируемой цене. Но в отношении населения - только по регулируемым тарифам. Независимые энергосбытовые компании. Осуществляют поставку электроэнергии по нерегулируемым ценам, которые не должны превышать предельные уровни. Покупатели свободны в выборе поставщиков электроэнергии из числа энергосбытовых компаний, а последние имеют право отказывать в обслуживании, если не заинтересованы в данном клиенте. Услуги по передаче электроэнергии. Предоставляется электросетевыми распределительными компаниями (РК). Они обеспечивают передачу электроэнергии конечным потребителям на напряжениях 0,4-110 кВ. Основные функции РК: строительство, эксплуатация, обслуживание сетей общего пользования, подключение к сети потребителей, определение совместно с потребителями взаимных требований по надежности и качеству поставок, оперативное управление распределительной сетью, формирование плановых балансов и контроль за потерями электроэнергии, отключение неплатежеспособных потребителей, функции по учету. Бизнес РК подразделяется на два вида: регулируемый и нерегулируемый. Первый связан с выполнением РК своих естественных монопольных функций, второй - с конкурентными функциями, осуществляемыми на рынках соответствующих услуг. ОСНОВНЫЕ ФОНДЫ И ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ МОЩНОСТЬ ПРЕДПРИЯТИЙ Виды износа оборудования: 27 1. Физический – связан с эксплуатацией оборудования и влиянием природных условий. Основными факторами, влияющими на износ, являются: эксплуатация, квалификация работников, качество и своевременность проведения ремонтных работ. 2. Моральный – характеризует утрату стоимости оборудования вследствие появления новых, аналогичного назначения, имеющих более высокую производительность. 3. Социальный – наступает в случае использования техники, не соответствующей современным социальным требованиям (вызывающей профессиональные заболевания, имеет недостаточный уровень автоматизации производства). 4. Экологический – наступает, если оборудование не соответствует современным требованиям охраны окружающей среды и рационального природопользования. Производственная мощность – потенциальная способность предприятия (цеха, участка) производить максимальное количество определенной продукции или выполнить определенный объем работ в течение определенного периоды времени. Установленная мощность – суммарная паспортная мощность энергетического оборудования. Рабочая мощность – мощность, с которой оборудование может работать при максимальной нагрузке потребителя. Диспетчерская мощность – мощность, заданная диспетчерским графиком нагрузки. Рабочая мощность отличается от установленной на величину ограничений, возникающих вследствие износа оборудования и его неспособности развивать прежнюю запроектированную мощность, а также с учетом мощностей, выведенных в ремонт. 28 Отношение рабочей мощности к установленной называется коэффициентом эффективного использования установленной мощности. В промышленной энергетике применяют понятие коэффициента резерва, он равен отношению максимальной часовой нагрузки к установленной мощности энергетического объекта. Наличие резервов отражает специфику энергетики, поскольку происходит одновременное производство и потребление энергии, которая не может запасаться (кроме топлива). Классификация резервов По готовности к несению нагрузки:  Холодный резерв – когда оборудование простаивает, и необходимо некоторое время для его включения в работу.  Горячий резерв – когда оборудование находится в работе (недогруженное или на холостом ходу) и готово в любой момент к несению нагрузки. По назначению:  Нагрузочный – необходимый для покрытия возрастающей нагрузки.  Аварийный.  Ремонтный.  Народно-хозяйственный – для покрытия нагрузок вновь вводимых предприятий или потребителей. Показатели использования электрооборудования 1. Показатели экстенсивного использования оборудования, характеризующие его использование во времени. 2. Показатели интенсивного использования оборудования, отражающие его использование по производительности (по мощности). 29 3. Интегральный коэффициент экстенсивного – произведение коэффициентов. интенсивного Разновидностью и интегральной характеристики является число часов использования установленной мощности энергооборудования. Классификация предприятий по производственной мощности: 1. Малые предприятия (торговля, общественное питание, бытовое обслуживание, зрелищные, спортивные, учебные и медицинские). В технологическом плане – одноуровневые. Их электрическую нагрузку составляют электроприемники напряжением 0,38 или 0,22 кВ (электрическое освещение, холодильные установки, вентиляторы, механизмы с электроприводом до 5 кВт, лабораторные стенды и электробытовые приборы). 2. Средние предприятия различного назначения состоят из одного или нескольких цехов. В технологическом плане – одно- или двухуровневые. Основную электрическую нагрузку составляют электроприемники напряжением 0,38 кВ и единичной мощностью до 50кВт. 3. Крупные предприятия различного назначения состоят из нескольких цехов. В технологическом плане – многоуровневые Основная электрическая нагрузка – электроприемники 0,38 и 6 кВ. Единичная мощность – до 1000 кВт и выше. 4. Особо крупные предприятия, в составе которых имеется целый ряд крупных заводов, производств, цехов, технологических установок и агрегатов большой единичной мощности. В технологическом плане – многоуровневые. Основная электрическая нагрузка – большое количество электроприемников напряжением 0,38 и 6 (10) кВ. Количество уровней электроснабжения на промышленном предприятии равно количеству узлов распределения электрической энергии, которая определяется числом номинального напряжения используемых 30 электроприемников. По отдельным номинальным напряжениям образуется несколько узлов распределения электрической энергии. Капиталовложения в энергетику. Для создания новых, расширения действующих, а также реконструкции и технического перевооружения предприятий, необходимы материальные, трудовые и денежные ресурсы. Совокупные затраты этих ресурсов называются зданий, сооружений, капиталовложениями. К новому строительству относят возведение предприятий, осуществляемое на новых площадках по утвержденному проекту. К расширению действующего предприятия очередей существующего предприятия, строительство последующих дополнительных производственных комплексов и производств. Расширение предприятия обычно приводит к увеличению его производственной мощности в более короткие сроки. Реконструкция – осуществляемая по единому проекту, полное или частичное переоборудование производства, она обеспечивает увеличение объема производства, на базе новой, более современной техники и технологии. Техническое перевооружение – ведется без расширения производственных площадей, задача- повышение технического уровня отдельных участков производства, агрегатов, установок (меньше удельные вложения и более короткие сроки). Определение понятий инвестиций и капитальных вложений. Инвестиции – денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе имущественные права, имеющие денежную оценку, вкладываемые в объекты предпринимательской деятельности или иной деятельности, в целях получения прибыли или достижения иного положительного эффекта. Капитальные вложения – инвестиции в основной капитал, в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение 31 действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно- изыскательные работы и другие затраты. Инвестиции включают в себя:  Реальные инвестиции (вложения в основной и оборотный капитал)  Портфельные инвестиции (вложения в ценные бумаги и активы других предприятий 32 1 Понятие резерва мощности и маневрености в электроэнергетике 1.1 Основная классификация резервов в электроэнергетике Резерв мощности размещается в генерирующей и потребляющей частях системы. Под резервом генерирующей мощности энергетической системы (ЭС) следует понимать разность между располагаемой мощностью ЭС и её нагрузкой в данный момент времени [2]. Резерв потребляющей части системы – это мощность, от которой готов отказаться потребитель на возмездной основе при нарушении режима работы ЭС. Наряду с понятием резерва вводится понятие резервирования мощности. Под резервированием понимают повышение надежности введением избыточности – дополнительных средств и возможностей сверх минимально необходимых для выполнения энергетической системой (или её частью) заданных функций [2]. Применительно к ЭС и другим техническим объектам различают следующие виды резервирования мощности:  структурное – использование избыточных элементов во всех звеньях системы, т. е. при производстве, преобразовании, передачи и распределении электроэнергии, а также в системе управления;  функциональное – повышение надежности за счет использования способности элементов выполнять дополнительные функции – сверх или взамен выполняемых при нормальных условиях работы системы;  временное – предусматривает наличие и использование избыточного времени для обеспечения выполнения системой заданных функций, к примеру, накопление топлива на теплоэлектростанции (ТЭС) или воды в водохранилищах гидроэлектростанции (ГЭС), увеличение времени длительности планового ремонта и т.д;  информационное – предполагает использование избыточной информации при управлении системой с целью обеспечения передачи необходимой информации с высокой степенью достоверности. 33 Резерв мощности в ЭС в общем случае может быть обеспечен как за счет резерва генерирующей мощности, так и за счет регулирования режима электропотребления, однако поддерживание баланса между производством и потреблением мощности в ЭС за счет потребителей нужно рассматривать лишь как временную меру, используемую, как правило, в аварийных и послеаварийных режимах ЭС при условии, что исчерпаны все резервы генерирующей мощности [1]. Альтернативой может служить использование так называемых потребителейрегуляторов. Потребитель-регулятор нагрузки – это потребитель электрической энергии, режим работы которого предусматривает возможность ограничения электропотребления в часы максимума для выравнивания графика электрической нагрузки энергетической системы или электростанции и увеличения нагрузки в часы максимума [3] Таким образом, резерв мощности в ЭС можно разделить на резерв генерирующей мощности и резерв потребляющей мощности. Схематично классификация резервов представлена на рисунке 1. Необходимость классификации составляющих полного резерва генерирующей мощности вызывается, с одной стороны, различным функциональным назначением отдельных его составляющих, а с другой стороны – различными методами их определения и различной используемой при этом исходной информации [1, c. 11]. В зависимости от выполнения заданных функций для генерирующих агрегатов различают рабочие, резервные и нерабочие состояния. Резервные состояния в зависимости от условий выполнения функций резервирования делят на состояние нагруженного резерва, т. е. состояния, при котором агрегат находится в работе, и ненагруженного резерва, при котором агрегат не находится в работе. Нерабочие состояния делятся на состояния ремонта (предупредительного или аварийного) и простоя (зависимого и аварийного). 34 Рисунок 1 – Классификация резервов мощности в энергосистеме Основными признаками, в соответствии с которыми осуществляется классификация составляющих резерва генерирующей мощности являются их функциональное назначение и мобильность – время от момента возникновения потребности в резерве до момента полного использования резерва для покрытия потребности, то есть время реализации резерва. По функциональному назначению резерв генерирующей мощности разделяется на две арифметически суммируемые составляющие:  ремонтный резерв;  оперативный резерв. Ремонтный резерв предназначается для компенсации снижения располагаемой мощности системы, вызываемого выводом генерирующего оборудования в предупредительный или плановый ремонт, или на реконструкцию. Оперативный резерв предназначается для компенсации небаланса между генерированием и потреблением мощности, вызванного отказами нагрузки 35 потребителей от ожидаемой величины. Оперативный резерв, в свою очередь, делится на аварийный и нагрузочный резерв. Аварийный резерв необходим для восполнения потери мощности, используемой для покрытия нагрузки при вынужденных (аварийных и неплановых) простоях основного оборудования электростанций. Нагрузочный резерв предназначен для компенсации небаланса мощности, вызванного отклонением нагрузки от ожидаемой. Оперативный резерв генерирующей мощности размещается на оборудовании, которое может находится в различных состояниях. В зависимости от этого фактора он может подразделяться на включенный и невключённый. Под включенным резервом понимают резервную мощность работающих в данное время агрегатов, которая может быть использована немедленно (время ввода резерва – минуты). К включенному резерву относят:  вращающийся резерв;  резерв с быстрым пуском. Под вращающимся резервом понимают оперативный резерв системы, который размещается на работающих недогруженных агрегатах электростанций, под резервом с быстрым пуском – оперативный резерв, который размещается на агрегатах с быстрым пуском; агрегатах где время, необходимое для полной их загрузки, не превышает времени реализации вращающегося резерва. Под невключенным резервом понимают мощность неработающих исправных агрегатов электростанций ЭС. Невключенный резерв равен разности между рабочей и включенной мощность ЭС [2]. К данному виду резерва можно отнести:  горячий резерв системы – оперативный резерв системы, который размещается на агрегатах ТЭС с поперечными связями котлов, где котел поддерживается в разогретом состоянии, а турбогенератор остановлен;  холодный резерв системы – оперативный резерв системы, который размещается на выключенных агрегатах, которые готовы к работе Время ввода (реализации) включенного резерва составляет минуты, а невключенного – 1-2 часа и более Более конструктивным представляется деление резерва, генерирующей мощности по степени мобильности с учетом его функционального назначения [1]:  резерв первой очереди – для первичного регулирования частоты; 36  резерв второй очереди – для вторичного регулирования (ограничения перетоков мощности);  резерв третьей очереди – для вторичного регулирования (регулирования частоты и перетоков мощности по линиям электропередачи);  резерв четвертой очереди – для быстрой коррекции режима;  резерв пятой очереди – для компенсации небалансов мощности и до оптимизации режима за рассматриваемый час работы системы;  резерв шестой очереди – для компенсации небалансов мощности за рассматриваемые сутки (или несколько суток) работы системы. Мобильность резерва первой очереди определяется структурой генерирующего оборудования, так как зависит от быстродействия регуляторов скорости турбин. Первичное регулирование обладает определенным статизмом и не обеспечивает поддержание требуемого значения частоты [2]. Резерв второй и третьей очередей вводится, как правило, автоматически с помощью системы автоматического регулирования Автоматическое регулирование частоты и перетоков перетоков мощности мощности должно (АЧРМ). подавлять десятиминутные колебания, а автоматическое ограничение перетоков мощности – двухминутные колебания. Мобильность резерва четвертой очереди определяется временем, которым располагает диспетчер (не более 15-20 минут) для вывода режима из утяжеленного состояния [1, c. 16]. Резерв пятой очереди вводится по указанию диспетчера за время от нескольких минут до 1-2 ч. Резерв шестой очереди вводится по указанию диспетчера за время от 2-3 до 24 часов и более. Суммарный резерв первых пяти очередей можно назвать включенным резервом, а резерв шестой очереди – невключенным резервом. По функциональному назначению резерв потребляющей части системы является оперативным и ремонтным. Оперативный резерв потребляющей части системы – это мощность, полученная за счет отключения или ограничения потребителей, для компенсации небалансов мощности, вызванных аварийным отключением генерирующего и сетевого оборудования или превышением нагрузки на ожидаемой. Ремонтный резерв – это мощность в системе, полученная за счет отключения или ограничения потребителей, необходимая для компенсации небалансов 37 мощности, вызванных необходимостью проведения плановых ремонтов генерирующего оборудования при отсутствии в ЭС в достаточном количестве резерва генерирующей мощности. При недостаточности или при отсутствии резерва генерирующей мощности, резерв создается за счет потребителей, так как без резерва генерирующей мощности эксплуатация электроэнергетических систем включая восстановительные ремонты генерирующего оборудования невозможна [2]. Одно из отличий резерва генерирующей мощности от резерва потребляющей части системы состоит в том, что резерв генерирующей мощности – это структурное резервирование, а резерв потребляющей части системы – это пример функционального резервирования. Оперативный резерв потребляющей части системы может быть также распределен на аварийный и нагрузочный. Под нагрузочным резервом понимается мощность, полученная за счет отключения или ограничения потребителей для компенсации небалансов мощности, вызванных отклонением нагрузки от ожидаемой. Аварийный резерв потребляющей части системы – это мощность, полученная за счет отключения или ограничения потребителей для компенсации небалансов мощности, вызванных аварийным отключением генерирующего и сетевого оборудования. Классификация резерва потребляющей части системы по функциональному назначению с учетом мобильности схематично представлена на рисунке 1.2. 38 Рисунок 2 – Классификация оперативного резерва потребляющей части системы По состоянию потребителей на момент ввода резерва оперативный резерв делится на включенный и невключенный:  включенный – время ввода не превышает несколько минут (не более 1015 минут);  невключенный – время ввода не более 12 часов. К включенному резерву относятся:  потребители, обеспечивающие регулирующий эффект нагрузки;  потребители с управляемой нагрузкой, подключенные к системе автоматического отключения нагрузки (САОН) и автоматического ограничения перегрузки линий (АОПЛ);  потребители, которые могут быть отключены по указанию диспетчера или непосредственно с диспетчерского пульта. Также может быть предложена классификация оперативного резерва потребляющей части системы по его функциональному назначению с учетом мобильности:  резерв первой очереди – для первичного регулирования частоты за счет регулирующего эффекта (время ввода – практически мгновенно);  резерв второй очереди – для первичного регулирования частоты и ограничения перетоков мощности за счет использования резерва, размещенного у потребителей с управляемой нагрузкой; 39  резерв третьей очереди: для первичного регулирования частоты за счет использования резерва, размещенного у потребителей, подключенных к системе АЧРI (время ввода – не более 90 секунд);  резерв четвертой очереди: для вторичного регулирования частоты за счет использования резерва, размещенного у потребителей, подключенных к системе АЧРII (время ввода – не более 0,3 секунды);  резерв пятой очереди: для третичного регулирования за счет использования резерва, размещенного у потребителей, отключаемых диспетчером с диспетчерского пульта;  резерв шестой очереди: для компенсации небалансов мощности вводом невключенного резерва за счет использования резерва, размещенного у потребителей, допускающих временное ограничение мощности (время ввода – не более 12 часов). При управлении развитием ЭС определению подлежат фактически не величина, структура и размещение резервов генерирующей мощности, а величина, структура и размещение дополнительной (по отношению к исходному уровню) установленной мощности [1, c. 22]. При этом вводы новой генерирующей мощности должны обеспечить:  покрытие прогнозируемой нагрузки, включая возможные её превышения по отношению к прогнозу;  возможность проведения плановых ремонтов генерирующих агрегатов;  компенсацию мощности генерирующих агрегатов, выводимых из работы в результате полных или частичных отказов. В последнем случае существенной является мобильность агрегатов. Таким образом, установленная мощность должна выполнять различные функции. Многофункциональное назначение установленной мощности позволяет условно выделить её отдельные составляющие: мощность на покрытие прогнозируемой нагрузки и резерв мощности, предназначенный для компенсации снижения мощности системы вследствие вывода генерирующего оборудования в плановый ремонт (ремонтный резерв), снижения мощности системы вследствие отказов генерирующих агрегатов (аварийный резерв) и непредвиденного увеличения нагрузки по отношению к прогнозу, включая нерегулярные её колебания (нагрузочный резерв). 