курс лекций. курс лекций Экономика энергетики. Курс лекций по дисциплине Тема Топливноэнергетический комплекс (тэк) и его организационнопроизводственная структура
 Скачать 1.76 Mb.
|
Рис.11.1.1. Схема управления спросом на энергию в регионе11.2. Стимулирование деятельности по управлению спросом В современных условиях России рыночной мотивации оказывается недостаточно для того, чтобы энергокомпании разрабатывали и осуществляли программы управления спросом на энергию. Поэтому на уровне региона требуется специальный механизм стимулирования этой деятельности, который должен быть внедрен органами регулирования электроэнергетики. Предлагаемые организационно-экономические меры можно подразделить на предписывающие, ограничительные и поощрительные. Энергокомпании в законодательном порядке обязуются разрабатывать и совместно с потребителями осуществлять программы управления спросом. Соответствующий раздел должен быть включен в федеральное и региональное законодательства, регламентирующие вопросы регулирования энергокомпаний в РФ. Заявка энергокомпании на новые тарифы, в которой их повышение превосходит темпы инфляции, должна рассматриваться регулирующими органами только при наличии согласованной с потребителями программы управления спросом на электрическую и тепловую энергию. В случае невыполнения программы за отчетный период заявка на новые тарифы автоматически блокируется. Лицензия на сооружение генерирующих мощностей на новых площадках выдается энергокомпании при условии, что параллельно в народное хозяйство ею направляется на цели рационализации энергопотребления не менее определенной доли (на пример, 30 %) капиталовложений в новое строительство. Исключение может быть сделано для возобновляемых источников энергии и высокоэффективных ПГУ. Энергокомпания получает право применять по согласованию с потребителями специальные договорные тарифы, стимулирующие повышение эффективности энергоиспользования и рациональные режимы энергопотребления. При этом ей запреща ется перераспределять издержки энергоснабжения между группами потребителей. Органам регулирования следует устанавливать повышенную норму прибыли на капитал, вложенный энергокомпанией в рационализацию энергопотребления (см. при мер ниже). Энергокомпании разрешается вычитать из общей суммы исчисленного налога на прибыль определенную долю затрат на разработку программ управления спросом. В случае когда энергокомпания направила в потребительский сектор более 50 % всех инвестиций за отчетный период, рекомендуется либо целиком вычесть эти затраты из общей суммы исчисленного налога на прибыль, либо установить пониженную ставку налога. 11.3. Мониторинг энергоэффективности Мониторинг энергоэффективности представляет собой регулярное получение и анализ энергокомпанией информации об уровне и динамике показателей энергоэффективности на отдельных предприятиях и в отраслях промышленности региона. Основная задача мониторинга - создание и периодическое обновление информационной базы для принятия решений по рационализации энергопотребления в регионе. Получаемая в реальном режиме времени и постоянно обновляемая информация позволяет осуществлять информационное обеспечение следующих основных управленческих задач, решаемых энергокомпанией: прогнозирование спроса на электрическую и тепловую энергию (мощность) с периодической корректировкой прежних прогнозных оценок; разработку договорных тарифов на электрическую и тепловую энергию и контроль условий и результатов их применения потребителями; формирование программ управления спросом на энергию и мощность (управления нагрузкой предприятия, общей рационализации энергопотребления, повышения эффективности отдельных видов оборудования), а также слежение за ходом выполнения программ; • разработку и обеспечение функционирования механизма стимулирования рационального энергопотребления. Энергоэффективность рассматривается в различных аспектах: уровень использования энергоресурсов; прогрессивность структуры энергопотребления; уровень использования энергетических мощностей потребительских установок; оптимальность режимных характеристик энергопотребления. Уровень использования энергоресурсов характеризует процесс энергосбережения и выражается в удельных расходах энергоносителей на производство продукции, работ и услуг, в величине потерь подведенной энергии в потребительских установках, где она преобразуется в различные формы конечной энергии (механическую, тепловую и др.), а также потерь активной мощности в распределительных сетях и