Энергоэффективность

Надежность электроснабжения и качество электроэнергии согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике» входят в число показателей энергоэффективности. Надежность в свою очередь характеризуется в энергетическом плане долей недоотпуска электроэнергии потребителям, а в эко-номическом – снижением доли ущерба от перерывов в электроснабжении в валовом внутреннем продукте.

Ведущие эксперты анализируют технические, экономические и юридические аспекты совершенствования процесса электроснабжения.

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Нормирование надежности и качества

Валерий Овсейчук,
д.э.н., профессор, заслуженный энергетик СНГ, член Экспертного совета по электроэнергетике
ФАС России, главный эксперт ЗАО ПФК «СКАФ»,
г. Москва
Владимир Непомнящий,
д.э.н., профессор, почетный регулятор естественных монополий России, член экспертного совета Комитета по энергетике Госдумы РФ,
г. Сосновый Бор, Ленинградская область
Игорь Жежеленко,
д.т.н., профессор, почетный доктор Вюрцбургского университета Германии, действительный член Академии наук высшей школы Украины,
г. Мелитополь, Украина

СИСТЕМНАЯ НАДЕЖНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Надежность электроэнергетической системы – комплексное свойство, составляющие которого зависят от того, в каком аспекте рассматривается проблема [1, 2].

В соответствие с технико-энергетическими и хозяйственно-экономическими особенностями функционирования современной электроэнергетики России можно выделить три иерархических уровня надежности электроснабжения потребителей, используя принцип декомпозиции задач надежности [1–4]:

• 1-й иерархический уровень, под которым понимаются генерирующие мощности, обеспечивающие так называемую балансовую надежность;
• 2-й иерархический уровень, к которому относятся системообразующие магистральные сети 1150–220 кВ федерального значения;
• 3-й иерархический уровень – региональные (территориальные) распределительные сети 220–150–110–35–10(6) кВ, предназначенные для обеспечения электроснабжения территорий и отдельных потребителей.

Первые два уровня можно объединить в одно понятие – системная надежность, которая характеризуется вероятностью бесперебойной подачи электроэнергии и мощности в магистральные центры питания (подстанции 750–220 кВ).

В составе понятия системной надежности следует выделить понятие «живучесть энергосистемы», представляющее собой способность электроэнергетической системы (ЭЭС) противостоять каскадному развитию системных аварий, а также самовосстанавливаться под воздействием автоматизированного или ручного диспетчерского управления.

При этом под системной аварией понимается нарушение динамической и/или статической устойчивости параллельной работы электростанций, недопустимые отклонения частоты тока в системе и напряжения в узлах, перегрузки по току элементов основной системообразующей сети, приводящие к каскадному отключению последних, делению системы на несбалансированные части и массовому отключению потребителей электроэнергии или ограничениям их нагрузок на большой территории.

Изменение масштабов резервирования генерирующих мощностей, конфигурации и степени резервирования магистральных электрических сетей на этом уровне воздействует одновременно на условия электроснабжения всех потребителей ЕЭС России.

Что касается третьего уровня, то в соответствии с предназначением региональных электрических сетей в их составе можно выделить следующие два подуровня.

Распределительные сети 1-го подуровня обеспечивают распределение электроэнергии и мощности от магистральных центров питания по территории обслуживаемого ими региона (кольцевые сети 150–35 кВ). Распределительные сети 2-го подуровня поставляют электроэнергию и мощность конкретным потребителям (преимущественно это радиальные сети 220–6(10) кВ).

Изменение конфигурации и степени резервирования региональных распределительных сетей 1-го подуровня воздействует на условия электроснабжения локальной группы потребителей в данном регионе (на данной территории). Уровень надежности распределительных сетей 2-го подуровня определяется категорией надежности электроснабжения конкретных потребителей в соответствии с рекомендациями ПУЭ. Изложенная схема иллюстрируется на рис. 1.

Рис. 1. Иерархические уровни надежности ЕЭС России

ИНДЕКС НАДЕЖНОСТИ

Системная надежность определяется, при прочих равных условиях, надежностью генерации электроэнергии и надежностью основной магистральной межсистемной и региональной системообразующей электрической сети. Надежность электроснабжения зависит от системной надежности, т.е. надежности поставки электроэнергии в центры питания распределительных электрических сетей, надежности распределительных электрических сетей общего пользования, а также надежности схем электроснабжения конкретных электроприемников потребителей [1, 2, 4]. Это требует выстраивания системы технических и экономических взаимоотношений по надежности между субъектами рынка электроэнергии с конкретизацией требований и ответственности за их выполнение.