40 Решение задачи определения величины, структуры и размещения дополнительной установленной мощности можно рассматривать в виде двух этапов. На первом этапе решается задача оптимизации структуры генерирующих мощностей, конфигурации и параметров основной электрической сети системы, исходя из необходимости покрытия прогнозируемой нагрузки во всех узлах нагрузки, представленных в расчетной схеме, и обеспечения приближенно оцениваемых резервов мощности. В качестве расчетной обычно рассматривается нагрузка, отвечающая годовому максимуму системы [1, c. 23]. В результате решения задачи первого этапа для рассматриваемого перспективного уровня оказываются известными:  прогнозируемые суточные графики нагрузки для каждого из концентрированных узлов системы;  установленные и располагаемые генерирующие мощности в каждом из концентрированных узлов системы и их структура;  необходимые пропускные способности связей между концентрированными узлами системы, причем, величина и структура генерирующей мощности в узлах определены с приближенным учетом условий, требующих использования резервов мощности, а необходимые пропускные способности связей – с приближенным учетом необходимости взаимопомощи объединяемых районов системы в ремонтных и аварийных режимах, а также в случаях превышения нагрузкой прогнозируемых значений. На втором этапе происходит корректировка значений располагаемой мощности (увеличение или уменьшение) в концентрированных узлах системы, уточнение её структуры, а также корректировка значений необходимой пропускной способности связей между концентрированными узлами, выполняемая с более точным учетом условий, требующих использования резервов мощности и дополнительной пропускной способности линии электропередач (ЛЭП). Величина полного резерва зависит от многих факторов. Вопросы учета величины тех или иных факторов обычно возникают при определении оперативного резерва [2, c. 24]. К числу основных факторов, учитываемых при определении оперативного резерва и оценки чувствительности искомых значений оперативного резерва, относят:  ремонтопригодность основного оборудования; 41  ошибки прогноза нагрузки;  крупность агрегатов;  число агрегатов в энергосистеме;  неравномерность графиков нагрузки. Ремонтопригодность основного оборудования агрегатов каждого типа может быть охарактеризована среднегодовой относительной продолжительностью аварийных ремонтов , среднегодовой продолжительностью капитальных ремонтов и среднегодовой продолжительностью текущих ремонтов Среднегодовая относительная продолжительность . аварийных ремонтов генерирующих агрегатов различных типов, определяемая по отношению к календарной продолжительности года, приводится в таблице1. Среднегодовая относительная продолжительность капитальных и текущих ремонтов также зависит от типа электростанции, агрегатов и их мощности. Нормы простоев основного генерирующего оборудования в плановых ремонтах приведены в таблице 2 [1]. Таблица 1 – Среднегодовая относительная продолжительность аварийных ремонтов агрегатов различных типов Число ТЭС с лет с попер момента выпуска ГЭС Энергоблоки Энергоблоки ТЭС, МВт ечны АЭС, МВт 500 ми 150- 250- серийных связя 200 300 агрегатов ми 13 24 800 1200 400 1000 МПа МПа 1 0,005 0,02 0,065 0,09 0,09 0,12 0,125 0,13 0,09 0,125 2 0,005 0,02 0,06 0,08 0,08 0,1 0,105 0,11 0,08 0,105 3 0,005 0,02 0,055 0,07 0,07 0,08 0,09 0,095 0,07 0,09 42 4 0,005 0,02 0,05 0,06 0,06 0,075 0,08 0,09 0,06 0,08 5 и более 0,005 0,02 0,045 0,055 0,055 0,07 0,075 0,085 0,055 0,075 Таблица 2 – Среднегодовые нормы простоев оборудования электростанций в плановых ремонтах Среднегодовые длительности ремонтов (% продолжительности календарного года) Тип оборудования Агрегаты ГЭС и ГАЭС Агрегаты ТЭС с поперечными связями Энергоблоки ТЭС мощностью, МВт: 150-200 250-300 500 800 1200 Энергоблоки АЭС мощностью, МВт: 440 1000 4,1 2,5 2 4,5 5,5 6 6,5 7 4 5 5,5 6 6,5 11,5 13 4 5,5 Крупность агрегатов характеризуется их единичной мощностью . В каждой объединенной энергосистеме (ОЭС) установлено более ста агрегатов различной номинальной мощности. Неравномерность графика нагрузки (годового) можно охарактеризовать коэффициентом неравномерности: , где – минимальное значение нагрузки в годовом графике. 43 (2.2) Управление функционированием ЭС заключается в выработке решений, которые обеспечивают нахождение параметров ее режимов в допустимой области. В совокупность факторов, определяющих границы допустимой области, входят такие, как состав оборудования, включенного в работу, отключенного и находящегося в холодном резерве, текущем и капитальном ремонте. В условиях эксплуатации величина полного резерва мощности является заданной. Решение проблемы обеспечения надежности ЭС здесь в основном связано с выработкой рациональной стратегии использования имеющегося резерва мощности для проведения плановых ремонтов и для компенсации возможных возмущений, называемых отказами оборудования и превышениями нагрузки над ранее предполагавшимися её значениями. Возникающая в связи с этим задача наиболее целесообразного использования резерва мощности имеет два главных аспекта:  распределение полного резерва ЭС между подсистемами;  распределение оперативного и ремонтного резерва между составляющими внутри подсистем. На величину и территориальное распределение выделяемых из полного резерва мощности оперативной и ремонтной составляющих оказывают влияние следующие основные факторы [1]:  единичная мощность;  количество, аварийность и маневренность оборудования;  длительность плановых (капитальных, средних и текущих) ремонтов;  пропускная способность основных линий электропередачи;  конфигурация графика нагрузки;  абсолютные значения нагрузки и точность их прогнозирования;  используемый критерий оптимального распределения. Задача распределения полного резерва мощности между оперативной ремонтной значений и составляющими заключается в общем случае в выборе таких и , которые с одной стороны должны обеспечивать надежное электроснабжение потребителей в заданных условиях функционирования ЭС, а с 44 другой – проведение плановых ремонтов в требуемых объемах. Поскольку полный резерв мощности определяется как сумма оперативного и ремонтного резерва можно записать: , где (3.1) – полный резерв мощности. Из выражения 3.1 видно, что воздействовать на величину оперативной составляющей резерва мощности, обеспечивающей надежность, можно только соответствующим размещением во времени плановых ремонтов оборудования ЭС. Имеющаяся свобода при выборе ограничена требованием выполнения заданного объема основного плановых ремонтов соответствующей ремонтной составляющей оборудования при выделении . 1.2 Понятие маневренности энергоустановок Под маневренностью в электроэнергетике понимают способность быстро откликаться на изменения электрической нагрузки, надежно покрывать переменную часть графика нагрузки, обеспечивая допустимую частоту и напряжение, поддерживать синхронную динамическую устойчивость в энергосистеме при больших возмущениях по мощности и частоте, а также своевременно выводить резервное оборудование в аварийных ситуациях. Основными характеристиками маневренности оборудования являются: диапазон регулирования нагрузки, приемистость (максимальная скорость изменения нагрузки), время пуска из различных тепловых состояний, мобильность (подхват нагрузки при падении частоты), а также инерционность процессов изменения нагрузки (характеризуется постоянной времени переходного процесса). 45 Наиболее маневренными являются гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). Данные типы электростанций имеют большой диапазон и большую скорость изменения нагрузки, малое время пуска и малую инерционность переходных процессов. ГЭС, если имеется достаточный запас воды в водохранилище, используют в базовой области графика, если же воды мало, то в пиковой. ГЭТС из-за низкой экономичности используют в основном в пиковой области. Наименее маневренными являются атомные электростанции (АЭС), использующиеся только для покрытия базовых нагрузок. Их не используют в качестве маневренных из-за сложности и дороговизны создания данных электростанций. Ко всему прочему, они имеют небольшой регулировочный диапазон, составляющий только 20-30% от номинальной мощности. Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), при выработке электроэнергии только на отпускаемом тепле, имеют низкую маневренность. В этом режиме они используются для покрытия базовых нагрузок. Но при повышении расхода пара в конденсатор, могут работать также по электрическому графику при этом их маневренность высокая, но экономичность существенно снижается, поэтому в таком режиме их используют только в пиковой области. Мощные блочные конденсаторные электростанции (КЭС) имеют высокую экономичность и средние маневренные характеристики, поэтому их используют в базовой и полупиковой области графика. Маневренность КЭС характеризуется техническим минимумом нагрузки, временем пуска в эксплуатацию из холодного состояния и скоростью набора/сброса нагрузки, мощностью агрегатов и параметрами свежего пара (чем выше параметры свежего пара и мощность блоков, тем ниже их маневренные характеристики). Также маневренность зависит от вида топлива, например у угольных блоков маневренность ниже, по сравнению с газомазутными, а чем ниже маневренность агрегатов, тем глубже в суточном графике размещается их выработка. Парогазовые установки (ПГУ) имеют высокую экономичность и высокие маневренные характеристики, поэтому их можно использовать в любой области 46 графика. Их маневренность во многом определяется их паровой частью, продолжительность пусков паровых энергоблоков из неостывшего состояния определяется термонапряженным состоянием ротора высокого давления паровой турбины, а из горячего – кроме того, обеспечением допустимых условий прогрева выходного коллектора паронагревателя. Суточный график электрической нагрузки покрывается базовыми, пиковыми и полупиковыми электростанциями. При этом базовые электростанции работают непрерывно с высокой (близкой к номинальной) нагрузкой, а пиковые включатся лишь в часы, когда требуется покрыть пиковую часть графика. Полупиковые установки при уменьшении общей электрической нагрузки либо переводятся на пониженные нагрузки, либо выводятся в резерв. Многие агрегаты, несущие промежуточную нагрузку, останавливаются также на субботу, воскресенье и праздничные дни. Пиковую область графика покрывают за счет перетоков из других энергосистем. Понятие маневренности ТЭС складывается из следующих элементов: 1. Диапазон изменения мощности от номинального до минимального. Сюда же относят возможность кратковременной перегрузки, например за счет отключения подогревателей высокого давления; 2. Скорость изменения нагрузки, изменяющаяся в процентах номинальной мощности в минуту; 3. Пусковые характеристики энергоблока, включая длительность пусков после простоем в резерве различной длительности, вероятность успешного пуска в соответствии с нормативными графиками пуска, допустимое с точки зрения малоцикловой усталости элементов блока число пусков в год и за время службы, пусковые потери топлива. Реализация маневренных возможностей энергоблоков в большей мере зависит от условий топливоснабжения ТЭС, что необходимо учитывать при выборе суточного графика нагрузок ТЭС. Так, ограничения в потреблении жидкого топлива, являющегося растопочным, для ТЭС, работающих на твердом топливе, сокращают и 47 возможный диапазон нагрузок, из-за того, что приходится отказываться от перехода на мазут, и частые остановки с последующими пусками. Пуски котлов и паровых турбин относятся к числу наиболее сложных нестационарных режимов. На протяжении всего пуска параметры пара, нагрузка агрегатов и другие показатели постепенно возрастают до своих номинальных значений, следствием чего являются непрерывные и существенные изменения механического и теплового состояния оборудования. Нестационарность теплового состояния обуславливает значительные термические напряжения в отдельных деталях и узлах агрегатов и трубопроводах. Термические напряжения в толстостенных высокотемпературных элементах паровых турбин, котлов, а также в паропроводах являются основным фактором, определяющим скорость пуска этого оборудования. Кроме того, во избежание задеваний в проточной части и уплотнителях, а также при вибрации, пуск турбины должен осуществляться при отсутствии деформации корпуса, теплового прогиба ротора и при относительных перемещениях последнего, не превышающих допустимые. При пуске котла необходимо также обеспечить надежное охлаждение всех поверхностей нагрева. Повышение температуры металла всех узлов должно осуществляться достаточно равномерно, плавно и с безопасной для оборудования скоростью, чтобы не возникали термические напряжения в металле. Из-за сложности холодного пуска ТЭС, они используются для покрытия пиковой нагрузки, выходя из горячего резерва. ГЭС наилучшим образом подходят для регулирования нагрузки и частоты тока в энергосистеме, имея практически 100% диапазон регулирования мощности и наибольшие по сравнению с другими электростанциями скорости ее изменения. Время пуска гидроагрегата, включая синхронизацию, составляет 30…50с. ГЭС удовлетворительно воспринимают значительные толчки нагрузки и имеют очень низкую стоимость вращающегося резерва. ГЭС, на которых установлены турбины, позволяющие переводить их в режим насосов, называют гидроаккумулирующими (ГАЭС). Эти электростанции позволяют во время пика нагрузки вырабатывать энергию, сбрасывая воду из 48 верхнего бьефа в нижний, а по время провала нагрузки перекачивать воду из нижнего бьефа в верхний, производя в нем запас воды. Таким образом, работа ГАЭС способствует уплотнению графика нагрузки энергосистемы. В большинстве случаев на ГЭС применяется групповое регулирование частоты и мощности. Система группового регулирования на ГЭС осуществляет регулирование и управление группой гидроагрегатов как единым целым, с соблюдением заданного распределения нагрузок между отдельными агрегатами. Важным также является обеспечение приоритетов исполнения задач регулирования в зависимости от их важности с точки зрения предотвращения возможных аварийных ситуаций. 3. Графики нагрузки ГТЭС 3.1 Диспетчерское управление в электроэнергетике Диспетчерское технологическое управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций технологического управления между уровнями, а также строгую подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим. Все органы диспетчерского технологического управления, независимо от форм собственности соответствующего субъекта рынка, входящего в состав энергосистемы (ОЭС, ЕЭС), должны подчиняться командам (указаниям) вышестоящего технологического диспетчера. Предусматриваются две категории оперативной подчиненности: оперативное управление и оперативное ведение. В оперативном управлении соответствующего диспетчера должны находиться силовое оборудование и средства управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного диспетчерского персонала и согласованного выполнения операций на нескольких объектах разного оперативного подчинения. 49 В оперативном ведении диспетчера должны находиться силовое оборудование и средства управления, состояние и режим которых влияют на режим работы соответствующей энергосистемы (ОЭС, ЕЭС). Операции с таким оборудованием и средствами управления должны проводиться с разрешения соответствующего диспетчера. Действующими правилами и инструкциями предусматривается, что все элементы ЭЭС (оборудование, аппаратура, устройства автоматики и средства управления) находятся в оперативном управлении и ведении диспетчеров и старшего дежурного персонала разных ступеней управления. Термином оперативное управление обозначается вид оперативного подчинения, когда операции с тем или иным оборудованием ЭЭС производятся только по распоряжению соответствующего диспетчера (старшего дежурного персонала), в управлении которого это оборудование находится. В оперативном управлении диспетчера находится оборудование, операции с которым требуют координации действий подчиненного оперативного персонала. Термином оперативное ведение обозначается вид подчиненности, если операции с оперативной тем или иным оборудованием ЭЭС выполняются с ведома (по разрешению) соответствующего диспетчера, в чьем ведении это оборудование находится. Предусматривается оперативное ведение двух уровней. В оперативном ведении 1 уровня находится оборудование, операции с которым проводятся по согласованию или с уведомлением вышестоящего диспетчера или диспетчера того же уровня. В оперативном ведении II уровня находится оборудование, состояние которого или операции с которым оказывают влияние на режим работы определенной части электрической сети. Операции с этим оборудованием диспетчером проводятся и по согласованию уведомлением с вышестоящим заинтересованных диспетчеров. Каждый элемент ЭЭС может находиться в оперативном управлении диспетчера не только одной ступени, но и в ведении нескольких диспетчеров одной или разных ступеней управления. Разделение оборудования, 50 средств автоматизации и управления между ступенями территориальной иерархии по видам управления характеризует не только распределение функций управления между ступенями территориальной иерархии на временном уровне оперативного управления, но в значительной мере определяет распределение функций на других временных уровнях. Наряду с этим при оперативном управлении, а в отдельных случаях и при планировании режимов предусматривается подчинение по определенному кругу вопросов одного из подразделений другому, находящемуся на том же уровне управления. Так, диспетчеру одной из энергосистем может быть поручено оперативное управление ЛЭП, связывающей данную энергосистему с соседней. Таким образом организуется разгрузка диспетчера ОДУ путем передачи диспетчерам энергосистем части функций, выполнение которых возможно на этом уровне. Все оборудование ЭЭС, обеспечивающее производство и распределение электроэнергии, находится в оперативном ведении дежурного диспетчера энергосистемы или непосредственно подчиненного ему оперативного персонала (начальники смен электростанций; диспетчеры электрических и тепловых сетей, дежурный персонал подстанций (ПС) и т.д.). Перечни оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении, утверждаются главными диспетчерами ЦДУ ЕЭС России, ОДУ ОЭС и ЦДС энергосистем соответственно. Рисунок 12 – Диспетчерский пункт энергосистемы 51 В оперативном управлении диспетчера энергосистемы находится основное оборудование, проведение операций с которым требует координации действий дежурного персонала энергопредприятий (энергообъектов) или согласованных изменений в РЗ и автоматике нескольких объектов. Оперативное управление энергетическими объектами, играющими особо важную роль в объединении или в ЕЭС, в виде исключения может быть поручено не диспетчеру энергосистемы, а диспетчеру ОДУ или ЦДУ ЕЭС. В оперативном ведении дежурного диспетчера ОДУ находятся суммарная рабочая мощность и резерв мощности энергосистем, электростанции и агрегаты большой мощности, межсистсмные связи и объекты основных сетей, влияющих на режим ОЭС. В оперативное управление диспетчера ОДУ передается оборудование, операции с которыми требуют координации действий дежурных диспетчеров энергосистем. В ведении дежурного диспетчера ЦДУ ЕЭС – высшего оперативного руководителя ЕЭС – находятся суммарная рабочая мощность и резерв мощности ОЭС, электрические связи между объединениями, а также важнейшие связи внутри ОЭС и объекты, режим которых решающим образом влияет на режим ЕЭС. В оперативном управлении диспетчера ЦДУ ЕЭС находятся основные связи между ОЭС и некоторые объекты общесистемного значения. Принцип оперативной подчиненности распространяется не только на основное оборудование и аппаратуру, но и на РЗ соответствующих объектов, линейную и противоаварийную автоматику, средства и системы автоматического регулирования нормального режима, а также средства диспетчерского и технологического управления, используемые оперативным персоналом. Дежурные диспетчеры АО-энерго, ОДУ и ЦДУ ЕЭС – высшие оперативные руководители соответственно энергосистемы, объединения и ЕЭС в целом. Оборудование, находящееся в оперативном ведении или управлении диспетчера соответствующего звена, не может быть выведено из работы или резерва, а также включено в работу без разрешения или указания диспетчера. Распоряжения административного руководства энергообъектов и энергосистем по вопросам, относящимся к компетенции диспетчеров, могут выполняться оперативным персоналом только с 52 разрешения оперативного дежурного высшего звена. Высшее звено (ЦДУ ЕЭС) осуществляет круглосуточное оперативное руководство параллельной работой ОЭС и непрерывное регулирование режима ЕЭС. Среднее звено (ОДУ) ведет режим объединения и управляет параллельной работой энергосистем. Диспетчерская служба энергосистемы управляет режимом энергосистемы, обеспечивая согласованную работу всех входящих в нее энергетических объектов. При работе ЭЭС в составе ОЭС в полной мере сохраняется ответственность энергосистем за использование мощности электростанций, обеспечение максимальной располагаемой мощности и расширение диапазона регулирования. При этом располагаемая мощность и регулировочные возможности определяются условиями покрытия нагрузок ОЭС с учетом пропускной способности межсистемных связей. Основная ответственность за поддержание нормальной частоты возлагается на высшего оперативного руководителя ЕЭС-диспетчера ПДУ ЕЭС. Диспетчеры ОДУ и энергосистем обеспечивают поддержание заданных соответственно ЦДУ ЕЭС и ОДУ графиков перетоков мощности между ОЭС и энергосистемами, выполнение указаний по изменению перетоков в целях поддержания нормальной частоты при изменении баланса мощностей. Ответственность за поддержание частоты разделяют также диспетчеры ОДУ и энергосистем в части обеспечения заданного вращающегося резерва мощности, а при автоматическом регулировании частоты автоматических систем и и активной мощности устройств, – в привлекаемых части к использования автоматическому регулированию и для поддержания требуемого регулировочного диапазона на электростанциях. Управление режимом основных электрических сетей по напряжению осуществляется согласованными действиями персонала соответствующих ступеней диспетчерского управления. Диспетчеры ЦДУ ЕЭС и ОДУ поддерживают уровни напряжения в соответствующих точках основной электрической сети, определенных инструкциями. При временном дефиците мощности или электроэнергии в ЕЭС продолжительность ограничений нагрузки или электропотребления устанавливается ЦДУ ЕЭС и согласовывается с руководством РАО «ЕЭС России»; 53 распоряжения Дает о диспетчерам вводе ОДУ, а ограничений последние – диспетчер диспетчерам ЦДУ энергосистем. Высшее звено оперативного управления (ЦДУ ЕЭС) разрабатывает и утверждает основные инструкции по ведению режима и оперативному управлению, обязательные для оперативного персонала ОДУ и объектов, непосредственно подчиненных ЦДУ. Территориальные ОДУ по своим объединениям разрабатывают инструкции, находящиеся в соответствии с общими положениями инструкций ЦДУ и служащие, в свою очередь, основой для разработки ЦДС местных инструкций, учитывающих особенности структуры и режима энергосистем. Диспетчерский график нагрузки является для электростанции непосредственным конкретным производственным заданием на рабочие сутки. График задается диспетчерской службой энергообъединений в пределах от минимальной мощности, обусловленной в основном техническим минимумом нагрузки, до установленной плановой рабочей мощности. Диспетчерский график задается исходя из требований максимальной экономии по топливным затратам в энергосистеме в целом с учетом экономического распределения нагрузки между электростанциями. Поэтому его нарушение отрицательно сказывается на экономичности работы энергосистемы. Фактический график в лучшем случае должен совпадать с плановым. Отклонение его от ранее заданного может быть произведено диспетчером в порядке корректировки или по причинам, зависящим от электростанции. Анализ выполнения заданных графиков производится путем сравнения фактического графика с плановым и выявлении причин отклонения. Рассмотрим типичный случай на примерах. На рисунке 13 приведен случай точного выполнения графика. Если плановое значение было изменено диспетчером в пределах планового значения рабочей мощности, то скорректированный график считается новым диспетчерским заданием (рисунок 14). В этом случае график не считается перевыполненным. 