трансформаторах предприятия. Последние оказывают непосредственное влияние на издержки производителя электроэнергии. Структура энергопотребления отражает прогрессивность процесса замещения одних энергоносителей другими. Например, электроэнергия вытесняет высококачественное технологическое топливо (газ, мазут) в высокотемпературных процессах, горячая вода заменяет пар в низкотемпературных. Важно, что электрификация и энергосбережение взаимообусловливают и дополняют друг друга. Так, одновременно с наращиванием использования электроэнергии в одних технологиях может происходить снижение ее расходов в других. Сдвиги в структуре энергопотребления вызывают изменения в структуре спроса на энергоносители и их производстве, что воздействует на финансово-экономическую эффективность АО-энерго. Использование мощностей потребительских установок анализируется в двух аспектах: по продолжительности работы за определенный период (экстенсивное использование) и средней нагрузке в течение фактически отработанного времени (интенсивное использование). Повышение уровня использования промышленного оборудования выгодно как потребителю, у которого снижается стоимость единицы энергии, так и поставщику энергоносителей - в связи с экономией текущих и капитальных затрат в энергосистеме. Режимные характеристики энергопотребления определяются на основе индивидуальных графиков электрических и тепловых нагрузок предприятий, а также участия потребителей в совмещенном графике нагрузки районной энергосистемы. В общем случае выравнивание графиков нагрузки потребителей и снижение уровня участия в совмещенном максимуме согласуются с экономическими интересами энергокомпании в условиях правильно организованного ценообразования, а также с учетом интересов предприятий. Однако при этом надо иметь в виду два обстоятельства. Во-первых, график нагрузки предприятия зачастую достаточно жестко предопределен технологическими особенностями данного производства. Во-вторых, нередко изменение режима энергопотребления требует от предприятия значительных дополнительных затрат, а иногда ведет к росту удельных расходов энергии. В связи с этим возникает проблема оптимизации режимных характеристик энергопотребления. Рассмотренные структурные элементы энергоэффективности в совокупности дают представление об интенсивности процесса рационализации энергопотребляющего сектора региона как результата взаимодействия поставщика и потребителей энергии на основе общих интересов. Для анализа и управления необходимо сформировать систему показателей энергоэффективности, адекватных выделенным ее аспектам. КЛАССИФИКАЦИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
Выделяется несколько показателей, которые имеют универсальный характер, так как наиболее часто используются для одновременного решения разных проблем. Это показатели режимов энергопотребления; уровней электрификации; удельных расходов электрической и тепловой энергии; использования мощностей потребительских установок (главным образом силового аппарата). Очевидно, что данные группы показателей - наиболее важные, ключевые в управлении энергоэффективностью промышленных предприятий, так как особенно сильно влияют на экономику энергокомпании. Использование показателей энергоэффективности в управленческих решениях должно производиться по трем основным направлениям: определение резервов рационализации и путей их реализации; систематический контроль за осуществлением мероприятий и оценка их результативности; разработка и совершенствование методов стимулирования потребителей. Контрольные вопросы Список используемой литературы: 1. Златопольский А.Н. , Прузнер С.И. Организация и планирование теплоэнергетики. М.: Высш. шк. , 1972 2. Прузнер С. И др. . Организация планирование и управление энергетическим предприятие.- М.: Высш. шк. , 1981 3.Сборник задач и деловые игры по экономике и управлению энергетическим производством/ П.П. Долгов и др.- М.: Высш. шк. ,1991 4.Чернухин А.А. Экономика энергетики СССР.