Предложенный принцип декомпозиции задач надежности в [1, 2] соответствует современной иерархии технологического, производственно-хозяйственного, территориально-объектного функционирования электроэнергетики России с учетом тарифообразования в зависимости от категории надежности электроснабжения энергоприемников потребителей [3].

На основе рис. 1 могут быть записаны выражения индексов надежности в электроэнергетике:

где – уровень (индекс) системной надежности Единой (Объединенной) энергосистемы (ЕЭС/ОЭС);

– уровень надежности генерирующих мощностей ЕЭС/ОЭС, балансовая надежность производства и поставки электроэнергии в энергоузлы;

– уровень надежности магистральных электрических сетей;

– вероятность отсутствия системных аварий;

– уровень надежности региональных центров питания;

– уровень надежности электроэнергетической системы (системы внешнего электроснабжения);

– соответственно индексы надежности распределительных электрических сетей 1-го и 2-го подуровней;

– соответственно индексы надежности внутренней схемы электроснабжения потребителей и надежности электроснабжения конечных электроприемников потребителей.

Приведенный подход к оценке индексов надежности комплекса электроэнергетики полностью соответствует Федеральному закону «Об электроэнергетике», где надежность подразделяется на системную надежность и надежность электроснабжения потребителей.

Предлагаемая иерархическая структура надежности электроснабжения производственных и социальных объектов национальной экономики позволяет выстроить систему, в которой сочетаются нормативные методы оценки и технико-экономические расчеты надежности электроснабжения потребителей.

СХЕМЫ НАДЕЖНОСТИ

Мы предлагаем следующую схему с сочетанием нормативных и экономических методов оценки надежности при раработке программ перспективного развития и эксплуатации электроэнергетических систем и их основных секторов:

1. Формирование на основе технико-экономических расчетов нормативов балансовой надежности, надежности магистральных электрических сетей и системной надежности.
   Эти нормативы должны периодически обновляться с учетом изменений технико-экономических условий функционирования национальной экономики и ее ЭЭС (например, один раз в пять лет). Аналогичные технические нормативы надежности электроснабжения должны быть выработаны и для схем электроснабжения потребителей 0-й, или особой (по ПУЭ), внеэкономической категории надежности.
   Наличие вышеуказанных нормативов надежности не исключает возможность определения оптимального уровня надежности работы ЭЭС и ее магистральных электрических сетей с учетом экономических потерь от нарушений электроснабжения потребителей.
2. Уровни надежности распределительных сетей и схем технологических сетей внутрипроизводственного электроснабжения потребителей 2-й, 3-й и частично 1-й категории (по ПУЭ) должны определяться на основе технико-экономических расчетов с учетом экономических ущербов от нарушений электроснабжения и учитываться в тарифах на передачу и распределение электроэнергии до потребителей.
   Схема взаимосвязей нормативов надежности работы энергосистем и электроснабжения потребителей приведена на рис. 2.

Рис. 2. Схема взаимосвязей нормативов надежности работы энергосистем и электроснабжения потребителей

ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

При формировании тарифов для конечных потребителей согласно [3, 5, 6], производство и передачу электроэнергии до региональных центров питания (генерация + магистральные и региональные системообразующие сети) оплачивают все потребители (независимо от категории надежности электроснабжения), а в тарифе на распределение (передачу) электроэнергии до ТОП (точки общего присоединения) к сети потребителя учитывается заявленная потребителем категория надежности его электроснабжения.

Определение тарифа на передачу электроэнергии по распределительным сетям различного класса напряжения для потребителей отдельных категорий надежности электроснабжения может осуществляться по выражению [4–10]:

, (5)

где i – номер категории надежности потребителей;

j – класс напряжения сети;

L_{надб./скид}(i, j) – надбавка/скидка к базовому тарифу на передачу для i-категории потребителей j-класса напряжения.

В табл.1 на примере одной из электроэнергетических систем приведены надбавки/скидки к базовым тарифам на передачу электроэнергии по распределительным сетям 110–35–10(6) кВ за повышение надежности электроснабжения.