54 Если плановое задание было изменено диспетчером в пределах планового значения рабочей мощности, то т скорректированный график считается новым диспетчерским заданием (рисунок 14). В этом случае график не считается перевыполненным. Если плановое значение было изменено с ведома диспетчера сверх планового значения рабочей мощности вследствие того, что электростанция, например, досрочно ввела в эксплуатацию агрегат из ремонта, то диспетчерский график считается перевыполненным на значение дополнительной выработки электроэнергии, которая на рисунке 15 заштрихована. Рисунок 13 - Соответствие фактического графика заданному Рисунок 14 - Повышение нагрузки по требованию диспетчера энергосистемы 55 Рисунок 15 - Изменение диспетчерского графика и дополнительная выработка энергии Если график нагрузки был снижен в результате каких-либо неполадок на станции, то он считается нарушенным, и в этом случае имеет место недовыработка , значение которой характеризуется заштрихованной областью на рисунке 16. Рисунок 16 - Недовыработка энергии из-за аварийного отклонения генератора При анализе дополнительная выработка или недовыработка электроэнергии количественно определяется в мега-ватт-часах по соответствующей площади графика. Относительно эти величины рассчитываются в сравнении с заданной по плану выработкой, %: 56 С качественной стороны анализ выполнения диспетчерских графиков должен дополняться выявлением конкретных причин, вызвавших их отклонение. При анализе выполнения графиков за какой-либо плановый период не рекомендуется проводить сальдирование недовыработки и дополнительной выработки энергии, так как это может завуалировать действительное состояние дел путем компенсации нарушений графиков в одно время их «перевыполнением» в другое время. Нарушения, как правило, имеют значительные экономические последствия, перекрыть которые не всегда удается. К тому же следует не скрывать недостатки, а выявлять их и анализировать с целью устранения и недопущения в будущем. 57 Структура капиталовложений по различным типам энергообъектов. Объекты. Строительно- Оборудование и прочие монтажные работы, % затраты, % атомные 40 60 тепловые 60 40 гидро 80 20 Электрические сети с 65 35 Электростанции: подстанциями 35кВ и выше Источники финансирования капиталовложений: а) Собственных финансовых ресурсов: прибыли, амортизационные отчисления, финансовые средства инвесторов, полученные от продажи акций, паевых или иных взносов, денежных накоплений, полученных в виде возмещений от аварий, стихийных бедствий от органов страхования. б) Заемных: банковских кредитов, облигационных займов, коммерческих кредитов. в) Привлеченных: финансовых средств, централизуемых союзами предприятиями в установленном порядке, средств небюджетных фондов, средств федерального бюджета на возвратной и невозвратной основе, средств иностранных инвесторов. Капительное строительство каждого нового объекта носит индивидуальный характер и ведется в новых условиях. Большое влияние на процесс строительства оказывают местные условия ( геологические, топографические, климатические), 58 поэтому для строительства каждого генерирующего энергообъекта и ЛЭП, составляется проект, который будет состоять из предпроектной документации проектной документации. Обоснование инвестиций предусматривает: народно-хозяйственную необходимость, номенклатуру продукции и потребителей, место строительства и условия эксплуатации, сырьевые источники, соответствующие мировому уровню энергоснабжения, экологию, укрупненную оценку средней стоимости объекта, проект бизнес-плана. Стоимость строительства определяется сметой. Сметную стоимость можно подразделить: Коб – сметная стоимость оборудования Ксмр – стоимость строительно-монтажных работ Кпр – прочие расходы Д- доход строительной организации Цо – цена оборудования Цтр – расходы на доставку (транспорт) Имз – материальные затраты (55%), определяемые на основе СНИП ценников Изп – заработная плата строительных рабочих (15%) Исзо – затраты на эксплуатацию строительных машин (10%) 59 Ипр – прочие расходы Иадм – административные расходы, включающие расходы на заработную плату административно-управленческого персонала, амортизацию и ремонт административных зданий, канцелярские и другие расходы. Иобс – расходы по обслуживающим производствам Итб – расходы по охране труда и технике безопасности Ижк – расходы по жилищно-коммунальному хозяйству Инепроиз – непроизводственные расходы Ипр – прочие расходы РЕЖИМЫ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ Отражаются в графиках электрических и тепловых нагрузок: суточных, недельных, годовых. Также графики широко применяются в практике производственного планирования, ценообразования, диспетчерского управления. При помощи графиков, решаются такие задачи, как определение общей потребности в генерирующих мощностях электростанций, установление состава генерирующих мощностей энергосистем, экономическое распределение нагрузки между электростанциями и отдельными агрегатами, планирование ремонтов оборудования энергосистем, разработка тарифов на энергию, дифференцированных по периодам суток, дням недели, сезонам года. Полный суточный график нагрузки складывается из графиков отдельных потребителей, учитывается расход энергии на собственные нужды и потери в электрических сетях. Конфигурация суточных графиков определяется в основном особенностями графиков нагрузки коммунально-бытового сектора 1-2-3х сменных и непрерывно работающих предприятий. Они различны по сезонам и месяцам года, а также по дням недели: рабочим и выходным. 60 Для условий РФ электрическая нагрузка больше зимой, чем летом, наименьшее значение называется минимумом нагрузки, имеет место в ночные часы суток, в утренние и вечерние часы наблюдается повышение нагрузки, причем зимой более значительное, чем летом (поэтому ремонты, обычно планируют на лето). Этот максимум называется пиком нагрузки. На его основе определяется необходимая установленная мощность электростанции. Электрическая существенно ниже, нагрузка чем в в субботу, рабочие. Это воскресенье, может праздничные потребовать дни остановки энергетических агрегатов, что снижает их эксплуатационные показатели. Суточные графики нагрузки можно разделить на базовую, ограниченную минимальной ночной нагрузкой и переменную части. В свою очередь, переменная часть подразделяется на полупиковую, которая располагается между минимальной ночной и средней нагрузками, и пиковую - между средней и максимальной нагрузками. Такая структура графика служит основой для определения состава генерирующих мощностей электростанции. Основные характеристики электрических нагрузок:  паспортная мощность  номинальная активная мощность  номинальная реактивная мощность  средняя мощность  коэффициент использования  коэффициент спроса  коэффициент максимума  коэффициент формы графика  коэффициент заполнения графика  коэффициент активной мощности узла нагрузки  коэффициент реактивной мощности узла нагрузки 61 Регулирование графиков нагрузки Под регулированием понимается выравнивание суточных графиков нагрузки энергосистемы, путем регулирования мощности потребителей. К ним относятся организационные электрические и технологические факторы. Мероприятия по выравниванию графиков нагрузки подразделяются на косвенные и прямые. Косвенные:  перенос на ночное время работы  разбивка цехов и предприятий с односменным режимом работы на две группы в разные смены  сдвиг в обеденных перерывах – в разное время для разных цехов  сдвиг начала смены Прямые:  часть цехов предприятия используются в качестве регуляторов нагрузки  снижение давления и производительности насосов, компрессоров, воздуходувов. Технологические факторы: упорядочение графиков работы приемников, отключение вспомогательного оборудования и проведение профилактического ремонта в периоды максимальной нагрузки, создание запаса полуфабрикатов для возможности остановки некоторых промежуточных звеньев технологического процесса. Электрические факторы: регулирование реактивной мощности, снижение напряжения. 62 ТАРИФНЫЕ СИСТЕМЫ Различают технический и коммерческий учет. Расчет ведут через коммерческий учет. Тарифы - это система ценовых ставок, по которым осуществляется расчет за электроэнергию и за услуги, оказываемые при электроснабжении. Цена электроэнергии – стоимость единицы электроэнергии, с учетом стоимости мощности, не включающая стоимость услуг по ее передаче и иных соответствующих услуг. В систему тарифов входят:  тарифы на электроэнергию (мощность) на оптовом рынке и их предельные (минимальные и максимальные) уровни, включая регулируемый сектор. Сектор отклонений и сектор свободной торговли.  тарифы на электроэнергию (мощность) на розничном рынке  тарифы на услуги, оказываемые на оптовом и розничном рынках электроэнергии В настоящее время государство осуществляет регулирование тарифов, поскольку электроснабжение осуществляется в условиях монополии. Главный принцип государственного регулирования – экономическая обоснованность расчетной себестоимости и прибыли хозяйствующих субъектов электроэнергетики. Федеральная служба по тарифам РФ утверждает тарифы для субъектов оптового рынка, а также разрабатывает нормативные и методические документы по расчету тарифов. Региональная энергетическая комиссия (РЭК) устанавливает тарифы на розничных рынках регионов. Энергоснабжающая компания представляет в РЭК свои предложения по тарифам, исходя и планируемых объемов производства и передачи электроэнергии, и потребностей финансов на эти цели. В результате 63 анализа представленных материалов, РЭК утверждает тарифы для различных групп потребителей. Для каждой группы потребителей устанавливаются тарифы в 3-х вариантах: 1. одноставочный тариф, включающий полную стоимость покупки 1кВт*ч энергии 2. двухставочный тариф, состоит из 2-х ставок:  ставка стоимости 1кВт*ч  ставка стоимости 1кВт мощности, участвующего в максимально нагрузке потребителей 3. одноставочные зонные тарифы, устанавливающие дифференцированную стоимость покупки 1кВт*ч по суточным зонам графика электрической нагрузки - одноставочный – двухставочный - зонный П-пик ПП-полупик Н-ночной В основе двухставочного тарифа лежит условное разделение затрат электроснабжающих организаций и электростанций, на постоянные и переменные. Постоянные затраты – расходы на техобслуживание, ремонт оборудования, содержание персонала и практически не зависят от количества выработанной и реализованной электроэнергии. Переменные – включают затраты на топливо. 64 Постоянные затраты определяют ставку тарифа за мощность, а переменные – ставку за электропотребление. Применение двухставочных тарифов заставляет потребителя снижать заявленную мощность в часы максимума энергосистемы. Сравнить тарифы можно через средневзвешанную стоимость электроэнергии, т.е. стоимость оплаты делят на объем электроэнергии. Федеральная служба по тарифам РФ устанавливает тарифы и платы для субъектов оптового рынка: 1. тарифы на поставленную энергию 2. тарифы для покупателей, действующие в регулируемом секторе оптового рынка 3. регулируемый предельный тариф в секторе свободной торговли 4. плата за услуги по обеспечению системной надежности 5. плата за услуги по оперативно-диспетчерскому управлению 6. плата за балансировку 7. плата за использование (неиспользование) мощностей для поддержания баланса производства и потребления с учетом резервов 8. плата за услуги коммерческого оператора-администратора торговой системы оптового рынка 9. ценовая ставка формирования средств для обеспечения безопасности функционирования и развития атомных электростанций. Для РФ возможно применение следующих систем тарифов: сезонные, выходного дня, с учетом надежности электроснабжения, с более глубокой дифференциацией по группам потребителей, социально-ориентированный тариф для бытовых потребителей, тариф с оплатой по счетчику и фиксированная оплата, учитывающая постоянные расходы электроснабжения организации, ступенчатый тариф с оплатой в зависимости от объема электропотребления, тариф с дифференцированной по времени оплатой за мощность. 65 Потери электроэнергии. Классификация видов потерь электроэнергии и их терминологическое определение. Абсолютные потери – технологически необходимый расход электроэнергии на ее транспортировку, с допустимым качеством и дополнительными потерями. Дополнительные потери – расход электроэнергии, не вызванный технологической необходимостью передачи данного количества электроэнергии. Относительные потери – потери электроэнергии, определенные отношением их значений к величине отпуска в цепь. Для цели анализа и нормирования потерь, целесообразно использовать структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие, исходя из их физической природы, и в специфике методов определения их количественных значений. Фактические потери могут быть разделены на 4 составляющие: 1. технические потери, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электросетям, и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло 2. расход электроэнергии на собственные нужды подстанции, необходимые для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, регистрируется счетчиками, устанавливаемыми на трансформаторах собственных нужд. 3. Потери электрической энергии, обусловленные погрешностью ее измерения (недоучет, метрологические потери). 4. Коммерческие потери обусловлены хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями. 66 Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процессам передачи электроэнергии по сетям, называются технологическим потерями. Четвертая составляющая – коммерческие потери, представляют собой воздействие человеческого фактора, не имеет самостоятельного математического описания, и не могут быть рассчитаны автономно. Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру. Нагрузочные потери включают в себя:  В проводах, ЛЭП, силовых трансформаторах и автотрансформаторах, токоограничивающих реакторах, загородителях высокочастотной связи.  В трансформаторах тока, соединительных проводах, шинах распределительных устройств подстанций Последние две составляющие в силу отсутствия практики определяются на основе удельных потерь и рассчитываются для средних условий и включены в состав условно-постоянных потерь. Потери холостого хода включают в себя постоянные потери: силовых и автотрансформаторах, в компенсирующих устройствах ( синхронных и тиристорных компенсаторах, батареи конденсаторов, шунтирующих реакторов), оборудование систем учета электроэнергии (трансформаторы тока, напряжения, счетчиках, соединительных проводах), вентильных разрядниках и ограничителях напряжения, устройствах присоединения высокочастотных связей, изоляции кабелей. Расход на собственные нужды подстанции обусловлен режимом работы разных типов электроприемников. Его можно разбить на 6 составляющих:  На обогрев помещений  Вентиляция и освещение помещений  Система управления подстанцией синхронных компенсаторов  Охлаждение и обогрев оборудования 67 и вспомогательные устройства  Работа компрессоров воздушных выключателей, пневматических приводов, масляных выключателей  Текущий ремонт оборудования, устройства регулирования под нагрузкой, дистилляторы, вентиляция закрытого распредустройства, обогрев и освещение проходной. Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных трансформаторов тока, напряжения и электрических счетчиков. Компенсация реактивной мощности. Основными потребителями мощности на промышленном предприятии являются: асинхронные двигатели, индукционные печи, вентильные преобразователи, трансформаторы, сварочные агрегаты. Промышленные потребители в настоящее время потеряли экономический стимул на обеспечение ими tgφ. tgφ = 0,33 (нормативное значение). Это приводит:  К возрастанию потоков реактивной мощности в линиях электропередачи межсистемных и системообразующих электрических сетей и систем электроснабжения потребителей – распределительных электрических сетей;  К возникновению дефицита реактивной мощности в узлах нагрузки и снижению напряжения на шинах нагрузок и подстанций, распределительных электрических сетей, снижению запаса статистической устойчивости нагрузки по напряжению;  К увеличению до предельно допустимых значений токов полной нагрузки линий электропередачи и трансформаторных подстанций, ограничению их пропускной способности по активной мощности из – за необоснованной их загрузки реактивной. Возрастание потоков реактивной мощности в сетях происходит из – за несоответствия схемно - режимных 68 решений изменением структуры потребления и стихийно складывающимся распределению прирастающей нагрузки. По системе электроснабжения распределительной электрической сети, без учета потребления реактивной мощности присоединенными или наращивающими мощности потребителями электрической энергии, структура, которой за последние десятилетия сильно изменилась, так как возросла доля индуктивной нагрузки, что особенно заметно в городских сетях. Несмотря на то, что на выработку реактивной мощности активная мощность, следовательно топливо, не расходуется, ее передача по сети вызывает затраты активной энергии, которой покрываются активной энергией генераторов (за счет дополнительного расхода топлива). Кроме того, передача реактивной мощности загружает электрические сети и установленное в ней оборудование, отнимая некоторую часть их пропускной способности. Негативный результат проявляется в том, что: нарастает число случаев отключения потребителей и увеличиваются размеры отключаемых нагрузок защитами при снижении напряжения во время КЗ в электрических сетях и циклах АПВ или АВР, что говорит о недостаточной устойчивости нагрузки к внешним возмущениям, в связи с отсутствием запаса по напряжению энергосистемы на шинах имеют ряд присоединения; своих В 16 энергорайонов, с регионах страны весьма высокой вероятностью введения в действие максимальных нагрузок графиков аварийного отключения потребителей, из – за перегрузки линий электропередачи и трансформаторного оборудования, из – за необоснованной по токам реактивной мощности; Преждевременный дефицит активной мощности в ряде узлов из – за существенного роста потерь активной мощности в электрических сетях и предельной загрузки линий электропередачи избыточными потоками реактивной мощности, ухудшения технико – экономической эффективность электросетевого бизнеса, привели к сдерживанию присоединения новых потребителей или увеличению мощности присоединенных. 69 1.3. Нормативно–правовое обеспечение компенсации реактивной мощности Нормативы, касающиеся потребления предприятиями реактивной мощности в СССР, берут начало в 1930–е годы на фоне активной электрификации страны. Первый документ подразумевал повышение основного критерия экономичности электроустановок – коэффициента мощности промышленных предприятий на границах балансовой принадлежности с 0,815 до 0,85. В 1943 году за низкий коэффициент мощности была введен повышающий коэффициент к тарифу на электроэнергию. В 1951 г. был создан документ «О повышении коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий», а в 1961 г. он был переработан и назван «Руководящие указания по повышению коэффициента мощности». В 1975 году определялись для каждого квартала в режимах максимальных и минимальных нагрузок на основании экономически обоснованной реактивной нагрузки в узле, рассчитанной энергоснабжающей организацией для получения оптимального народнохозяйственного эффекта. В зависимости от выполненных или невыполненных указаний потребителю начислялась скидка или надбавка к тарифу за активную электроэнергию. С 1 января 1992 г. Приказом Минтопэнерго РФ от 14 июля 1992 г. № АД– 3866/19 Главгосэнергонадзор ввёл в действие новую редакцию подраздела 2.3 «Правил пользования электрической энергией» [3] в целях приведения его в соответствие с Прейскурантом № 09–01, утвержденным постановлением Госкомцен СССР от 28.02.90 г. № 152. Данный документ определял оплату за абсолютную величину потреблённой или выработанной реактивной мощности. 