- М.: Высш. шк. ,1980 Тема 12. Организация сбыта энергии 12.1. Функции и организация структуры энергосбытовых подразделений На энергосбытовые подразделения энергокомпаний возлагаются следующие основные функции: обеспечение выполнения плана по реализации выпускаемой продукции; заключение договоров на энергоснабжение, учет отпуска энергии, оформление платежных документов и контроль оплаты за поставленные энергоресурсы; взыскание дебиторской задолженности; ведение отчетности по отпуску и реализации электрической и тепловой энергии; документальное оформление и проведение ограничения и отключения потребителей-неплательщиков за дебиторскую задолженность; юридическое обеспечение энергосбытовой деятельности. Основными условиями эффективного осуществления указанных функций являются регулярное проведение маркетинговых исследований, создание систем коммерческого и технического учета энергопотребления и совершенствование контрактных отношений. В каждой энергокомпании с вертикально-интегрированной структурой внедрены разные системы управления сбытом. Среди них можно выделить три основных варианта. При централизованной системе управления сбытом все вопросы энергосбытовой деятельности: заключение договоров энергоснабжения, планирование реализации, выставление счетов за потребленные энергоресурсы, ограничение и отключение неплательщиков, выставление претензий и исков за неуплату, отчетность текущая и интегрированная, маркетинговые исследования и т.д. - сосредоточиваются по всем потребителям электрической и тепловой энергии в одном подразделении - в Энергосбыте энергокомпании. Для повышения оперативности работы с потребителями, включая население и сельхозпредприятия, создаются территориальные отделения Энергосбыта (примерная структура отделения показана на рис. 12.1.1). При этом к практическому ограничению и отключению неплательщиков привлекаются оперативные выездные бригады предприятий электрических сетей.  Рис.12.1.1. Централизованная система управления сбытом При децентрализованной системе сбыта все функции энергосбытовой деятельности на обслуживаемой территории передаются обособленным подразделениям электрических и тепловых сетей (рис. 12.1.2).  Рис.12.1.2. Децентрализованная система управления сбытом Комбинированная система управления сбытом (рис. 12.1.3) предусматривает централизацию работы только с наиболее крупными потребителями электрической и тепловой энергии, которые составляют, как правило, более 80 % в общем объеме реализации. Все остальные потребители передаются сетевым предприятиям. Выбор той или иной системы управления сбытом энергии в основном определяется степенью концентрации электрических нагрузок на обслуживаемой энергокомпанией территории. Например, централизованная система, как правило, выбирается в промышленных районах с концентрированной нагрузкой (АО "Мосэнерго"), децентрализованная система - в сельскохозяйственных районах с рассредоточенной нагрузкой (АО "Оренбургэнерго"), комбинированная система - при смешанной нагрузке (АО "Свердловэнерго"). В то же время очевидно, что комплексная автоматизация процессов управления сбытовой деятельностью создает благоприятные условия для более широкого применения централизованной схемы.  Рис. 12.1.3. Комбинированная система управления сбытом По мере формирования конкурентных розничных рынков энергии и создания сети независимых энергосбытовых компаний, вероятно, будут иметь место различные комбинации схем организации сбыта. Так, на начальном этапе реструктуризации электроэнергетики может быть реализована холдинговая форма региональных АО-энерго. При этом создаются дочерние акционерные компании по отдельным сферам деятельности, в том числе и энергосбытовая. В другом варианте сбыт сосредоточивается в соответствующем подразделении дочерней электросетевой (распределительной) компании с обязательным разделением учета по видам деятельности. Могут применяться и иные схемы организации. Появление на региональных розничных рынках независимых торговцев электроэнергией, в прошлом не связанных с энергоснабжающими организациями, требует придания компаниям, создаваемым на базе энергосбытов АО-энерго или электросетевым компаниям, выполняющим сбытовые функции, статуса "гарантирующего поставщика". Гарантирующему поставщику вменяется в обязанность принимать на обслуживание всех имеющихся в регионе потребителей (по их желанию), в том числе и малопривлекательных для независимых энергосбытовых компаний (население, бюджетные организации, мелкомоторная нагрузка). Таким образом, гарантирующий поставщик должен продавать электроэнергию в регулируемом секторе рынка по установленным ценам потребителям, не имеющим на данном этапе возможностей свободного выбора поставщика. Тем не менее компания -гарантирующий поставщик может работать и в конкурентном секторе потребительского рынка, вступая там в соревнование с независимыми энергосбытовыми компаниями. В перспективе по мере расширения конкурентного рынка с массовым выходом на него ассоциаций маломощных потребителей гарантирующие поставщики постепенно будут преобразовываться также в независимые энергосбытовые компании. 