Табл. 1. Надбавки/скидки к базовым тарифам на передачу электроэнергии по распределительным сетям 110–35–10(6) кВ за повышение надежности электроснабжения потребителей (отн. ед.)

Из табл. 1 видно, что, например, экономически обоснованный тариф на передачу электроэнергии для потребителей 1-й категории в сети 110 кВ составляет Т_1,110 = 1,152 · 12,951 = = 14,92 коп./кВт·ч, а для 3-й категории надежности электроснабжения Т_3,110 = (1 – 0,557) · 12,951 = 5,74 коп./кВт·ч.

Теоретические аспекты учета категории надежности при тарифном регулировании передачи электроэнергии уже разработаны, требуется дальнейшая пилотная апробация Методики и последующая разработка Методических указаний по учету категории надежности электроснабжения в тарифах на передачу электроэнергии.

НОРМАТИВЫ НАДЕЖНОСТИ

Энергетическая стратегия России до 2030 года, утвержденная правительством РФ, ставит задачу повысить вероятность бездефицитной работы энергосистем (ключевой индикатор стратегического развития) с = 0,996 (этот показатель был обоснован И.М. Марковичем в 60-х годах прошлого века при следующих удельных экономических показателях: удельная стоимость резервных энергетических мощностей – 21 руб./кВт, удельный ущерб от нарушений электроснабжения – 0,6 руб./ кВт·ч) до 0,9997 и приблизить этот показатель к зарубежным нормативам вероятности бездефицитного электроснабжения (США – 0,9997, Франция – 0,9997, Нидерланды – 0,9995, Ирландия – 0,9991, Скандинавские страны – 0,999).

В современных экономических условиях (показатели в ценах 2010 г.): удельные капиталовложения в резервную генерирующую мощность – 43,5 тыс. руб./кВт и удельный ущерб при ограничениях нагрузок устройствами автоматического частотного регулирования (АЧР) в диапазоне 5–30% от максимума нагрузки ЭЭС – от 32 до 127 руб./кВт·ч (эти значения удельных ущербов соответствуют фактической структуре подключенных к АЧР потребителей и могут быть сокращены вдвое при более рациональном размещении потребителей по очередям АЧР); оптимальная величина резерва генерирующей мощности составляет по критерию полной стоимости надежности – 0,9755, по критерию предельных инвестиций в повышение надежности – 0,9905 отн. ед. и по критерию равенства относительных приростов затрат в надежность [5] – 0,9927 (табл. 2).

Табл. 2. Экономически обоснованные нормативы индексов надежности

Оценочные расчеты индексов надежности субъектов российской электроэнергетики до границ балансовой принадлежности (ГБП) сетей потребителей показали, что интегральный индекс надежности на ГБП субъектов электроэнергетики в различных регионах России ниже показателя 0,996 и находится в пределах 0,96–0,98, что обусловливает при вероятных расчетных отключениях электрической сети суммарный ущерб потребителям России от 4 до 7 трлн рублей в год (до 1% в пересчете на ВВП страны) [7].

Поэтому переход на вышеуказанные индикативные нормативы надежности даже в отдаленной перспективе потребует исключительно высоких, экономически необоснованных капиталовложений в повышение надежности всех компонентов ЭЭС, а также технологических схем электроснабжения потребителей.

В приведенной табл. 2 вероятностные и экономические показатели надежности получены при средних современных оценках параметров надежности оборудования электроэнергетики и средних ущербов у потребителей от перерывов энергоснабжения, опубликованных в [7, 8].

Дифференцированная цена на электроэнергию, системно учитывающая обеспечиваемый уровень надежности электроснабжения и качество электроэнергии, поставляемой потребителям, и включающая как затраты, связанные с повышением надежности электроснабжения, так и экономический эффект у потребителя (снижение ущерба при повышении надежности электроснабжения), является наиболее простым и эффективным инструментом управления надежностью и качеством электроснабжения потребителей [3].

При этом экономически обоснованные затраты для обеспечения системной надежности ЭЭС оплачивают все потребители электроэнергии, независимо от категории надежности их электроснабжения.