70 Как показал проведённый анализ, развитие производства и ЭЭС в России привело к тому, что начисление надбавок за превышение средневзвешен–ного коэффициента мощности превратилось в оплату абсолютной величины реактивной мощности, отличающейся от целесообразной для энергосистемы (потребляемой в часы максимальных нагрузок и вырабатываемой в часы минимальных нагрузок) с учётом народнохозяйственного эффекта для произвовведены «Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях», которые были ориентированы не на максимальное повышение коэффициента мощности, а на обеспечение минимума приведённых затрат на электросеть и компенсирующие устройства [1]. В то время это было настоящим достижением в области нормативного регулирования. В 1981 году утверждена Инструкция по системному расчету компенса–ции реактивной мощности в электрических сетях (Министерство энергетики и электрификации СССР), [2]. Согласно данной инструкции, контроль за фак– тическим потреблением реактивной мощности должен был осуществляться у потребителей с заявленной мощностью более 750 кВА в режимах минимальных и максимальных нагрузок, для остальных – величина потребляемой реактивной мощности должна была определяться расчётом. Величины реактивной мощности, которые необходимо было компенсировать потребителю, опредедителей, транспортировщиков и потребителей электрической энергии. На основании такого руководящего документа были разработаны методики по расчёту КРМ в электрических сетях, основанные на получении народнохозяйственного эффекта. Переход к другому типу экономики в стране не отменял данный механизм КРМ за счёт потребителей до 2001 года. В процессе реформирования электроэнергетики и разработки новой нор– мативной базы в 2001 году была отменена «Инструкция о порядке расчётов за электрическую и тепловую энергию», что привело к тому, что экономических рычагов воздействия на потребителей в части начисления надбавок за завы–шенные коэффициенты реактивной мощности не было более девяти лет (до 2010 года). Это 71 было связано с переходным периодом в электроэнергетикестраны, в течение которого Инструкция «вошла в противоречие с законода–тельными и иными правовыми актами функционирования более высокого электроэнергетики уровня» России, [4]. Изменения связанные с условий корен–ными изменениями политической системы страны, разделением ЭЭС на субъ–екты электроэнергетики по видам деятельности и переходом к рыночной схеме взаимодействия субъектов между собой привели к тому, что методы КРМ, основанные на реализации народнохозяйственного эффекта, перестали соответствовать современным условиями функционирования электроэнерге–тики [4, 5, 6]. Вышедшие в 2010 году «Методические указания по расчету повышаю–щих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электри–ческой энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реак–тивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств ...» [7] при–вели к тому, что для потребителей с присоединённой мощностью энергопри–нимающих устройств более 150 кВт (за исключением бытовых и приравнен–ных к ним потребителям) рассчитываются повышающие (понижающие) коэф–фициенты к тарифу и составляющая снижения тарифа по соотношению актив–ной и реактивной мощности в часы больших суточных нагрузок [8]. При этом установленные в [8] коэффициенты реактивной мощности для потребителей, подключенных на напряжение 220 кВ и выше, могут быть изменены на осно–вании расчётов электрических режимов электроэнергетические для потребителей, режимы работы значительно энергосистем. Для влия–ющих на потреби–телей, подключенных на напряжение 110 кВ (154 кВ) и ниже, установлены предельные коэффициенты реактивной мощности, относительно которых рас–считываются повышающие или понижающие коэффициенты к тарифу по пе–редаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления ак–тивной и реактивной мощности. При этом если потребитель участвует в регу–лировании потоками реактивной мощности, то для него дополнительно рас–считывается 72 «составляющая снижения тарифа за участие потребителя в регу–лировании реактивной мощности». Таким образом, изменение нормативной базы в электроэнергетике Рос–сии вновь привело к тому, что появились повышающие (понижающие) коэф–фициенты, применяемые к тарифу на услуги по передаче электрической энер–гии для потребителей в зависимости от соотношений активной и реактивной мощностей. При этом заданные предельные значения коэффициентов реактив–ной мощности на границе балансовой принадлежности [8] определяются только условиями надёжного и качественного электроснабжения потребите–лей. Отказ принципов выбора КУ по утверждённой инструкции [2], обеспечи–вающей народнохозяйственный эффект, закреплён и в ПУЭ [9]. Седьмая ре–дакции ПУЭ регламентирует применение компенсирующих устройств для обеспечения требуемой пропускной способности сети, необходимых уровней напряжений и запасов устойчивости (ПУЭ п.п. 1.2.24). Основным акцентом принятых и принимаемых документов в части регулирования потоками реактивной мощности является повышение надёжности электроснабжения потребителей и поддержания устойчивости ЭЭС. В связи с продолжительным отсутствием нормативных рычагов, хорошо регулирующих потребление (выработку) реактивной мощности, и принятием нового механизма расчётов за соотношение активной и реактивной мощно–стей [7, 8], существующие методы КРМ перестали отвечать требованиям как РСК, так и потребителей. Это подтверждает и переход от административно–командной системы в сфере управления электроэнергетикой к рыночным вза–имоотношениям. Однако окончательные выводы, касательно применения имеющихся методов, можно сделать только на основе анализа самих методов КРМ. Реформирование энергосистем РФ, принятие федеральных законода–тельных актов об энергосбережении и энергоэффективности, разработка и ре–ализация ряда пилотных проектов и федеральных программ по энергосбере–жению и т.д. пока не изменили очевидности факта, что вопросы оптимизации энергопотребления и повышения качества покупаемой электроэнергии попрежнему остаются в компетенции самих 73 потребителей и практически вне ре–альной поддержки государства в виде преференций или налоговых льгот на модернизацию локальных электросетей предприятий. Наиболее наглядным примером тому остается проблема коррекции ко– эффициента мощности, по факту выгодная не только потребителям, но и всей ветки поставки электроэнергии от генерирующих структур до передачи мощ–ностей, установленных двусторонними договорами между потребителем и се–тевой организацией. Менеджменты производственных и производственно–коммерческих структур оплачивают проведение энергоаудита (своим подразделениям или сторонним организациям), разработку проектов оптимизации энергопотребле–ния путем коррекции коэффициента мощности, изыскивают финансовые ре–зервы на приобретение и монтаж установок компенсации реактивной мощно–сти, счетчиков потребления реактивной энергии и т.д. — и все это без каких–либо механизмов финансовой поддержки со стороны государства и/или по–ставщиков электроэнергии. В то же время производители устройств/установок компенсации реактивной мощности и продающие компании в качестве основ–ного аргумента необходимости коррекции коэффициента мощности непосред–ственно в потребительских сетях приводят типовые формулы «усредненных» расчетов, правомерность применения которых вызывает сомнение, особенно с учетом изменений в правовой базе последних лет. Согласно изменений в постановление Правительства РФ № 530 «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электроэнергии в переходный период функционирования электроэнергетики» сверхнорматив–ное потребление реактивной мощности должно оплачиваться потребителями с применением повышающих коэффициентов к тарифам. На текущий момент в России в качестве маркера потребления реактив–ной энергии по–прежнему используется коэффициент (cos φ), численно опре–деляемый отношением активной мощности к полной мощности, но не коэф–фициент 74 реактивной мощности (tg φ), равный отношению величины реактив–ной мощности к активной мощности. Однако точность коэффициента мощно–сти в определении реального потребления реактивной энергии значительно ниже точности коэффициента реактивной мощности, используемого в качестве маркера в странах ЕС и США Новые экономические стимулы коррекции коэффициента мощности в России Новый этап контроля над потреблением реактивной энергии начался с принятием Правительства Российской Федерации 04.05.2012 Постановления № 442«О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» и «Основные положениями функционирования розничных рынков электрической энергии», хотя на текущий момент реальные изменения в оплате за потребляемые объемы мощностей касаются только потребителей с максимальной мощностью энергопринимающего устройства (совокупности энергопринимающих устройств)в границах балансовой принадлежности не менее 670 кВт. 75 2.2 Основные потребители реактивной мощности и ее компенсация На промышленных электропотребители, предприятиях характеризующиеся применяются различные различными режимами промышленным предприятием, электропотребления. Реактивная мощность, потребляемая распределяется между отдельными видами электроприемников: 65 % приходится на АД, 20 – 25 % на трансформаторы и около 10 % на воздушные электрические сети и другие приемники. Основную роль в балансе реактивной мощности асинхронных двигателей и трансформаторов играет реактивная составляющая мощности холостого хода, которая зависит от параметров (объема) магнитной цепи, мощности и конструкции машины, трансформатора. Электродвигатели применяются в приводах различных производственных механизмов на всех промышленных предприятиях. Электропривод представляет собой комплекс электрических машин, аппаратов и систем управления, в котором электродвигатели конструктивно связаны с исполнительным механизмом и преобразуют электрическую энергию в механическую работу. В установках, не требующих регулирования скорости в процессе работы, применяются исключительно электроприводы переменного тока (асинхронные и синхронные двигатели). Нерегулируемые электродвигатели переменного тока — основной вид электроприемников в промышленности, на долю которого приходится около 2/3 суммарной мощности. Доля электропотребления асинхронными двигателями напряжением 0,38 кВ составляет 52% в машиностроении. Характер потребления реактивной мощности асинхронными двигателями описан в следующем разделе. Электротермия, электросварка, электролиз и прочие потребители составляют около 1/3 суммарной промышленной нагрузки. 76 Электротермические приемники в соответствии с методами нагрева делятся на следующие группы: дуговые электропечи для плавки черных и цветных металлов, установки индукционного нагрева для плавки и термообработки металлов и сплавов, электрические печи сопротивления, электросварочные установки, термические коммунально–бытовые приборы. Наибольшее распространение в цеховых электрических сетях напряжением 0,38 кВ имеют печи сопротивления и установки индукционного нагрева. Печи сопротивления прямого и косвенного действия имеют мощность до 2000 кВт и подключаются к сети напряжением 0,38 кВ, коэффициент мощности близок к 1,0. Индукционные плавильные печи промышленной и повышенной частоты представляют собой трехфазную электрическую нагрузку «спокойного» режима работы. Печи повышенной частоты питаются от вентильных преобразователей частоты, к которым подводится переменный ток напряжением 0,4 кВ. Индукционные печи имеют низкий коэффициент мощности: от 0,1 до 0,5. Электросварочные установки переменного тока дуговой и контактной сварки представляют собой однофазную неравномерную и несинусоидальную нагрузку с низким коэффициентом мощности: 0,3— для дуговой сварки и 0,7 — для контактной. Электрохимические и электролизные установки работают на постоянном токе, который получают от преобразовательных подстанций, выпрямляющих трехфазный переменный ток. Коэффициент мощности установок 0,8 ... 0,9. Установки электрического освещения с лампами накаливания, люминесцентными, дуговыми, ртутными, натриевыми, ксеноновыми лампами применяются на всех предприятиях для внутреннего и наружного освещения. В производственных цехах в настоящее время применяются преимущественно дуговые ртутные лампы высокого давления типов ДРЛ и ДРИ 220 В. Аварийное освещение, составляющее 10% общего, выполняется лампами накаливания. Коэффициент мощности светильников с индивидуальными конденсаторами 0,9 ... 0,95, а без них — 0,6. Лишь лампы накаливания имеют коэффициент мощности 1,0. 77 Компенсация реактивной мощности у потребителей позволяет: снизить ток в передающих элементах сети, что приводит к уменьшению сечения кабельных и воздушных линий Ip Sp 3 U н    2 P 2p  Q д.к  Q ку 3 U н (1) уменьшить полную мощность, что снижает мощность трансформаторов и их число   2  S p  P 2p  Q д.к  Q ку S "p (2) уменьшить потери активной мощности, а также потери в сетях от протекания реактивного тока     2  Q2 3  S "p S "p P 2 p д.к  R  P д.к  3  I "p  R  R R 2 U н 2 U н 2 3 U н      (3)  2 P 2p  Q д.к  Q ку  P п.к  R 2 U н  (.4) Компенсация реактивной мощности может быть единичной, групповой и централизованной. Единичная компенсация предпочтительна там, где требуется компенсация мощных (свыше 20 кВт) потребителей и потребляемая мощность постоянна в течении длительного времени. Групповая компенсация применяется для случая компенсации нескольких, расположенных рядом и включаемых одновременно индуктивных нагрузок, 78 подключенных к одному распределительному устройству и компенсируемых одной батареей. Централизованная потребностью в компенсация реактивной для предприятий мощности, оснащается с изменяющийся специализированным контроллером и коммутационно–защитной аппаратурой, которая включает или отключает ступени конденсаторов. Промышленные потребители потеряли экономический стимул на обеспечение ими tg  своей нагрузки в заданных пределах, что привело:  к возрастанию потоков реактивной мощности в линиях электропередачи межсистемных и системообразующих электрических сетей и систем электроснабжения потребителей – распределительных электрических сетей;  к возникновению дефицита реактивной мощности в узлах нагрузки и, как следствие, к снижению напряжения на шинах нагрузок и подстанций распределительных электрических сетей и снижению запаса статической устойчивости нагрузки по напряжению;  к увеличению до предельно допустимых значений токов полной нагрузки линий электропередачи и трансформаторных подстанций и ограничению их пропускной способности по активной мощности из–за необоснованной их загрузки реактивной мощностью. Таблица 1 – Технико–экономический эффект от применения конденсаторных установок cos  без cos  c компенсации компенсацей Снижение тока и полной мощности, % Снижение величины тепловых потерь мощности, % 0,5 0,9 44 69 0,5 1,0 50 75 79 0,6 0,9 33 55 0,6 1,0 40 54 0,7 0,9 22 39 0,7 1,0 30 51 0,8 1,0 20 36 Возрастание потоков реактивной мощности в системообразующих и распределительных сетях происходит также из–за несоответствия схемно– режимных решений складывающемуся изменениям распределению структуры потребления прирастающей нагрузки и по стихийно системе электроснабжения – распределительной электрической сети без учета потребления реактивной мощности присоединяемыми или наращивающими мощности потребителями электрической энергии, структура которой за последнее десятилетие сильно изменилась: так, возросла доля индуктивной нагрузки, что особенно заметно в городских сетях. Несмотря на то, что на выработку реактивной мощности активная мощность, а, следовательно, и топливо непосредственно не расходуется, ее передача по сети вызывает затраты активной энергии, которые покрываются активной энергией генераторов (за счет дополнительного расхода топлива). Кроме того, передача реактивной мощности загружает электрические сети и установленное в ней оборудование, отнимая некоторую часть их пропускной способности. Негативный результат от вышеуказанных недостатков проявляется также в том, что:  нарастает число случаев отключения потребителей и увеличиваются размеры отключаемых нагрузок защитами при снижении напряжения во время коротких замыканий в электрических сетях и циклов (режимов) АПВ или АВР в электрических сетях, что говорит о недостаточной устойчивости нагрузки к внешним возмущениям в связи с отсутствием запаса по напряжению на шинах присоединения; 80  в максимумы нагрузок аварийного отключения потребителей из–за перегрузки линий электропередачи и трансформаторного оборудования подстанций как распределительных электросетевых компаний, так и подстанций единой национальной электрической сети (ЕНЭС), в том числе и необоснованными потоками реактивной мощности;  преждевременный дефицит активной мощности в ряде узлов и в целых регионах из–за существенного роста потерь активной мощности в электрических сетях и предельной загрузки линий электропередачи избыточными потоками реактивной мощности не только ухудшили технико–экономической эффективности электросетевого бизнеса, но и привели к сдерживанию присоединения новых потребителей или увеличения мощности присоединенных. Указанные обстоятельства также являются одной из причин сдерживания присоединения к действующим системам электроснабжения новых потребителей или препятствуют увеличению присоединенной мощности потребителей, расширяющих производство и наращивающих производственные мощности, из–за неоправданной (технически и экономически) дополнительной загруженности линий электропередачи и трансформаторных подстанций и распределительных пунктов потоками реактивной мощности, поставляемой потребителям от генераторов электростанций. Как и почему это происходит, наглядно демонстрируют формулы, приведенные на рисунке. 81 Рисунок 3 – Влияние реактивной мощности По указанным причинам увеличивать реактивную мощность, выдаваемую генераторами (с целью доставки к потребителю), нецелесообразно, а производить и выдавать реактивную мощность необходимо именно там, где она больше всего нужна. Практика такого производства широко распространена во всем мире и известна под термином «компенсация реактивной мощности». Компенсация реактивной мощности — одно из наиболее эффективных средств рационального использования электроэнергии. В большинстве практических случаев просматривается техническая и экономическая целесообразность полной или близкой к ней компенсации реактивной мощности с регулированием по основному параметру — реактивной мощности. Такое регулирование, как правило, совпадает с регулированием по напряжению. Возможные синхронные компенсаторы; перевозбуждения; источники реактивной мощности: синхронные двигатели, работающие в режиме косинусные компенсации конденсаторы (конденсаторные установки); статические тиристорные компенсаторы и др. Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях производится, исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости. При этом необходимо исходить из того, что не существует задачи поставки реактивной мощности потребителю (за исключением бытовых потребителей, т.е. населения), что демонстрирует схема, приведенная на рисунке 34. 