12.2. Система учета энергопотребления Процесс сбыта электрической энергии требует определения (учета) ее количества. Количество купленной электроэнергии определяется с помощью систем учета. Простейшая из систем - счетчик электрической энергии, включенный непосредственно в сеть или через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Система учета с помощью одного счетчика обладает рядом недостатков. Она применима только в тех случаях, когда имеется лишь один источник электроснабжения (один ввод). Запись показаний может быть произведена только вручную, показания за отдельные периоды не фиксируются и не хранятся. В тех случаях, когда абонент имеет несколько источников (вводов), оборудованных такими упрощенными системами, количество потребленной (отпущенной) электроэнергии определяется как сумма показаний всех счетчиков, что требует одновременной записи их показаний, исключения ошибок при расчетах и т.д. Системы учета, по которым производятся расчеты за поставленную (потребленную) электроэнергию, носят название коммерческих. Существуют также системы технического учета, предназначенные для определения количества электроэнергии, потребленной отдельными элементами производственного процесса. Технический учет на предприятии дает возможность анализировать затраты электроэнергии по переделам, разрабатывать и внедрять энергосберегающие мероприятия. На электростанциях и в электрических сетях он обеспечивает анализ затрат на производство и распределение энергии и их минимизацию. У потребителей, рассчитывающихся по двухставочному тарифу, кроме приборов учета величины потребляемой энергии устанавливаются приборы учета величины мощности (ваттметры), показания которых должны фиксироваться строго синхронно в определенные часы. Суммарная потребляемая мощность при наличии нескольких вводов определяется как сумма показаний ваттметров. Особую сложность в этих случаях представляют собой задачи определения потерь в подводящих сетях и баланса мощности и энергии по отдельным узлам и энергосистеме в целом. Решение этих задач требует применения более сложных автоматизированных систем коммерческого (АСКУЭ) и технического (АСТУЭ) учета. Упрощенная структура АСКУЭ показана на рис. 12.2.1. Интеллектуальные счетчики активной и реактивной энергии, способные запоминать и хранить показания с заданным интервалом времени, передают информацию на устройство сбора данных (УСД), откуда они в преобразованном виде передаются на рабочее место (АРМ) диспетчера АСКУЭ и в локальную вычислительную сеть АО-энерго. Программные продукты АРМ диспетчера АСКУЭ и АО-энерго позволяют извлечь максимум информации из представленных данных первичными приборами учета: величины потребления энергии и мощности за любой интервал, например год, квартал, месяц,неделю; анализ потребления по зонам суток, дням месяца, временам года; баланс электропотребления по узлам и энергосистемам в целом, а значит, текущее значение потерь энергии по узлам и по энергосистеме.  Рис.12.2.1. Упрощенная структура АСКУЭ Следует подчеркнуть, что внедрение АСКУЭ отвечает интересам и потребителя, и энергоснабжающей организации. При отсутствии АСКУЭ потребитель рассчитывается за заявленную им и фиксированную в договоре величину мощности, в случае перебора которой оплата производится по повышенному тарифу. Поскольку определение текущего значения мощности затруднено, потребитель вынужден заявлять мощность с запасом на 5-10 % во избежание оплаты по повышенному тарифу. В случае внедрения АСКУЭ потребителю предоставляется право рассчитываться за фактически потребленную мощность, зафиксированную приборами. Так как они работают строго синхронно, суммарная мощность в этом случае на 5-10 % меньше определенной ручным способом. Таким образом, в целом экономия может достигать 10-20 %. Кроме того, наличие АСКУЭ позволяет использовать ее в качестве системы технического учета для анализа электропотребления по переделам, участкам, цехам и выявления резервов энергоснабжения. Суммарные потери электроэнергии, отпущенной в сеть, состоят из технических (потерь холостого хода и нагрузочных) и коммерческих потерь. Структура потерь показана на рис. 17.5.  