Вместе с тем тарифы на передачу электроэнергии по распределительным электрическим сетям от питающих центров федерального и регионального уровней ЭЭС до ГБП потребителей учитывают экономически обоснованные затраты по обеспечению требуемой (заявленной) потребителем категории надежности электроснабжения (обосновывается тарифное меню по стоимости передачи и распределения электроэнергии от центров питания в зависимости от категории надежности электроснабжения и класса напряжения).

По тарифному меню потребитель сам выбирает тариф с требуемой категорией надежности электроснабжения и соответственно оплачивает стоимость передачи электроэнергии по выбранной категории надежности электроснабжения [3].

ЭЭС, гарантирующая потребителям экономически обоснованный уровень надежности и качества электроснабжения (качество электроэнергии), в случае его нарушения должна быть подвергнута экономическим санкциям (через соответствующий механизм страхования ответственности).

КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (КЭ)

В период реформирования электроэнергетики вопросам КЭ уделялось недостаточное внимание, что привело к росту потерь электроэнергии и снижению уровня энергетической безопасности. Традиционно вопрос КЭ был в основном проблемой электрифицированного железнодорожного транспорта и крупных промышленных предприятий [11–13]. В настоящее время эта проблема касается всех потребителей, в том числе коммунальной инфраструктуры, населения, государственных учреждений.

Всё возрастающий объем индивидуального строительства домов и повышение уровня использования электроэнергии, переход на инновационную платформу путем создания интеллектуальных электрических сетей, изменение структуры электропотребления бытовых потребителей (в частности, за счет импульсных источников) приводят к появлению импульсов токов и искажению формы синусоид напряжения и тока. Более того, исследования показали, что даже при значениях показателей КЭ в допустимых согласно стандарту пределах нагрузочные потери в силовых трансформаторах возрастают на 14–15%. Низкое качество электроэнергии приводит к увеличению погрешности измерений.

По зарубежным данным, в сетях низкого напряжения Швейцарии коэффициент искажения кривой напряжения (коэффициент несинусоидальности) увеличивается на 0,7% каждые десять лет. В целом в электрических сетях, несмотря на наличие стандартов и других документов, устанавливающих показатели параметров КЭ, наблюдается рост абсолютных значений этих параметров. Так, в промышленности (металлургии, деревообработке и др.) увеличение производства в ряде случаев сопровождается повышением уровня электромагнитных помех, как правило, уровней высших гармоник и несимметрии напряжения. Это приводит к тому, что стоимость мероприятий по коррекции КЭ может быть равной или даже превосходить экономический эффект от повышения производительности на производстве за счет внедрения новой техники и технологии. Ярким примером может быть прогрессирующее внедрение в промышленность частотных преобразователей.

Помимо известных достоинств частотного привода, следует отметить генерирование не только высших гармоник, но и так называемых интергармоник. Исследования показали, что действующее значение интергармоник в некоторых режимах их работы может превосходить соответствующее значение канонических гармоник. Как следствие, на ряде крупных предприятий, где значителен уровень гармоник и интергармоник, наблюдается повышенная аварийность электродвигателей за счет ускоренного старения и выхода из строя токоведущих частей (обмоток). Вопрос рационального использования частотных преобразователей и минимизации уровней интергармоник требует решения в ближайшее время [12].

Проблема оценки и снижения уровней колебания напряжения, а также провалов напряжения в настоящее время относится к важнейшим задачам и требует соответствующих разработок; имеющиеся решения в части дозы фликера («мигание» светового источника) весьма громоздки, их результаты неоднозначны и не всегда отвечают требованиям проектной практики.

Необходима разработка программы расчетов и соответствующих сертифицированных приборов, позволяющих однозначно определять долевое влияние субъектов рынка на показатели КЭ на границе либо раздела балансовой принадлежности либо передачи электроэнергии, что позволит корректно определять долевое участие субъектов в показателях КЭ.

Представляется необходимым унифицировать расчеты показателей качества электроэнергии и обусловленных ими ущербов, чтобы исключить получение некорректных результатов. Целесообразно разработать оценочные экспресс-методы расчета показателей качества электроэнергии, что важно для эксплуатационного персонала.

Краткий обзор состояния основных вопросов КЭ в отечественной энергетике позволяет рекомендовать вновь учитывать в договорах электроснабжения скидки и надбавки к тарифам на электроэнергию при нарушениях норм стандартов на КЭ. Размер отчислений может быть установлен методом экспертных оценок аналогично тому, как это делается при установлении норм МЭК, CENELEC, СИГРЭ и др.