82 Рисунок 4 – Способы компенсации реактивной мощности 2.3 Классификация устройств для компенсации реактивной мощности Все устройства компенсации реактивной мощности можно классифицировать на статические и динамические. К статическим относятся одиночные конденсаторы, батареи статических конденсаторов (БСК), фильтры гармоник; к динамическим – управляемые, регулируемые устройства, входящие в понятие FACTS (Flexible AC Transmission System) – системы гибкого регулирования передачи электроэнергии переменного тока. Термин FACTS был впервые введен в обращение Н.G. Hingorani в 1988 году (Научно–исследовательский институт электроэнергетики (EPRI), США) [3, 4], хотя управляемые устройства силовой электроники использовались для передачи электроэнергии за много лет до этого. FACTS является одной из наиболее перспективных электросетевых технологий и представляет собой комплекс технических и информационных средств автоматического управления параметрами ЛЭП. Устройства FACTS решают задачу превращения электрической сети из пассивного устройства транспорта электроэнергии 83 в устройство, активно участвующее в управлении режимами работы электрических сетей, и применяются для коррекции коэффициента мощности, минимизации потерь и др. К устройствам FACTS первого поколения (FACTS–1) относят устройства, обеспечивающие регулирование напряжения (реактивной мощности) и требуемую степень компенсации реактивной мощности в электрических сетях (статический компенсатор реактивной мощности СТК, реактор с тиристорным управлением, стационарный последовательный конденсатор с тиристорным управлением, фазосдвигающий трансформатор и др.) [6]. К новейшим FACTS второго поколения (FACTS–2) относятся устройства, обеспечивающие регулирование режимных параметров на базе полностью управляемых приборов силовой электроники: биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT), запираемые тиристоры с интегральным драйвером IGCT и др. FACTS–2 обладают новым качеством регулирования – векторным, когда регулируется не только величина, но и фаза вектора напряжения электрической сети. К ним относятся следующие устройства: синхронный статический компенсатор (СТАТКОМ), синхронный статический продольный компенсатор реактивной мощности на базе преобразователя напряжения (ССПК), объединенный регулятор потоков мощности (ОРПМ), фазоповоротные устройства (ФПУ), асинхронизированный синхронный компенсатор, в том числе с маховиком (АСК), асинхронизированный синхронный электромеханический преобразователь частоты (АС ЭМПЧ), фазовращающий трансформатор (ВФТ) [6]. Устройства второго поколения способны осуществлять обмен активной и реактивной мощностью с энергосистемой, а также генерировать или поглощать реактивную мощность после обмена с системой. Такими свойствами обладает преобразователь (или инвертор) напряжения, на котором основаны все исполнительные устройства FACTS второго поколения. В свою очередь все устройства FACTS делятся на статические и электромашинные системы. К статическим относятся: 84  управляемые шунтирующие реакторы (УШР), реализованные по принципу магнитного усилителя (УШРП), или трансформаторного типа (УШРТ – реактор–трансформатор) с тиристорным управлением;  реакторы, коммутируемые вакуумными выключателями (ВРГ);  статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности (СТК), состоящие из одной или нескольких тиристорно–реакторной групп и набора фильтрокомпенсирующих цепей;  синхронные статические компенсаторы реактивной мощности типа СТАТКОМ на базе преобразователя напряжения с параллельным подключением к сети;  синхронные статические продольные компенсаторы реактивной мощности на базе преобразователя напряжения (ССПК);  объединенный регулятор перетока мощности (ОРПМ) на основе преобразователей напряжения параллельного и последовательного включения объединенных по цепям постоянного тока;  управляемые тиристорами устройства продольной емкостной компенсации (УУПК);  управляемые фазоповоротные устройства (ФПУ) на базе фазосдвигающих трансформаторов с тиристорным управлением или РПН. Электромашинные устройства FACTS – это синтез электрической машины и преобразователя, обеспечивающие векторное регулирование напряжения с помощью специальной схемы управления. Группу электромашинных систем образуют:  асинхронизированные синхронные компенсаторы (АСК);  асинхронизированные электромашинные преобразователи частоты (АС ЭМПЧ);  фазовращающийся трансформатор (ВФТ). В зависимости от способа подключения к сети все устройства делятся на три вида [7]: 85  устройства параллельной компенсации,  устройства последовательной компенсации,  устройства последовательно–параллельной компенсации или комбинированные устройства. Любое устройство, последовательное или параллельное, можно представить регулируемым источником напряжения, включаемым последовательно или параллельно с линией электропередачи. Таким образом, влияние любого устройства FACTS на сеть можно рассматривать как генерацию параллельного источника тока и/или последовательного источника напряжения. Самыми распространенными устройствами для компенсации реактивной мощности являются батареи конденсаторов, синхронный двигатель и синхронный компесатор. Батареи конденсаторов. Достоинства:  незначительные удельные потери активной мощности до 0,005 кВт/квар,  отсутствие вращающихся частей, простота монтажа и эксплуатации, относительно невысокая стоимость,  малая масса,  отсутствие шума во время работы,  возможность установки около отдельных групп ЭП и т.д. Недостатки:  - пожароопасность,  - наличие остаточного заряда, повышающего опасность при обслуживании;  - чувствительность к перенапряжениям и толчкам тока; - возможность только ступенчатого, а не плавного регулирования мощности. Синхронный двигатель. Достоинства  реактивная мощность синхронным электродвигателем может, как генерироваться, так и потребляться; 86  - возможность плавного регулирования выработки реактивной мощности;  - меньшая зависимость генерируемой реактивной мощность от напряжения сети, чем у конденсаторов.  - преимущественное использование СД во всех случаях, когда это возможно и целесообразно по условиям технологического процесса производства Недостатки:  потери на генерацию реактивной мощности в них примерно на порядок больше, чем в конденсаторах. Синхронный компенсатор. Достоинства:  положительный регулирующий эффект, заключающийся в том, что при уменьшении напряжения в сети генерируемая мощность СК увеличивается;  возможность плавного и автоматического регулирования генерируемой реактивной мощности, что повышает устойчивость режимов работы системы и улучшает режимные параметры сети;  достаточная термическая и электродинамическая стойкость обмоток СК во время короткого замыкания. Недостатки:  более высокая стоимость самой машины; сложный пуск и усложнение эксплуатации; значительный шум во время работы;  относительно высокие удельные потери активной мощности (11÷30 кВт/Мвар);  большие массы и вибрация, что требует их установки на массивных фундаментах; необходимость применения водородного или воздушного охлаждения с водяными охладителями; необходимость постоянного дежурства эксплуатационного персонала на подстанциях с синхронными компенсаторами;  невозможность наращивания мощности в процессе роста нагрузок (в отличие от БК 87 Статические тиристорные компенсаторы (СТК) и статические синхронные компенсаторы (СТАТКОМ) являются наиболее перспективными устройствами FACTS в настоящее время. Статические тиристорные компенсаторы – это комплексные устройства параллельного включения, которые засчет тиристорного управления обладают исключительным быстродействием, широким рабочим диапазоном и высокой надежностью. Основной функцией СТК является регулирование напряжения в рассматриваемом узле путем управления вводом реактивной мощности в месте своего подсоединения, таким образом СТК постоянно поддерживает напряжение в сети на заданном уровне [7]. Поддержание номинального уровня напряжения важно для нормальной работы потребителей. Понижение напряжения вызывает нарушение режима работы потребителей, таких как электродвигатели и др., в то время как перенапряжение вызывает результирующее магнитное насыщение и генерацию гармоник и отказы оборудования из–за пробоя изоляции. СТК устанавливаются на подстанциях энергосистем и имеют различные схемы подключения к высоковольтной сети и управления потребляемой реактивной мощностью. Основу СТК составляют накопительные элементы (емкости, индуктивности), реакторно–тиристорные и конденсаторно–тиристорные блоки. На рис. 5 приведены две принципиальные схемы СТК, состоящие из неизменных по мощности КБ или реакторов. Плавное управление мощностью СТК осуществляется с помощью встречно–параллельно включенных управляемых вентилей – тиристоров, снабженных устройством управления (УУ), с помощью которого регулируется момент открытия и закрытия тиристоров. 88 Рисунок – 5 Принципиальные схемы СТК: а – с регулируемой мощностью реактора; б – с регулируемой мощностью конденсаторной батареи Применение СТК на основе управляемого реактора позволяет найти более гибкий подход к решению задачи компенсации реактивной мощности и уменьшению потерь мощности в электрической сети. Быстродействие СТК обеспечивает непрерывную генерацию или потребление реактивной мощности, необходимую для поддержания неизменного напряжения в сети в разных режимах ее работы. Компенсатор также способен демпфировать колебания мощности. В сравнении с параллельно включенными КБ регулирование эквивалентного сопротивления СТК, а следовательно, и реактивной мощности на его выходе осуществляется непрерывно. Вольт–амперная характеристика СТК представлена на рис. 5 [8]. Характеристика имеет наклон, определяемый заданными условиями точности поддержания напряжения и располагаемой мощностью способствует обеспечению параллельной работы СТК. 89 компенсатора. Он Рисунок 6 – Вольт-амперная характеристика СТК Существуют три рабочие области, определяющие функционирование СТК в стационарном режиме [8]: Диапазон регулирования, в котором поддерживается заданное значение напряжения в узле подключения СТК. Эта область определяется рабочей точкой на характеристике AB в результате генерации или потребления необходимой реактивной мощности. Область повышенного напряжения – BC, в которой компенсатор работает максимально в индуктивном режиме подобно нерегулируемому реактору. Область пониженного напряжения – ОА, в которой компенсатор работает максимально в емкостном режиме, подобно нерегулируемой КБ. Стоит отметить, что в этом режиме для СТК характерен отрицательный регулирующий эффект по напряжению, присущий КБ. Границы регулировочного диапазона заданы максимальными значениями тока в емкостном и индуктивном режимах. 90 Многофункциональность СТК определяет их применение в электрических сетях для решения ряда проблем:  компенсация реактивной мощности;  стабилизация напряжения в узле подключения УКРМ или в какой–либо части электрической сети (регулирование напряжения в узле электрической сети является основным предназначением СТК);  улучшение качества электроэнергии. Установка СТК в узлах, содержащих потребители с резко–переменной нагрузкой, позволит повысить качество электроэнергии потребителей за счет быстрого и плавного регулирования реактивной мощности и соответственно напряжения в узле. Управление СТК основывается на применении частично управляемых тиристоров. Появление запираемых тиристоров (GTO, IGCT) и управляемых биполярных транзисторов (IGBT) привело к созданию полностью управляемых полупроводниковых преобразователей – инверторов напряжения, и на их базе – устройства нового поколения – СТАТКОМ. СТАТКОМ представляет собой синхронный источник реактивной мощности и, как следствие, напряжения. Компенсатор создает трехфазную систему напряжений в фазе с напряжением сети аналогично синхронному компенсатору (СК). В отличие от него СТАТКОМ обладает высоким быстродействием управления выдаваемой и потребляемой реактивной мощностью. В его состав входят: преобразователь напряжения с емкостным накопителем на стороне постоянного тока, трансформатор связи и система управления. Можно выделить два варианта исполнения преобразователей напряжения в зависимости от их элементной базы. Первый из них основан на использовании запираемых тиристоров GTO [9]. Во втором случае схема инвертора напряжения построена на силовых транзисторах. Для систем большой мощности и высокого напряжения установлены конфигурацией преобразователи схемы. напряжения В остальных с случаях 91 трехфазной многоуровневой преобразователи напряжения используют трехфазную двухуровневую схему переключений [10]. Принцип работы СТАТКОМ основан на изменении напряжения вентильной обмотки. В зависимости от разницы напряжений сетевой и вентильной обмоток статический компенсатор способен работать в режимах инвертирования или выпрямления, генерируя или потребляя реактивную мощность. Это исключает необходимость установки мощных накопительных элемен тов. Если напряжение сетевой обмотки больше напряжения вентильной обмотки, то статический компенсатор потребляет из сети реактивную мощность, если меньше – выдает. Таким образом, СТАТКОМ способен осуществлять как индуктивную, так и емкостную компенсацию реактивной мощности [11]. Рисунок & – Схема СТАТКОМ: а – с тиристорами GTO; б – c транзисторами IGBT/ Изменение напряжения на конденсаторной батарее сопровождается переводом преобразователя в инверторный или выпрямительный режим. Чтобы увеличить напряжение на стороне постоянного тока, нужно увеличить заряд конденсатора, т.е. перевести преобразователь в режим выпрямления (потребления реактивной мощности). 92 СТАТКОМ обладает такой функциональной особенностью, как векторное регулирование. Оно заключается в способности компенсаторов одновременно изменять модуль и фазу напряжения, что подчеркивает превосходство данного устройства над СТК. Если на стороне постоянного тока преобразователя напряжения установить накопитель электроэнергии, то СТАТКОМ можно рассматривать и как источник активной мощности. Рисунок – Вольт-амперная характеристика СТАТКОМ. Вольт–амперная характеристика СТАТКОМ представлена на рис. показывает способность компенсатора работать с перегрузками как в емкостном, так и в индуктивном режимах. Максимальный ток, генерируемый статическим компенсатором в емкостном режиме во время больших возмущений, определяется максимальной величиной тока, который могут коммутировать управляемые вентили преобразователя. При снижении напряжения СТАТКОМ будет генерировать ту же реактивную мощность за счет перегрузки по току, увеличивая предел динамической устойчивости, в то время как мощность, генерируемая СТК, будет уменьшаться в функции квадрата напряжения. Несмотря на относительно высокую стоимость 93 сборки и внедрения, устройства СТАТКОМ широко используются за рубежом: в Японии, США, Австралии, Дании. Надежность электроснабжения Надежность – свойство системы электроснабжения, обусловленное ее безотказностью, долговечностью и ремонтопригодностью и обеспечивающие нормальное выполнение заданных функций системы. Безотказность – свойство системы электроснабжения непрерывно сохранять работоспособность в определенных режимах и условиях эксплуатации. Долговечность – свойство системы электроснабжения длительно, с возможными перерывами на ремонт, сохранять работоспособность в определенных режимах и условиях эксплуатации до разрушения или другого предельного состояния. Ремонтопригодность – свойство системы электроснабжения, выражающееся в приспособленности к восстановлению исправности путем предупреждения, обнаружения и устранения неисправностей и отказов. Степень необходимой надежности обуславливается повреждаемостью и ремонтопригодностью электрооборудования и сетей, категорией потребителей в отношении требований к бесперебойности электроснабжения и ущербом при перерывах электроснабжения. Все электроприемники по требуемой степени надежности делятся на три группы. В зависимости от категории электроснабжение осуществляется от одного или нескольких источников питания. 94 Категории электроприемников. Электроприемники по бесперебойности электроснабжения делятся на три группы 1 категория – приемники для которых перерыв в электроснабжении опасен для жизни , здоровья людей, значительный ущерб производству и браком продукции и т.д.(доменные водоснабжения, печи, разливочные устройства машины, газоочистки, воздуходувки, газодувки, плавильные насосы печи, завалочные машины, МНЛЗ ,непрерывные горячие станы, нагревательные и методические печи, лебедки перекидные и механизмы наклона конверторов, электролизные цеха). 2 категория – приемники ,для которых перерыв в электроснабжении связан с существенным недовыпуском продукции, простоем работающих людей и оборудования (мостовые краны, рудные перегружатели, оборудование дробления и размола , блюминг, слябинг, рельсобалочные, трубные и среднесортные станы, станы холодной прокатки). 3 категория – все электроприемники ,не подходящие под определение 1 и 2 категории (механические, кузнечные, деревообделочные, ремонтные цехи, депо, склады, гаражи, железодорожный цех). Надежность – это способность системы электроснабжения и отдельных его элементов обеспечивать выполнение поставленных перед ними задач по бесперебойному питанию потребителей электроэнергией . Электроснабжение особых групп электроприемников осуществляется таким образом , чтобы при выводе в длительный ремонт любого элемента системы электроснабжения сохранялась питание этих приемников от двух независимых приемников, и в тех случаях когда для всех остальных остается только один независимый источник. Для этой цели , кроме двух основных независимых источников , требуется третий аварийный независимый источник. Для этой цели часто используются агрегаты бесперебойного питания АБП. 95 Для 1 категории перерыв в электроснабжении допущен на время автоматического ввода резервного питания, Для 2 – на время , необходимое для включения резервного питания, Для 3 – допускают перерывы на время , необходимое для ремонта или замены вышедшего из строя электрооборудования. Надежность системы электроснабжения определяются в первую очередь конструктивным построением системы, разумным объемом заложенных в нее резервов, а также надежностью входящих в нее основных элементов. Резерв должен закладываться в самой схеме электроснабжения , в которой все элементы несут постоянную нагрузку , при послеаварийном режиме оставшиеся элементы системы (линии, трансформаторы) должны быть в состоянии воспринять на себя нагрузку временно выбывшего элемента путем перераспределения ее между оставшимися в работе частями сети с использованием допускаемой перегрузочной способности электрооборудования . Не должно допускаться так называемого холодного резерва, т.е. специально резервных линий , нормально не работающих. Для уменьшение расходов на резервирование распределение электрических нагрузок по категориям производится по электроприемникам , а не по цехам в целом. При выборе варианта схемы электроснабжения принимается тот, для которого приведенные затраты с учетом хозяйственного ущерба от недоотпуска электроэнергии при соблюдении нормативных документов минимальны. При рассмотрении вариантов электроснабжения проводится количественная оценка надежности. Линия или присоединение рассматриваются в трех состояниях: работа, отказ и плановый ремонт. При определении показателей надежности необходимо представить все элементы системы электроснабжения параметрами отказов (аварий)  (1/год), продолжительностью одного аварийного tв (ч) и планового отключения tп (ч). 96 Учет фактора надежности электроснабжения. При выборе схем электрических сетей следует учитывать, что все потребители с точки зрения требуемой надежности электроснабжения могут быть принципиально подразделены на две группы: первая группа – объекты, перерыв в питании которых связан с опасностью для жизни людей, нарушением деятельности государственных учреждений особой важности, расстройством работы основных элементов городского хозяйства, транспорта, связи и другими последствиями, ущерб от которых не может быть выражен в виде экономического эквивалента; вторая группа – объекты, для которых оптимальная степень надежности электроснабжения может быть выявлена в процессе технико-экономических расчетов. В качестве критериев оценки надежности схемы сетей, питающих потребителей первой характеристики: параметр группы, потока принимаются отказов, следующие среднее время технические восстановления электроснабжения, вероятность безотказной работы в течение года. Технико-экономическому сопоставлению подлежат только варианты схем, технические характеристики надежности которых отвечают требованиям соответствующих потребителей, выдвигаемым компетентными организациями, а также действующим нормам (см. § 4.2). При выборе схем сетей, питающих потребителей второй группы, в случае существенного различия рассматриваемых вариантов по надежности питания следует учитывать ожидаемый среднегодовой народнохозяйственный ущерб от нарушений электроснабжения. Этот ущерб У, тыс. руб/год, включается в состав приведенных затрат по вариантам наравне с ежегодными издержками. Технические показатели надежности и народнохозяйственного ущерба подсчитываются в зависимости от схемы соединений рассматриваемой сети. Для удобства расчетов составляется структурная схема замещения рассматриваемого 97 участка сети. Последовательно соединяются элементы (выключатели, трансформаторы, шины, линии), отказ любого из которых вызывает простой всех остальных элементов данной ветви. Параллельно соединяются участки (или отдельные элементы), отключение любого из которых не приводит к простою остальных. При подсчете технических характеристик надежности в последовательную ветвь схемы замещения вводятся кроме элементов данной цепи также смежные выключатели, повреждение которых с развитием аварии приведет к простою рассматриваемой цепи (например, выключатели всех присоединений секции шин, к которой подключена анализируемая ветвь). Во всех расчетах учитываются как аварийные, так и плановые отключения элементов. Расчет ущерба от перерыва в электроснабжении При выявлении ущерба от перерыва питания время фактического простоя потребителя складывается из времени перерыва электроснабжения и времени, необходимого для достижения нормальной производительности агрегата, цеха. Существует минимально допустимая продолжительность перерыва питания, которая не отражается на работе данного потребителя вследствие инерционности электроприводных и технологических механизмов. Ее значение зависит от характера процесса и специфики производства и колеблется в больших пределах от 1 с до 30 мин. Различают два вида ущерба от перерыва питания: прямой и косвенный. В прямой ущерб входят: 1. стоимость простоя рабочей силы; 2. выход из строя или сокращение срока службы механизмов; 3. убытки от энергетических потерь, связанных с утечкой пара, газа, сжатого воздуха, тепла печей; 4. убытки от расстройства технологического процесса; 5. ущерб от брака продукции, порчи сырья, материалов и полуфабрикатов, от увеличения затрат труда, материалов и энергии на единицу продукции. 98 Косвенный ущерб – убытки от недовыпуска продукции вследствие перерыва питания. Ущерб имеет нормированных место значений: при отклонениях отклонения качества напряжения и электроэнергии частоты, от колебания напряжения при толчковых нагрузках, несинусоидальность и несимметрия напряжения. Величина ущерба от перерыва электроснабжения расчитывается двумя способами. Первый способ основан на анализе отказов и может применяться для анализа вероятного ущерба. Второй способ применим для анализа уже случившегося перерыва в электроснабжении. Первый способ. Ожидаемый среднегодовой ущерб от перерыва в электроснабжении: У = УоЭн , Где У0 – удельный (1) ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителя, определяемый временем перерыва и характером производства, руб/кВтч; Эн – электроэнергия, недоотпущенная потребителю вследствие нарушения электроснабжения, определяемая по формуле (2). Эн = Эпотр qc, (2) Где Эпотр – годовая потребность предприятия в электроэнергии, кВтч; qc – вероятность отказа системы электроснабжения, 1/год. Вероятность отказа системы электроснабжения n   ai  t вi q i Т , где ai – интенсивность потока отказов, 1/год; ta – продолжительность нарушения нормального режима электроснабжения, ч; Т – годовое время работы элементов системы. 99 Вероятность отказа электроснабжения в линии с последовательным соединением элементов с учетом плановых ремонтов определяют как сумму вероятностей аварийных и плановых простоев всех элементов n n q л   qi   f i , 1 1 где f – вероятность планового ремонта, которую рассчитывают по формуле f  tp T , где tp – среднее время проведения планово-предупредительного ремонта. Если плановый ремонт всех элементов производится одновременно, то следует учитывать лишь вероятность планового ремонта элемента, имеющего наибольшее значение tp. Среднее время восстановления после повреждения одной линии: n   ai  t вi i . Tв  a Полная вероятность отказа при питании от двух линий: n n n n n n n n q л1,2   q1i   q2i   q1i   f 2i   q2i   f 1i   f 2i  f 1i 1 1 1 1 1 1 1 1 Полная вероятность отказа при питании от двух селективных однотипных линий: q л1,2  2  q л  f  k p  q 2л , где kр – коэффициент, учитывающий уменьшение вероятности аварийного отказа из-за проведения плановых ремонтов может быть принят равным 0,7. Среднее время восстановления после повреждения двух однотипных линий: T "в  Т в1  Т в 2 Среднее время восстановления после повреждения двух однотипных линий: T "в  0,5  Т в . 100 Второй способ. Величина среднего ущерба в результате перерыва в электроснабжении: Эу = уоаР + уобРТ, Где Р – отключенная мощность, кВт; Т – время перерыва электроснабжения; уоа и уоб - постоянные и переменные составляющие удельного ущерба. Таблица – Удельные показатели ущерба Предприятие Коэффициенты удельных ущербов уоб, руб/кВтч уоа, руб/кВт Станкостроительный завод 7,8 17,1 Машиностроительный завод 4,5 12,9 Инструментальный завод 5,7 10,2 Завод металлоконструкций 8,4 0,15 Автомобилестроительный завод 3,3 7,8 Электромашинный завод 4,5 29,1 Кабельный завод 4,5 33,9 Металлургический завод 2,4 30 Таблица – характеристики надежности электрооборудования Наименование элемента Интенсивность потока отказов а , 1/ элемент.год 1 Трансформатор при отсутствии резервного 101 Длительность перерывов, ч/год Среднее время восстановл ения, tв Среднее время проведения ППР, tр 110 кВ 20-35 кВ 6-10 кВ 2 Трансформатор при наличии резервного 110 кВ 20-35 кВ 6-10 кВ 3 Воздушная линия на 100 км 110 кВ 20-35 кВ 4 Кабели на 1 км (6-10 кВ) в траншее в туннеле в каналах в блоках на эстакаде на конструкциях 5 Токопроводы на 1км (6-10 кВ) гибкий трубчатый жесткий в том числе проложенный открыто в галерее в здании 6 Шины 110 кВ 20 – 35 кВ 6 – 10 кВ 7 Шинопроводы на 1 км (0,4 кВ) магистральный распределительный 8 Маслянный выключатель в цепи ВЛ 110 кВ 20 – 35 кВ 6 – 10 кВ 9 Маслянный выключатель в других цепях 0,01 0,01 0,01 400 400 60 400 210 210 0,01 0,01 0,01 180 180 60 - 1,10 1,10 8 8 170 170 0,0780 0,0093 0,0160 0,0870 0,0500 0,0270 86 43 100 110 120 43 8 8 8 8 8 8 0,061 0,053 0,110 9,7 3,0 0,053 0,150 0,130 - 0,01 0,01 0,01 2 2 2 0,51 0,29 3,6 3,9 0,060 0,020 0,005 20 20 10 102 10 10 10 170 50 60 110 кВ 0,030 20 170 20 – 35 кВ 0,010 20 50 6 – 10 кВ 0,005 10 60 10Воздушный выключатель в цепи ВЛ 110 кВ 0,20 11 260 20 – 35 кВ 0,20 11 160 6 – 10 кВ 0,02 19 60 11Воздушный выключатель в других цепях 110 кВ 0,15 11 260 20 – 35 кВ 0,10 11 160 6 – 10 кВ 0,02 20 60 12Автоматы ЭО, 4 кВ Вводной Э4С 0,022 2,4 АВМ-20 0,055 2,4 Секционный Э-25 0,012 1,0 АВМ-20 0,022 1,0 На отходящей линии Э-10, Э-16 0,021 4,0 С коробками А-3700 0,820 1,1 А-3100 0,0057 1,1 13Короткозамыкатель 110 кВ 0,02 15 30 14Отделитель 110 кВ 0,03 15 30 15Разъеденитель 110 кВ 0,008 15 30 20 – 35 кВ 0,008 15 7 6 – 10 кВ 0,088 15 5 16Реактор 6 – 10 кВ 0,002 10 4 17Ячейки РУ с отделителем РУ 6 – 10 кВ ТП (в целом) 0,001 4 8 То же, РП 0,015 6 12 18Устройство релейной защиты и автоматики 0,04 4 4 Экономическая оценка уровня надежности объектов энергосистем Практически любые нарушения нормального функционирования объектов энергосистемы приводят к нарушению основной деятельности, следовательно, 103 недополучению прибыли у этого объекта. При перерыве подачи электроэнергии у потребителя возникает ущерб из-за недовыпуска продукции, нарушений технологических циклов, простоя рабочей силы, неэкономичной pаботы оборудования, экологических нарушений, морального ущерба и др. Для прогнозирования недополученной прибыли оценки хозяйственной деятельности следует применят вероятностно-статистические методы. Областями применения прогнозных расчетов недополученной прибыли, обусловленной уровнем надежности объекта ЭЭС являются следующие:  обоснование тарифов на покупку и продажу электро энергии;  учет фактора надежности при планировании произ водства электроэнергии закупки энергоносителей оборудования;  обоснование инвестиций в энергосистемы, в TOIV числе и в системы управления;  обоснование эксплуатационных затрат на ремонты, профилактику оборудования, разрешение заявок на отключение элементов энергосистемы;  обоснование резервов всех видов по оборудованию, мощности и энергии. Нарушение нормального функционирования объекта вследствие отказов элементов вызывает экономические санкции к объекту и как к покупателю электроэнергии, и как к продавцу ее. Как к покупателю электроэнергии — вследствие отказа на его объекте — штрафные санкции со стороны поставщика, обусловленные снижением экономичности работы оборудования поставщика (пережогом топлива, расходом ядерных материалов, понижением уровня запасов воды на ГЭС, «запиранием» мощности и т. д.), обозначим эту составляющую Шп. Как к продавцу электроэнергии — вследствие недополучения прибыли от продажи электроэнергии, обозначим эту составляющую Пр, и штрафных санкций со стороны покупателя, в частности, потребителя. По традиции эту составляющую называют ущербом у потребителя У. В данном случае величина ущерба принимается равной Уд согласно условиям договора между поставщиком и потребителем. В общем случае недополученная прибыль объекта энергосистемы равна: НД = Шп + Пр + Уд В зависимости от условий договора объекта энергосистемы с продавцом и покупателем электроэнергии первая и третья составляющие могут принимать любые значения, в том числе и нулевые. Для расчета (прогноза) всех составляющих, помимо чисто стоимостных значений единицы недоотпущенной электроэнергии и самого значения недоотпуска, существенное значение имеют такие физические показатели, как частота возникновения нарушения X и его продолжительность tB, условия их возникновения (ремонтные состояния), доля отключаемой мощности у потребителя из-за дефицита ее в системе (работа АЧР) и ограничений пропускной способности (работа САОН или оперативные отключения), отказы вследствие нарушений работы релейной защиты и противоаварийной автоматики — нарушения условий живучести, так как штрафные санкции со стороны смежников объекта за104 висят от этих факторов и могут фиксироваться в договорах на поставку и продажу электроэнергии. При вероятностно-статистическом подходе для определения недоотпуска электроэнергии требуется существенно больше исходной информации по сравнению с детерминированным подходом. В частности, необходима информация о законах распределения нагрузок потребителей и генераторов источников питания, о вероятностной взаимосвязи между режимами электропотребления, а также режимами работы генераторов. Экспериментальные исследования показывают, что всех потребителей можно разделить на относительно небольшое число классов, для которых известны параметры законов распределения да и сами законы. Ниже в качестве примера приведены основные типы нагрузок (минимальный набор). 1. Обобщенная нагрузка энергосистем: 60% — промышленность, 25% — коммунально-бытовая, 15% — электротранспорт и др. Закон распределения нормальный. 2. Преобладание крупной промышленной нагрузки: (70 - 75 )% — промышленная, (10 - 15)% — коммунально-бытовая, (10 - 25)% — электротранспорт и др. Закон распределения полимодальный. 3. Преобладание коммунально-бытовой и мелкой и средней промышленности: 60 % — коммунально - бытовая и мелкая и средняя промышленность, 25% — крупная промышленность, 15% — электротранспорт и др. Закон распределения лонгонормальный. 4. Преобладание нагрузки электротранспорта: 60% — электротранспорт и др., 25% — промышленность, 15% — коммунально-бытовая. Закон распределения нормальный. 5. Преобладание мелкой и средней промышленности: 60% — мелкая и средняя промышленность, 25% — коммунально-бытовая, 15% — электротранспорт и др. Закон распределения экспоненциальный. 6. Преобладание крупной и средней промышленности: 90% — промышленная, 5% — электротранспорт, 5% — коммунально-бытовая. Закон распределения равномерный. Эта классификация существенно сокращает объем исходной информации о режимах. Вклады в недоотпуск электроэнергии и недополученную дифференцируются по признакам:  собственные отказы и восстановление;  отказы и восстановление элементов схемы;  преднамеренные отключения элементов и их групп;  наложения отказов на преднамеренные отключения;  ограничения пропускной способности элементов; 105 прибыль  гибкость оперативной схемы;  эффективность неавтоматического оперативного управления;  эффективность автоматического управления — действия РЗ и сетевой автоматики;  эффективность работы системной автоматики. Такого рода дифференцированная информация предназначена для целенаправленного синтеза проектных и эксплуатационных схем, а также оптимизации коммутационных состояний энергосистем. Ущерб имеет место при отклонениях качества электрической энергии. Величина ущерба может рассчитываться двумя способами:  Основан на анализе отказов и может применяться для анализа вероятного ущерба на стадии проектирования  Применим для анализа уже случившегося перерыва в электрическом снабжении Традиционный способ обеспечения надежности является: распоряжение резервами генерирующих мощностей и пропускной способности электрических сетей, оперативное регулирование режимов электростанций и сетей, плавные отключения нагрузок потребителей. В прежнее время, ответственность за надежность сосредотачивалась в интегрированных электрических компаниях, которые были обязаны поддерживать безотказность своего оборудования, содержать резервные мощности и выполнять все режимные команды органов оперативно – диспетчерского управления, т.е. затраты на надежность определялись, главным образом, на основе технических критериев и в целом не отвечали принципам оптимального распределению ресурсов. Экономически основанного возмещения ущерба от перерыва в электроснабжении практически не было. С развитием рыночных отношений в электроэнергетике, требуется внедрение экономических методов управления надежностью электроснабжения: 1) Функция надежности становится услугой. При этом, следует различать услуги, связанные непосредственно с надежностью электроснабжения потребителей и услуги по системной надежности (балансировка на активной и реактивной мощности, резервирование, противоаварийные действия) 106 2) Фундаментальными характеристиками механизма управления является плата за надежность и подлежащий компенсации экономический ущерб от снижения надежности 3) Плата за надежность для потребителя включает оплату системных услуг и экономически обоснованных затрат электросетевой компании на обеспечении управления надежности 4) Потребители имеют возможность выбирать разный уровень надежности (базовый, пониженный, повышенный) 5) Систему управления надежности следует интегрировать в страховой бизнес 6) Услуги, связанные с системной надежностью, представляются на конкурентных рыночных принципах. Экономический механизм управления надежности включает следующие элементы:  Законодательно оформленную схему распределения ответственности за надежность  Стандарты на электроснабжение  Специальные контакты энергокомпании с потребителями на регулирование нагрузки  Тарифы на электроэнергию, дифференцирование по уровню надежности  Оплату генерирующих мощностей на оптовом рынке  Рынки системных услуг Стандарты на электроснабжение подразделяют на гарантированные и общие. Гарантированные устанавливают: вид услуги, минимальный уровень услуги, тарифы заказчику за необеспечение данного уровня услуги. Общие стандарты относятся к услугам, по которым невозможно дать индивидуальные гарантии, но заказчики имеют право получить определенные уровни обслуживания, они не предусматривают компенсацию выплат, но играют важную роль для мониторинга качества услуг энергокомпании и в условиях гласности результатов их деятельности выполняют стимулирующую функцию. Энергокомпании не несут экономической ответственности в следующих случаях: o Стихийные воздействия природных явлений 107 Форс – мажорные обстоятельства Аварии по вине третьих лиц Необходимость проведения плановых и срочных o o o ремонтных работ Себестоимость в электроэнергетике Себестоимость продукции – стоимостная оценка используемых в процессе производства продукции природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных средств трудовых ресурсов, которые могут называться – издержки производства. Состав издержек зависит от типа, состава и уровня энергетического объекта. В качестве объектов могут рассматриваться акционерные общества, электростанции, предприятия электрических сетей. Себестоимость электроэнергии зависит от природных факторов, режима электропотребления, конфигурации сети, ее протяженности, плотности электрических нагрузок, структуры генерирующих мощностей, оптимизации режимов работы электростанции. При составлении сметы издержек по энергетической системе учитываются затраты: 1) Издержки на топливо и технологические цели. Потребность в средствах на оплату топлива на технологические цели определяется на основании нормативов, удельных расходов топлива, на производство электрической энергии и теплоты, рассчитываемых на базе нормативных энергетических характеристик оборудования и планированию режима работы оборудования с учетом прогнозируемых цен на топливо и тарифов на перевозки. Затраты на воду, включая платежи в бюджет на 2) водопользование. Затраты на сырье и материалы, в основном, для проведения ремонтных работ. Рассчитываются, исходя из действующих норм и нормативов, с учетом прогнозируемых на планируемый период цен и тарифов на используемое сырье и материалы. 4) Затраты на вспомогательные материалы. 5) Затраты на услуги производственного характера. Расчет этих затрат производится, исходя из необходимости проведения 108 3) регламентных работ, с учетом прогнозируемых цен и тарифов на оказываемые услуги. 6) Затраты на оплату труда. 7) Единый социальный налог – это отчисления на социальное страхование, пенсионный фонд, обязательное медицинское страхование. 8) Амортизация основных средств. 9) Стоимость покупной энергии на производственные и хозяйственные нужды. 10) Прочие затраты, состоят из целевых средств энергоснабжающих организаций, амортизация, по нематериальным активам, плата за предельные допустимые выбросы загрязняющих веществ, оплата процентов за полученный кредит, затраты на подготовку и переподготовку кадров, абонентная плата за услуги по организации функционирования энергетических систем России, средства на создание сезонных запасов топлива. Процесс передачи и распределения электроэнергии совпадает во времени с процессом производства, поэтому затраты по предприятиям электросетей, осуществляющим транспорт электроэнергии, учитываются в общих затратах энергосистемы. В общем случае, издержки складываются из затрат по линиям электропередач и затрат подстанций. В состав электросетей входят: ЛЭП различных напряжений и назначений. Основные сети напряжения 220 и 750 кВ, распределительные сети в 110кВ. Функции распределительных сетей сводятся к передаче энергии от опорных подстанций к потребителям. Основные сети, кроме этого выполняют ряд межсистемных задач повышения надежности, устойчивости и экономичности энергосистемы. Передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Поэтому стоимость потерь электроэнергии включена в состав ежегодных издержек. Ипэс = Иэкс + Ипот 109 Иэкс = Иам + Иобс = Po, а, р + Кпэс Ипот = ΔWэкс + Ca Po, а, р = 0,064 Себестоимость передачи электроэнергии: Sпер = Sпр + Sпор1 + Sпер2 + Sпер3 В энергетике для анализа себестоимости широко применяется деление текущих затрат на постоянные и переменные. Основа переменных затрат, размер которых зависит от объема производства электроэнергии и теплоты, составляют топливные издержки, а также издержки на воду и некоторые другие виды материальных затрат. К постоянным затратам относятся все эксплуатационные расходы, которые не зависят от количества производимой электроэнергии (амортизационные отчисления, затраты на заработную плату и начисления на нее, ремонтные затраты). Постоянные затраты могут меняться в зависимости от влияния других факторов: от мощности, типа состава оборудования, вида используемого топлива, района сооружения, техническое состояние оборудования, системы налогообложения. Деление затрат используется для формирования тарифов электроэнергии, которые должны обеспечить покрытие затрат производства при любых его объемах, что обуславливает введение двуставочных и одноставочных тарифов. 110 Из анализа себестоимости единицы энергии видно, что условно – переменная составляющая это неизменная часть, тогда как условно – постоянная обратно пропорциональна объему производимой энергии. Увеличение объема производства приводит к снижению себестоимости, повышению рентабельности. Снижение условно – постоянной составляющей себестоимости на одних электростанций приводит к возрастанию ее на других, разгружаемых электростанциях. Для получения более высокой прибыли выгодно максимально загружать электростанции с высокой долей затрат условно – постоянных и наиболее низкими топливными издержками. Основные пути снижения себестоимости энергетической продукции.  Рациональное проектирование энергетических объектов на базе современных мировых достижений.  Выбор района сооружений электрических станций, обеспечивающий снижение затрат на доставку топлива, забор воды, передачи электроэнергии.  Повышение уровня автоматизации энергетического производства, использование отходов для получения побочной и сопутствующей продукции.  Комбинирование нескольких видов энергетической продукции.  Оптимизация режимов использования мощности энергетического оборудования. 111  Оптимизация состава работающего и резервного оборудования.  Снижение уровня потерь электроэнергии на собственные нужды электростанций и при передаче, трансформации.  Оптимизация периодичности ремонтов и затрат на их проведение.  Оптимизация состава и структуры промышленного – производственного персонала энергетических объектов.  Формирование тарифов на электроэнергию стимулирующих рациональное энергопотребление. Пути снижения себестоимости при передаче единицы электроэнергии  Снижение стоимости сооружения электросетей (линий и подстанций).  Снижение численности эксплуатационного ремонтного персонала электросетей (достигается автоматизацией и телемеханизацией управления, правильным выбором периодичности осмотров, централизацией и механизацией ремонтных работ).  