На современном этапе нормативно-правовая база по экономической оценке качества поставляемой потребителям электроэнергии в России отсутствует, кроме положений статьи 542 ГК РФ.

Используя сравнительный анализ зарубежных и отечественных оценок ущербов в экономике от несоблюдения норм КЭ, на основании наших оценок и расчетов, предлагаем в договорах электроснабжения учитывать скидки (надбавки) к тарифам на электроэнергию в размере 12% от стоимости электроэнергии при несоблюдении норм стандартов на КЭ (для поставщиков электроэнергии – скидка, для потребителей – надбавка к тарифу при отсутствии устройств, обеспечивающих нормализацию КЭ). В качестве предельного размера штрафа за отпущенную (потребленную) электроэнергию с несоблюдением стандартов КЭ рекомендуется показатель до 25% от стоимости отпущенной (потребленной) электроэнергии с показателями, не соответствующими ГОСТу, как это требовалось в доперестроечный период «Правилами пользования электрической энергией».

ВЫВОДЫ

Для дальнейшего совершенствования технико-юридических норм и экономических отношений в сфере обеспечения надежности, качества и безопасности электроснабжения, необходимо разработать и принять Федеральный закон «О надежности и качестве электроснабжения потребителей».

Необходимо также принять комплекс дополняющих закон документов: кодексы; стандарты; регламенты; своды правил; методики; программы расчета технико-экономических показателей надежности и качества электроснабжения потребителей; нормативно-правовые документы, устанавливающие ответственность всех субъектов рынка электроэнергии за обеспечение надежности электроснабжения и качества электроэнергии и оценку ущерба от несоблюдения надежности и качества электроснабжения; варианты компенсации потребителям или поставщикам электроэнергии за невыполнение одной из сторон обязательств по обеспечению надежности и качества электроснабжения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике / Утверждена Председателем Правления РАО ЕЭС России А.Б. Чубайсом, Приказ от 25.04.2005 № 258.
2. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике. Разработка по заданию Минэнерго России: Рук. работы: чл.-корр. РАН Воропай Н.И. М., 2011.
3. Методика расчета цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности в электроэнергетике // Отчет ЗАО ПФК «СКАФ» по договору с ФСТ России. 2006.
4. Непомнящий В.А. Проблемы надежности при проектировании и эксплуатации электрических сетей энергосистем. СПб.: ПЭИПК, 2010.
5. Непомнящий В.А. Оптимизация распределения надежности по иерархическим уровням системы электроснабжения // Надежность и безопасность энергетики. 2011. № 1, 2.
6. Непомнящий В.А., Овсейчук В.А., Епифанцев С.Н. Надежность в задачах развития, управления и эксплуатации электроэнергетических систем и электрических сетей в условиях рыночных отношений (методы, модели и практика расчетов). М.: ИПК Госслужбы, 2010.
7. Непомнящий В.А. Экономические потери от нарушений электроснабжения. М.: Издательский дом МЭИ, 2010.
8. Непомнящий В.А. Надежность оборудования энергосистем. М.: Изд-во «Электроэнергия. Передача и распределение». 2013.
9. Овсейчук В.А. Методика оценки уровня регулируемых тарифов на электрическую (тепловую) энергию в регионе и доступ (технологическое присоединение) потребителей к электрическим сетям: Учебно-методическое пособие. М.: ИПК Госслужбы, 2007.
10. ФСТ России / Протокол от 17.06.2005 № ЕЯ-333 по рассмотрению проекта «Учет надежности электроснабжения при формировании тарифов на электроэнергию».
11. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промпредприятий. М.: Энергоатомиздат, 2010.
12. Жежеленко И.В., Шидловский А.К., Пивняк Г.Г., Саенко Н.А., Нойбергер Н.А. Электромагнитная совместимость потребителей. М.: Машиностроение, 2012.
13. Епифанцев С.Н., Жежеленко И.В., Овсейчук В.А., Трофимов Г.Г., Шимко С.В. Качество электроэнергии: современные требования и их обеспечение в электрических сетях железных дорог / Под ред. Г.П. Кутового. М.: Эко-Пресс, 2014.