Снижение потерь в электросетях за счет: максимально возможного территориального сближения производителей и потребителей электроэнергии и сокращение дальних транзитных передач энергии  Повышения напряжения ЛЭП, применение компенсирующих средств  Применение постоянного тока для дальних передач  Правильной загрузки линий Методологическая база оценки проектов Для эффективности инвестиционных проектов необходимо проведение комплексной оценки и изучение связанных с проектом затрат, его влияние на экономику, природную и социальную среду. Он должен быть разумным с экономической и технической точки зрения. Комплексный подход предполагает проектный анализ разделов:     Технический анализ Коммерческий анализ Финансовый анализ Экологический анализ 112  Социальный анализ Задачей технического анализа инвестиционного проекта является определение технической осуществимости и анализ его целесообразности. Используются различные научно – технические критерии, включающие данные о перспективности принятых решений и технологии патентоспособности технических решений; перспективности применения научных результатов в будущих разработках, представляющие положительное государственный воздействие интерес; на другие производственные проекты, критерии, показывающие доступность топлива, материалов и необходимости дополнительного оборудования; необходимость технологических нововведений для осуществления проектов; наличие производственного персонала; возможность использования отходов производства. Раздел должен включать:  Местоположение энергообъекта, определяемое наличием подходящего земельного участка и инфраструктуры. Расположение источника топливоснабжения и предполагаемых потребителей электроэнергии  Масштаб проекта, определяемый спросом на энергию и ограничением со стороны территориальных и природных ресурсов  Срок сооружения энергообъекта  Применяемые технологии не должны быть морально устаревшими  Смету затрат, состоящую из основной сметы и сметы и непредвиденные расходы  График работ по проекту Целью коммерческого анализа является оценка инвестиций с точки зрения перспектив развития федерального и рационального рынков энергии и мощности. Необходимо учитывать следующие факторы:     Перспективные балансы мощности и энергии энергообъединений Возможность межсистемных передач электроэнергии Изменение цен на топливо Конкурентоспособность продукции (электро- и тепло энергия) 113  Действующие и прогнозирующие тарифы на электро- и тепло энергию Финансово экономический анализ имеет несколько разновидностей: o o o o Финансовый анализ проекта как экономической единицы Анализ возмещения затрат Анализ инвестиционных затрат Анализ финансовой рентабельности Финансовый анализ устанавливает устойчивость проекта на основе разработки проектов трех основных финансовых отчетов: отчет о прибыли и убытков; о достижении денежных средств; проектно – балансовая ведомость; Анализ возмещения затрат показывает возможность их возврата за счет выпуска продукции. Анализ инвестиционных затрат определяет потребность в финансовых ресурсах, для осуществления проекта и его эксплуатации. Целью анализа финансовой рентабельности является оценка доходности, полученной на инвестиции за весь период прогнозируемой деятельности проекта. Если суммарный доход за весь жизненный цикл проекта превышает его стоимость, то проект считается осуществимым. Задачей экологического анализа является оценка потенциального ущерба окружающей среде во время осуществления проекта и определение усилий, необходимых для смещения или предотвращения ущерба. Организационный анализ имеет своей целью оценку и необходимость рекомендации по организационной правовой, политической и административной обстановке. Анализ включает критерии: навыки управления и опыт предпринимателей, качество и компетентность руководящего персонала, правовая обеспеченность проекта, его непротиворечивость действующему законодательству. В разделе должны быть приведены: 114 1) Организационная схема предприятия 2) Вопросы выплаты и стимулирования труда 3) Формы собственности и правового статуса организации Цель социального анализа – определение приемлемости данного проекта на население проживающего в районе размещения, воздействие проекта на уровень занятости. В зависимости от интересов участников ИП различают направление оценки эффективности:  Коммерческая или финансовая эффективность проекта в целом или для каждого из инвесторов  Бюджетная эффективность, отражающая финансовые последствия осуществления проекта для федерального, регионального или местного бюджета  Экономическая эффективность, учитывающая затраты и результаты связанные с реализацией проекта Специфика оценки эффективности электросетевых объектов Высокая обоснования капиталоемкость по электроэнергетики инвестированию проектов требует нового детального энергетического строительства, а так же технического перевооружения основных средств как электростанций и подстанции, так ЛЭП является одновременно элементами электроэнергетических систем и субъектами энергетических рынков. Поэтому важнейшей особенностью экономического анализа энергетических объектов является их рассмотрение одновременно с двух позиций: общесистемной и индивидуальной. Общесистемный анализ предполагает оценку технологической безопасности, реализации проекта и соответствие требованиям надежной параллельной работы всех элементов после ввода объекта в эксплуатацию. Одновременно с этим, как будущий субъект рынка, проектируемый объект рассматривается с позиции его влияния на изменения тарифа на электроэнергию на рынке. 115 При анализе проекта с индивидуальной позиции, он рассматривается как самостоятельный инвестиционный проект, работающий на замкнутый рынок мощности и энергии. Цель сооружения любой ЛЭП, состоит в реализации параллельной работы и скоординированного развития территориальных энергосистем. Эффекты при строительстве энергосетевых объектов:  Возможность выдачи «запертой» электроэнергии и мощности  Создание условий для эффективных режимных перетоков, обеспечивающих выравнивание совмещенных графиков потребления электроэнергии со снижением себестоимости ее производства, за счет возможности более равномерной загрузки  Повышение надежности энергоснабжения потребителей  Снижение суммарного резерва мощности в соединенных линями электропередач энергосистем  Уменьшение суммарных потерь электроэнергии и мощности за счет создания более эффективных схем энергоснабжения потребителей  Обеспечение энергетических безопасности страны и отдельных регионов Источники получения прибыли: o o o o Разница тарифов на электроэнергию Абонентская плата за пользование сетями Увеличение платы за увеличение надежности Снижение суммарных затрат (себестоимости электроэнергии) Методы экономической оценки подразделяются на две группы: 1) Простые (статистические) 2) Дисконтирования (интегральные) Реализация проекта представляет собой два взаимосвязанных процесса: процесс инвестиций в создании производственного объекта и процесс получения доходов от вложенных средств. Они протекают последовательно или параллельно на некотором временном отрезке. 116 Учет эксплуатационных затрат на передачу и распределение электроэнергии Иэкс = Иа + ИQp + Ип. Э. Все показатели рассчитываются по укрупненным данным. Иа = К · Ра. ≈ 64% ИQp = К ·Рар Ип.э. = Сэ · ΔWг. ΔWг. = Qг · ΔWг. Современные оценки экономической эффективности инвестиций В рыночной экономике оценка осуществляется не по критериям, которые использовались в отечественной практике (минимально приведенных затрат, срок окупаемости), а по критериям, соизмеряющим все виды доходов и расходов по данному проекту за весь жизненный цикл. Информационной базой для расчета является поток платежей (поток наличности), в который включаются все доходы и расходы по проекту для каждого года инвестиционного периода. Поток наличности: Rt = (OPt – Иt) – Ht - Kt OP – объем продаж продукции И – текущие затраты (годовые издержки без учета амортизации) Н – налоги К – капитальные затраты в реализацию проекта 117 В первые годы инвестиционного периода, в годы строительства объекта, объем продаж равен 0 и поток наличности имеет отрицательный знак. По мере строительства объекта и выхода его на проектную мощность, объем продаж увеличивается, и поток наличности меняет знак с минуса на плюс, что говорит о получении в эти годы дохода от реализации проекта. В результате доход от инвестиций определяется дисконтированием потока наличности к последнему году инвестиционного периода. i – процент капитала Т – последний год инвестиционного периода t – текущий год инвестиционного периода В основе дисконтирования лежит принцип наращения по сложным процентам, т.е. предусматривается реинвестирование дохода, в соответствии с процентной ставкой на капитал. Суть дисконтирования к началу инвестиционного периода состоит в том, что будущий эффект экономической деятельности, выраженный в стоимостной форме, представляется как некоторая сумма сегодняшнего дня. Чем выше процентная ставка, тем меньше значение современной величины дохода. Выбор уровня процентной ставки зависит от ряда факторов экономических ситуаций. Чистый дисконтированный доход – разность между суммой доходов и расходов за инвестиционный период. 118 Если ЧДД > 0 дисконтированные доходы больше дисконтированных расходов за инвестиционный период. Вложение инвестиций экономически выгодно. Если ЧДД < 0 проект экономически неэффективен. Если ЧДД = 0 эффективность инвестиций нулевая. Срок окупаемости инвестиций При расчете срока окупаемости, определяются дисконтируемые потоки наличности и последовательно по годам суммируются с учетом знаков. Чtок < Ч+1 – интегральный срок окупаемости Внутренняя ставка доходности инвестиционного проекта Используется при отсутствии информации процентной ставки на капитал. Такая ситуация характерна для переходной экономики и когда на весь инвестиционный период трудно спрогнозировать значение банковского и ссудного процента. Внутренняя ставка доходности характеризует капитал, при котором ЧДД равно 0. Расчетная величина сравнивается с альтернативной стоимостью капитала, например с процентом, по кредиту. Если она больше % за кредит – то проект прибыльный. Если меньше – доходность проекта недостаточна даже для возмещения кредита и издержек, проект неэффективен. 119 Индекс доходности (Ид)– коэффициент характеризующий соотношение ЧДД к дисконтирующим расходам Если Ид > 1 проект эффективен Традиционные оценки экономической эффективности З = И + Ен · К → min Ен = 0,15; Токн = 7 ÷ 8 лет Э = ΔЗ – З1 – З2 = (n1 – n2) – Ен (k2 – k2) Нормирование и лимитирование расхода электроэнергии Нормирование расхода энергоресурсов – это установление плановой величины потребления топлива тепловой и электрической энергией. Основная задача нормирования - обеспечить применение, при планировании и производстве, технически и экономически обоснованных прогрессивных норм расхода топлива тепловой и электрической энергии. Для осуществления режима экономии и рационального и эффективного при их производстве, транспортировки и использовании. Нормированию должны подлежать все расходы топлива тепловой и электрической энергии на основные и вспомогательные производственно- эксплуатационные нужды, включая потери в сетях. Классификация норм расходов Классифицируют по следующим признакам:  По степени агрегации: индивидуальные и групповые  По составу расходов: технологические и общепроизводственные  По периоду действия: годовые, квартальные, месячные Состав технологических норм: расход электроэнергии на технологические процессы производства с учетом расходов на поддержание агрегатов в горячем 120 резерве, на их разогрев и пуск после ремонтов и холодных простоев, а также технически неизбежных потерь в применяемом оборудовании. Состав общепроизводственных цеховых норм: расход электроэнергии, входящий в состав технологических норм, расход электроэнергии на вспомогательные нужды цеха (отопление, вентиляцию, освещение, работа цехового транспорта, работа цеховых мастерских, хозяйственно – бытовые и санитарно – гигиенические нужды цеха), потери энергии во внутрицеховых сетях и преобразователях, состав общепроизводственных норм, расчет электрозаводских энергий, входящий в состав цеховой нормы. Расход электроэнергии на вспомогательные нужды предприятия: производство сжатого воздуха, производство холода, производство кислорода, азота, производственные нужды вспомогательных цехов, заводских лабораторий, складов, административных зданий, включая освещение, вентиляцию, отопление и другие общезаводские расходы, потери в заводских электросетях. Методы разработки норм расхода 1) Расчетно-аналитический метод. Основан на определении норм расхода электроэнергии расчетным путем по статьям расхода на основе прогрессивных показателей, использовании этих ресурсов. Их разрабатывают специальные организации на основе мероприятий по реконструкции объектов, связанных с изменением параметров оборудования и процессов энергетических испытаний оборудования, по данным которых, разрабатывают энергетические балансы и нормативные характеристики по типам оборудования, установок, агрегатов. 2) Опытный метод. Заключается в определении удельных норм затрат электроэнергии получаемых в результате испытаний. 3) Расчетно-статистический метод. Основан на анализе статистических данных за предшествующие периоды о расходах и факторах, влияющих на их изменение. С либерализацией экономики, нормы перестали разрабатывать и доводить до предприятий и организаций. Появились современные методы разработки удельных норм. 8. НОРМИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 121 Под нормированием расхода электроэнергии понимается установление плановой величины расхода электроэнергии на производство единицы продукции, переработки сырья или выполненного объема работы. Величину расхода электроэнергии на производство единицы продукции принято называть удельным расходом электроэнергии. Классификация По степени агрегации  индивидуальные,  групповые. По составу расходов  технологические,  общепроизводственные. По периоду действия  годовые,  квартальные. Общепроизводственные цеховые нормы Wуд=(Wтех + Wвсп + Wп.с)/Mц Wтех – суммарн. Расход энергии на технолог. Процесс, Wвсп – расход на вспомогательные службы, Wп.с – потери энергии в сетях и подстанциях, Mц – выпуск продукции. Общепроизводственные заводские нормы Wуд=(Wц + Wз + Wп.с)/Mп Wц – суммарный расход энергии в основных и вспомагательных сетях, Wз – общез. Расход энергии на отопдение, вентиляцию, освещение и горячее водоснабжение, Wп.с – потери в общезавод.сетях, Mп – выпуск продукции. 122 Под удельной нормой расхода понимается не произвольно установленная величина, а объективно необходимый расход электроэнергии на производство единицы продукции или объема работы при данных условиях производства, обусловленного организацией и технологией процесса производства; техническим уровнем применяемого технологического и энергетического оборудования; техническим состоянием и режимом работы производственного оборудования; техническим состоянием и режимом работы производственного оборудования. Норма расхода электроэнергии устанавливается на основе технико- экономического расчета и является максимально допустимой величиной расхода для производства единицы устанавливаются продукции годовые установленного нормы удельного качества. расхода Как правило, электроэнергии с дифференциацией их по кварталам года. Основные цели нормирования:  определение для конретных условий производства технически необходимой величины расхода электроэнергии на производство единицы продукции;  обеспечение рационального и экономного расходования электроэнергии в процессе производства;  установление исходной величины для определения потребности производства в электроэнергии; Для нормирования расхода электроэнергии и организации рационального использования ее в производстве очень важное значение имеет выявление структуры общего потребления электроэнергии на предприятии. Под структурой потребления электроэнергии понимается распределение всей потребляемой электроэнергии по целевым направлениям ее использования. Структура общего электропотребления предприятия позволяет правильно организовать учет расхода электроэнергии по отдельным направлениям ее использования. С учетом производственной структуры потребления электроэнергии должна быть организована система нормирования удельных электроэнергии. Объектами нормирования электроэнергии на предприятии являются :  энергоемкие технологические процессы и агрегаты;  цехи, переделы и другие участки производства; 123 расходов  предприятие в целом. Соответственно этому в практике нормирования электроэнергии существуют три группы удельных норм: технологические, общецеховые и общезаводские. В практике нормирования установилось три метода удельного расхода электроэнергии: расчетный, расчетно-экспериментальный и статистический. только первых два метода позволяют технически обосновано определить объективно необходимую величину расхода электроэнергии на производство единицы продукции. Они опираются на теоретические выводы и дают возможность наиболее точно учесть технический уровень данного производства; исходить из рационального режима работы электрооборудования; наиболее полно учитывать возможные организационно-технические мероприятия по снижению расхода электроэнергии в производстве. И только при помощи этих методов возможна разработка наиболее прогрессивных удельных норм. Статистический метод определения норм удельного расхода электроэнергии, заключается в установлении удельной нормы по отчетно-статистическим данным о фактическом расходе электроэнергии, допускается только в тех случаях, когда характер производства не позволяет или чрезмерно усложняет применение расчетного и расчетно-экспериментального. Существующая в настоящее время система нормирования и планирования электропотребления в металлургическом производстве имеет невысокую точность расчета показателей и не учитывает большинство производственных и технологических факторов, определяющих энергозатраты. Отличительная черта существующих методик нормирования либо детальный пооперационный расчет, либо опытное установление так называемых базовых норм. Используемый в настоящее время статистический метод расчета основан на определении средних эксплуатационных отношений количества расходуемой электроэнергии к объему произведенной продукции. Отчетная цифра удельного расхода электроэнергии за последний эксплуатационный период используется как базовая и экстраполируется на последующий период. Неприемлемость подобного 124 подхода по двум причинам. Во – первых, это связано с тем, что показатели электропотребления , определенные таким способом, отражают фактически сложившийся, а не рациональный уровень энергозатрат. Во – вторых, отчетностатистический метод может дать хорошие результаты только в условиях стабильного производства. Расчетно-аналитический метод определения норм расхода электроэнергии предполагает установление их по отдельным агрегатам и технологическим операциям в зависимости от количества, типа и режимов работы электроприемников. Все указанные особенности работы механизмов выражаются в соответствующих коэффициентах загрузки kз и использования во времени kв, которые изменяются в широких пределах. Эмпирический выбор значений данных коэффициентов без количественного анализа параметров агрегатов и условий, определяющих эти значения, приводит к большим погрешностям при определении норм. При любом методе определение норм должно исходить из строгого соблюдения заданного технологического процесса, полной загрузки технологического и энергетического оборудования и наиболее рационального режима его работы, минимально допустимых потерь энергии, действующих в отрасли и на предприятии нормативов. При этом расход электроэнергии на энергоемкие технологические процессы, определяется рассчетным путем, а расход на неэнергоемкие процессы - силовая нагрузка, освещение, вентиляция, вспомогательные механизмы и подсобные нужды, потери в электросетях цеха - определяется из анализа отчетно-статистических данных. В настоящее время появляются методики с использованием регрессионного и корреляционного анализа.( п/э 99/4) дискретно-непрерывные математические модели (п/э 99/3), динамических рядов(сб 97 томск) 125 Сложна проблема сокращения удельных норм электроэнергии. До 1990 г. удельные расходы устойчиво росли по всем отраслям промышленности. Это объяснялось тем, что: 1) расширением объемов производства, вводом в эксплуатацию энергоемких агрегатов и цехов; 2) интенсификацией производственного процесса; 3) качественным изменением технологии, применением электроэнергии вместо тепловой и органического топлива; 4) улучшением качества продукции; 5) прямым вводом энергии в технологический процесс; 6) автоматизацией производственных процессов; 7) необходимыми мероприятиями по улучшению условий труда и культуры производства; 8) возросшим значением мероприятий по охране окружающей среды; 9) ухудшением качества поставляемого сырья. Таким образом, рост электропотребления имеет отрицательную составляющую, связанную с падением производства, ухудшением качества сырья, поставок, организации труда, и положительную, связанную с ростом энерговооруженности, улучшением экологии и условий труда. Стоимостная составляющая электропотребления может расти из-за падения производства и роста тарифов. Удельные расходы статически определяются двумя величинами: падением производства и постоянной составляющей. Определение удельных норм электропотребления традиционно связывают с полезной и полной работой. Если ее рассчитывать применительно к отдельному электроприемнику, то такая постановка правильна. Опираясь на правильность такой постановки для единичной электроустановки оно было директивно распространено 5ст кудрина и распространяется сейчас 6сткудр на совсем иные системы – техноценозы (участки, отделения, цеха, производства, предприятия в целом). А это уже ошибочно, так как для техноценозов начинают проявляться специфические свойства 7сткудр. Из них можно выделить: 1) 2) обязательное наличие изменяющейся постоянной составляющей электропотребления; отсутствие средней величины удельного электропотребления для производства одного назначения, но образующих разные ценозы; 126 нелинейное изменение постоянной составляющей и удельного электропотребления при изменении объемов производства или внешних условий. Статистические данные за 21 год по 45 видам продукции черной металлургии 3) показали, что различие для одноименных производств в 10 – 100 раз по удельному электропотреблению существовало всегда. Например по чугуну от 3 до 53 кВтч/т, метизам – от 86 до 1020, прокату от 46 до 870 кВтч/т. Различие при переходе от производства к цехам и агрегатам возрастает еще больше. Можно сделать вывод, что отсутствует единообразный учет, но правильнее признать, что любые два цеха, предприятия индивидуальны и даже при одинаковых основных технологических агрегатах различаются вспомогательным оборудованием, энергетикой, ремонтом. Анализ изменения общего и удельного расхода электроэнергии 70 предприятий дал следующие результаты. Если удельный расход электроэнергии при постоянном электропотреблении и номинальном производстве принять за 100% , то при падении производства на 50% и постоянной на 10% удельный расход электроэнергии составит 112% , 20%  124% ,80% 200%; при падении производства на 30% соответственно 105%, 111%, 143%; на 10%  102, 104, 114%. Структура норм удельного расхода электроэнергии Представляет собой перечень статей расхода, включенных в норму. Структура нормы является важным элементом нормирования и должна устанавливаться исходя из организации и технологии производства, характера и назначения нормы удельного расхода, условий полного охвата всех статей расхода электроэнергии, т.е. должна отражать действительную энергоемкость производства. Инструкционный материал: «Основные положения по нормированию расхода топлива, электрической и тепловой энергии». 127 Различают технологические удельные нормы, общецеховые и общезаводские удельные нормы. Технологические удельные нормы включают расходы электроэнергии на отдельный технологический процесс, затрачиваемые на физико-химические процессы производства, а также потери в энергетическом и технологическом оборудовании, применяемом в данном производстве. Технологические нормы устанавливаются обычно для энергоемких процессов, где электроэнергия используется непосредственно (электролиз, электротермия), и энергоемких агрегатов (прокатные станы, компрессоры). Общецеховые нормы включают расход электроэнергии по технологическим нормам, установленным в цехе и все другие расходы, имеющие место в цехе. Нормы на выплавку стали в электропечах: технологические нормы, в %:  процесс плавки…………………………………………….. 70  тепловые потери…………………………………………… 23  электропотери………………………………………………6  прочие потери……………………………………………….1 общецеховые нормы, в %  технологические расходы…………………………………. 94  сжатый воздух……………………………………………… 1,3  освещение, вентиляция…………………………………….1,5  вспомогательные нужды и потери в сетях………………..3,2 Назначение удельных норм:  технологические нормы служат для определения потребности в электроэнергии на производстве энергоемких видов продукции;  общезаводские удельные нормы служат для определения потребности предприятия в электроэнергии и планирования распределения электроэнергии по экономическому району. 128 Отраслевые нормы удельного расхода устанавливаются на однородную продукцию, производимую всеми предприятиями отрасли. l31 * Q1  l32 * Q2  ...  l3n * Qn Q1  Q2  ...  Qn l0  n l0  l i 1 3i * Qi n Q i 1 i Виды удельных норм: 1. Фактическая удельная норма – достигнутая на данном предприятии при имеющемся электрооборудовании и достигнутой организации труда. 2. Расчетная удельная норма – возникает из паспортных технических характеристик оборудования и зависит от организации труда и применяемой технологии. 3. Прогрессивная удельная норма – вытекает из применения передовой технологии производства, высокой квалификации персонала и высокой организации труда. Ужесточение требований к охране труда, санитарии и гигиене, растет расход энергии на очистку воздуха, отопление, очистку сточных вод и т.д. Всякое нормирование возможно только при наличии учета. Причины превышения фактических норм над расчетными технологически обоснованы: Применяемые технологии отстают от современной. Нерациональность схемы электроснабжения. Низкая квалификация технологического персонала. Несогласованность действий технологического и электротехнического персонала. 5. Отсутствие на предприятии дифференцированных норм. 6. Отсутствие знаний специалистов по энергетике электропотребления. 1. 2. 3. 4. Методика нормирования расхода электроэнергии. 129 Решающей является методика разработки норм, т.е. способ определения действительных технически необходимых затрат электроэнергии на производство единицы продукции. На практике применяют три метода: 1. Расчетный. 2. Расчетно-экспериментальный. 3. Статистический. Первые два метода позволяют технически обоснованно определить объективно необходимую величину расхода. Эти методы опираются на теоретические выводы и позволяют более точно учесть технический уровень данного производства, данного оборудования и обоснованно определить организационно-технические мероприятия по снижению расхода электроэнергии на единицу продукции и разработать прогрессивные удельные нормы. Статистический метод заключается в установлении удельной нормы по сниженным статистическим данным о фактическом расходе, в случае, когда характер производства не позволяет (усложняет) применить первых два способа. При любом методе определение удельных норм должно происходить при строгом соблюдении заданного технического процесса, полной загрузки оборудования и рационального режима работы, при минимально допустимых потерях. Первичные нормы, которые технически обоснованы, являются технически и общецеховыми. При этом расход электроэнергии на энергоемкий технологический процесс, как правило, определяется расчетным путем. А расход электроэнергии на неэнергоемкие процессы, как то вентиляция, освещение и т.д., может быть проведен путем проведения специальных замеров и анализа статистических данных по электропотреблению. 130 Чисто расчетный метод применим только при наличии достоверных расчетных формул, технологических характеристик оборудования и технологических характеристик процесса, стабильности работы оборудования. Пример. Агломерация спекания мелкозернистой смеси, состоящей из обогащенного ферро-рудного концентрата, известняка, коксовой мелочи. При сгорании кокса происходит спекание и выжигание серы и фосфора. Для поддержания процесса спекания через слой шихты прокачивается большой слой воздуха при помощи эксгаустера. Рн = 2000 кВт производительность эксгаустера 6500 м3/мин., производительность агломашины 70 тонн/ч. С целью увеличения выпуска продукции происходит замена на более мощные: Рн = 2500 кВт и производительностью 7500 м3/мин. при этом агломашина производит 81 тонн/ч. Определить изменение удельной нормы. 2000 кВт * ч  28,57 70 тонн 2500 кВт * ч y' '   30,86 81 тонн кВт * ч y  y ' ' y '  2,3 тонн y'  Сжатый воздух универсальный энергоноситель во многих производствах, при производстве различных материалов, в металлургии. Оценим удельные расходы при замене поршневого компрессора на турбо. Поршневой: Рн = 630 кВт; 100 м3/мин; 8 атм. Турбокомпрессор: Рн = 1500 кВт; 250 м3/мин.; 8 атм. 131 630 * 1 кВт * ч  0,105 100 * 60 м3 1500 * 1 кВт * ч y' '   0,1 250 * 60 м3 кВт * ч y  y ' y ' '  0,005 м3 y'  Современные методы нормирования электроэнергии При изменении объемов производства продукции При постоянном объеме производства Эта зависимость представлена гиперболой, асимптота которой равна а. Из графика видно, что при росте объема производства удельные энергозатраты значительно снижаются, при снижении — существенно возрастают. Норма расхода топлива, тепловой и электрической энергии — это плановый показатель расхода этих ресурсов в производстве единицы продукции (работы) установленного качества. В этом определении показана роль норм в планировании энергопотребления, для которого они действительно имеют первостепенное значение, так как плановая потребность в энергии вычисляется умножением нормы на планируемый объем производства продукции (работ). Однако нормирование также важно для выполнения других функций управления энергетикой на промышленном предприятии. Многообразие его задач отражено в таком определении. Под нормой понимается расход энергии, необходимый и достаточный для выработки единицы продукции или для выполнения единицы работы в планируемых условиях производства и эксплуатации оборудования. Здесь называются нижний («необходимый») и верхний («достаточный») пределы нормы: необходим, но недостаточен норматив энергозатрат; достаточен, но не необходим фактический расход энергии, так как включает неоправданные энергозатраты и сверхнормативные потери. Необходимой и достаточной для производства продукции является технологическая норма, определяемая по формуле (12.3). Следовательно, норма не только плановая 132 величина, но и показатель рациональности расходования энергоресурсов. Грамотно разработанные, научно и технически обоснованные нормы — один из главных инструментов энергосберегающей политики на предприятиях. С их помощью может осуществляться внутризаводской энергонадзор за рациональным энергопотреблением, и при отработанной системе экономических энергосбережение, способствуют себестоимости получению и претензий снижению дополнительной они стимулируют энергетической составляющей прибыли на рынке сбыта промышленной продукции. Как любой массовый показатель, широко применяемый в производственной, управленческой и исследовательской деятельности, энергетическая норма имеет многообразные выражения, формы, разновидности. Классифицируются энергетические нормы по следующим признакам:  по степени агрегированности — групповые и индивидуальные;  по периоду действия — годовые, квартальные, иногда месячные;  по времени применения — текущие (на текущий, плановый период) и перспективные (на перспективу, т.е. за пределами планового года);  по составу и назначению включаемых энергозатрат — технологические и общепроизводственные, подразделяемые на общецеховые и общезаводские;  по объектам нормирования — на операцию, процесс, передел, полупродукт, на готовую продукцию; иногда — на единицу сырья или обрабатываемого материала. Норма расхода энергоресурсов, как правило, является удельной величиной, отнесенной к единице производимой продукции или работы, а также к единице обрабатываемого материала (сырья), однако нормой (нормативной величиной) могут быть и абсолютные расходы энергии на аппарат, на агрегат, на процесс и т. д. Расход энергии при нормировании обычно выражается в следующих единицах: Топливо............................кг у.т., т у.т. Тепловая энергия и холод.....ГДж, Гкал, тыс. ккал Электроэнергия..........................кВт•ч Сжатые газы............................... м3 Вода.......................................м3 133 В исследовательских работах часто требуется определить суммарный расход энергоресурсов на производство единицы продукции. В практической деятельности такой показатель не применяется, хотя иногда его вычисление целесообразно, поскольку одни и те же производственные процессы, во-первых, потребляют несколько видов энергоресурсов, а во-вторых, одна и та же работа может выполняться с применением разных видов энергии. Так что нормирование разных видов энергозатрат на один процесс должно корреспондироваться между собой, ибо значения этих норм зависят друг от друга. Так при разных способах получения аммиака с сокращением затрат электро- и теплоэнергии возрастает расход природного газа. Учет взаимосвязи нормированных затрат разных видов энергоресурсов особенно важен при оценке сравнительной эффективности различных энергоносителей и при анализе энергоиспользования. Перевод энергетических единиц в условное топливо при непосредственном энергетическом воздействии на обрабатываемый материал может выполняться по теоретическим эквивалентам: 1 кВт-ч = 0,123 кг у.т. 1 ГДж = 34,2 кг у.т. (1 Гкал = 143 кг у.т.) 1 т у.т. = 8130 кВт • ч = 29,3 ГДж (» 7 Гкал) На практике применяются технические эквиваленты, выражающие количество топлива (в условном исчислении), необходимого для производства и передачи к месту потребления единицы энергии соответствующего вида, т.е. затраты первичного энергоресурса: 1 кВт • ч = 0,35 кг у.т. 1 ГДж = 0,725 т у.т. (1 Гкал = 0,173 т у .т.) Кроме условного топлива в мировой практике применяется в качестве обобщенной единицы энергопотребления 1 т нефтяного эквивалента (т н.э.), также условное топливо, имеющее в отличие от принятого у нас теплоту сгорания не 7000, а 9100 ккал/кг и, соответственно, 1 т н.э. = 1,3 т у.т. 134 В качестве единиц продукции, на которые следует относить энергозатраты, желательно использовать натуральные — тонны, кубометры, штуки, декалитры, квадратные метры и т.п. Однако они могут относиться к разнокачественным продуктам или материалам (сырью), тогда используют условные единицы, если таковые применяются в производственно-хозяйственной деятельности (в планировании, в отчетности): тонно-метры, тон-но-номера, тонны в пересчете на 100 % (или п %) содержания основного продукта (вещества), условные машины (станки, трактора, автомобили и др.). В электротехнической промышленности, например оценивают все электрооборудование в единицах ремонтосложности, и соответственно по этой единице выполняют нормирование. Нежелательно нормировать расходы энергии на объем продукции в стоимостном выражении (кВт • ч/млн.руб, т у.т/млрд.руб и т.п.), поскольку при росте цен на сырье или готовую продукцию снижение удельных энергозатрат, а за ними и норм не отражает действительного изменения энергоемкости производства. Невозможен и анализ расходов энергии на стоимостную единицу продукции. Однако часто нормирование энергозатрат на стоимость продукции вынужденно, так как при многономенклатурном производстве, например другой единицы для нормирования подобрать не удается. В исследовательской и практической деятельности применяются четыре метода нормирования:     опытный или экспериментальный; расчетный или расчетно-аналитический; комбинированный или опытно-расчетный; статистический (отчетно-статистический, расчетно-статистический). Опытный метод нормирования связан с проведением большого комплекса испытаний энергооборудования, составлением энергобалансов технологических установок, процессов, цехов и всего предприятия. Таким образом определяются нормы энергетических затрат на операции, агрегаты и так далее и на готовую продукцию. Очевидна огромная трудоемкость этого метода, вследствие чего он применяется лишь для выяснения частных энергетических норм (на операции, установки, процессы) во время балансовых испытаний оборудования. При таких 135 испытаниях можно выявить не только норму энергозатрат, но и ее зависимость от загрузки оборудования, режимов его работы и других факторов, т.е. составить энергетическую характеристику испытуемых установок и процессов. Балансовые испытания выполняются, как правило, на отремонтированном, отлаженном оборудовании, в расчетных режимах, при использовании кондиционных сырья и материалов и со строгим соблюдением технологических регламентов. При этом получаются энергетические нормы, соответствующие лучшим («парадным») показателям, отличающимся от среднегодовых. Например среднегодовой КПД котельных установок, как правило, на 3—5 % ниже максимального, определенного при испытаниях, за счет затрат топлива на растопки, снижения КПД при недогрузке, работе в переходных режимах и т.п. Другой недостаток этого метода в том, что часто требуется изоляция испытуемого оборудования от технологического цикла, а это не всегда возможно сделать. При расчетном методе нормирования по данным производственных регламентов, режимных карт, паспортов оборудования и другой технической документации вычисляются нормообразующие статьи энергетических затрат, и так определяется норма. Здесь имеется возможность учесть реальные производственные условия, фактическое состояние оборудования и режим его работы, качество сырья, материалов и т.п. Расчеты целесообразно проводить при разработке аналитических энергобалансов, т.е. совместно осуществлять нормирование и анализ энергоиспользования. Еще одно достоинство этого метода — определение норматива для рассматриваемого процесса (операции, установки), т.е. минимальных энергозатрат для физико-химических превращений при обработке материала с учетом неизбежных и сопутствующих потерь. Норматив — базовая величина для расчета энергетической нормы, где должны быть учтены также реальные эксплуатационные и режимные отклонения от расчетных величин. весь расчетно-аналитический метод нормирования сводится к установлению значений полезного расхода и разных потерь. Применение этого метода требует: 136  наличия очень четких инструктивно-методических указаний с точной привязкой к технологии производства, с учетом специфики технологической схемы;  нормативных энергетических характеристик всего или хотя бы основного оборудования, определяющего энергопотребление; довольно большого количества исходных, в том числе технологических показателей, которые не всегда имеются на предприятиях; для их выявления часто приходится разрабатывать материальные балансы или проводить специальные измерения и испытания оборудования; трудоемких и сложных расчетов с привлечением квалифицированных специалистов, а также использования вычислительной техники. Наиболее кардинальным решением является включение нормирования в состав АСУЭ предприятия. Опытно-расчетный метод представляет собой комбинацию опытного и расчетного методов. Здесь в значительной степени устраняются недостатки опытного метода, сохраняются преимущества расчетного и сверх того имеется возможность взаимопроверки данных испытаний и расчетов. По существу реально применим в практике нормирования именно этот метод с преобладанием либо расчетов, либо испытаний оборудования. Желательно, чтобы здесь превалировали расчеты, а эксперименты велись только для выявления исходных данных. Статистический метод нормирования наиболее прост и распространен в практике промышленных предприятий. Его широкое применение вызвано, главным образом, отсутствием необходимой технической и информационной, а иногда и методической базы для применения других методов. А при нормировании на продукцию в стоимостном выражении, что характерно для машиностроения, строительства, а также для всех многономенклатурных производств, использование других методов практически неосуществимо. Следует различать отчетно-статистический и расчетно-статистический методы нормирования. Отчетно-статистический метод состоит в установлении энергетических норм на плановый (текущий) период по отчетным удельным расходам. При этом иногда учитываются изменения в технологии, плановая норма несколько снижается по сравнению с отчетной за счет намеченных энергосберегающих мероприятий. Основной порок этого метода, многократно осужденного, в том, что все 137 нерациональные энергозатраты, сверхнормативные потери и другие недочеты в использовании энергии включаются в плановую норму и тем самым узакониваются. Расчетно-статистические методы, особенно с применением математической статистики, осуществляются по данным энергетического учета и отчетности для предприятия в целом, или для отдельных производств, цехов, установок. Последовательность этих расчетов такова: 1) определяются наиболее существенные факторы, от которых зависит удельный расход энергоресурсов (может производиться методом экспертных оценок), например — производительность, загрузка оборудования, режим работы, качество материалов и другие производственные показатели; 2) по данным учета и отчетности о расходе энергии и значениях исследуемых факторов формируется информационная база (чем больше количество исходных данных, тем достовернее будут результаты статистического анализа); 3) проводится регрессионный анализ (на компьютере), устанавливаются эмпирические (экспериментальные) зависимости расходов энергии (абсолютных и удельных) от исследуемых факторов; 4) устанавливаются приоритет выявленных зависимостей, наиболее значимые факторы, отбираются аппроксимированные выражения (формулы эмпирических зависимостей), проверяется энергетическая и экономическая логика этих зависимостей; 5) выясняются или выбираются значения факторов производительности, загрузки и так далее, ожидаемые в плановом периоде; 6) по установленным эмпирическим зависимостям и значениям факторов рассчитывается энергетическая норма и определяется расход энергии на плановый период. Например, при расчетах в производстве алюминия для одной из электролизных серий была получена регрессионная модель зависимости удельного расхода электроэнергии w, кВт•ч/т, от силы тока I, кА, среднего напряжения на электролизере U , В, температуры расплава t, °С, и выхода по току , %: 138 w= 11,314-0,55I+ 1,874Uср + 0,23t -0,021 . Большинство подобных зависимостей носят характер кривой и если установить аналитическое выражение (формулу), расчетно-статистические методы позволяют для конкретного оборудования выполнять достаточно достоверное нормирование энергозатрат. Основным недостатком здесь остается включение в норму имеющихся нерациональных энергозатрат, а также узкий диапазон достоверности — для конкретного оборудования, режимов, качества материалов и т.п. Таким образом, энергетическое нормирование состоит в установлении плановой меры энергозатрат, необходимых и достаточных для производства единицы продукции или работы; использует разные виды норм, классифицирующихся по степени агрегации, по времени применения, по периоду действия, по составу и назначению энергозатрат и по объекту нормирования; производится на единицы продукции в натуральном выражении, на условные единицы, а также на продукцию в стоимостном выражении; осуществляется опытным, расчетным, опытно-расчетным или статистическим (отчетно- статистическим и расчетно-статистическим) методами; при обоснованной и достоверной разработке норм является одним из основных инструментов для управления рациональным и бережливым энергопотреблением в промышленности. Лимитирование энергопотребления бюджетных организаций. К бюджетным организациям относятся организации, финансируемые из бюджета трех уровней: федерального, областного, муниципального. 139 В группу бюджетных организаций входят: учреждения здравоохранения, детские дошкольные учреждения, образовательные школы, учебные заведения, учреждения культуры и искусства, физкультуры и спортивные учреждения, административные учреждения, общественные организации. В медицинских учреждениях наиболее энергоемкую группу составляют установки для дезинфекции и стерилизации 10 – 40 % от общего потребления. В дошкольных учреждениях наиболее мощные потребители являются установки пищеблоков, освещение 10 – 15 %. В образовательных учреждениях потребителями энергии делятся на группы: освещение, различные нагревательные установки, компьютеры и др. В административных помещениях группы потребителей: освещение 40 – 60 %, различные нагревательные установки, компьютеры и др. Для бюджетных организаций затраты на электроэнергию устанавливаются им вышестоящей организацией. Организация лимитирования энергопотребления Важнейшее значение имеют социально – психологические и организационные факторы. Должен быть организован анализ по следующим показателям: динамика изменения электропотребления по годам, определение удельных расходов и их сравнение в динамике с аналогичными объектами, сравнение удельных расходов электроэнергии с нормативами. При планировании финансовых средств на будущий год, необходимо принимать прогнозируемое значение тарифов. Для осуществления мониторинга энергопотребления бюджетных организаций, статистические наблюдения. 140 необходимо осуществлять 141