Рис.12.2.2. Структура потерь электрической энергии в энергосистеме Коммерческие потери электроэнергии можно разделить на две составляющие. Первая связана с погрешностью учета электроэнергии, которая при существующих классах точности измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии может достигать 5-8 %. Вторая составляющая определяется хищениями и безучетным потреблением электроэнергии и может достигать 35-38 %. Поэтому внедрение АСКУЭ позволяет энергокомпании привести в более полное соответствие размер потребленной электроэнергии и величину ее оплаты. Варианты структурных схем АСКУЭ и их функциональные возможности показаны на рис. 17.6 на примере разработок НПП "Энерготехника". Внедрение АСКУЭ требует определенных затрат, которые колеблются в зависимости от размеров предприятия-потребителя и энергокомпании от десятков тысяч до сотен миллионов рублей. Срок окупаемости инвестиций при этом составляет 3-5 лет.  Рис.12.2.3. Структурная схема АСКУЭ (локальный вариант) 12.3. Надежность энергоснабжения Надежность системы энергоснабжения определяется как способность бесперебойного обеспечения потребителей необходимой мощностью и энергией определенных качественных параметров. Надежность следует трактовать в двух аспектах: развития и функционирования энергосистемы. В первом случае речь идет о покрытии перспективного спроса, во втором - текущего. Проблема надежности в аспекте развития энергосистемы осложняется высокой инвестиционной инерционностью электроэнергетики и неопределенностью будущего спроса на энергию. Она должна решаться посредством опережающего ввода генерирующих мощностей и электросетей, созданием специального компенсационного резерва, оптимизацией структуры генерирующих мощностей, активным участием энергокомпаний в формировании спроса. Надежность функционирования энергосистемы определяется бесперебойностью и качеством топливоснабжения электростанций, безотказностью оборудования, оптимальным резервированием генерирующих мощностей электростанции и пропускной способности электрических сетей. Для количественной оценки надежности оборудования энергопредприятий используются методы теории вероятности и математической статистики, которые рассматривают отказ оборудования как случайное событие. Существует много показателей, характеризующих различные аспекты безотказности. Для систем энергоснабжения особое значение имеют оценки математического ожидания недоотпуска энергии (мощности), а также частоты и длительности перерывов в энергоснабжении. Надежность - технико-экономическое понятие, поскольку ее повышение, как правило, требует дополнительных затрат, связанных с применением материалов и деталей повышенного качества, созданием резервных элементов. В то же время снижение надежности ведет к росту ущерба у потребителей и увеличению расходов на ремонты. В этой связи возникает проблема оптимизации уровня надежности энергоснабжения. Отказы оборудования энергосистем сопровождаются комплексом негативных явлений, последствия которых носят экономический, социально-экономический или социальный характер и в целом определяются как ущерб от перерывов в энергоснабжении. Характерный пример. В октябре 1965 г. вследствие аварии в Восточном энергообъединении США произошел перерыв в энергоснабжении крупного района страны с населением 30 миллионов человек, включая Нью-Йорк. Вся жизнь города с 10-миллионным населением была полностью парализована в течение 14 часов. Транспорт, промышленные предприятия, подача воды - все остановилось. Тогда президент США расценил происшедшее как национальное бедствие. В июне 1977 г. жители Нью-Йорка вновь пережили кошмар, связанный с аварией в системе энергоснабжения. На этот раз он проявился еще драматичнее. Начались пожары, грабежи, убийства, и мэр города вынужден был объявить чрезвычайное положение. Надежность работы ЕЭС России обеспечивается высоким уровнем оперативно-технологического управления - централизованной иерархической системой диспетчерского управления и многоуровневым многократно резервированным комплексом устройств противоаварийной автоматики. Именно благодаря этому в течение всего времени существования ЕЭС не было катастрофических аварий, сопровождавшихся длительным нарушением электроснабжения на больших территориях, которое приводит к тяжелым экономическим и социальным последствиям. Тем не менее в отечественной электроэнергетике проблема надежности возрастает по мере нарастания износа оборудования и вследствие снижения требований к подготовке персонала. Так, за 1998 г. на энергоблоках всех категорий мощности произошло 959 отказов с общим временем восстановления 66 078 ч. По этой причине недовыработка энергии составила более 19 млрд. кВт∙ч. Из общего числа отказов 18 % произошло из-за недостатков в эксплуатации, 14 % - из-за низкого качества ремонтных работ, 10 %-из-за дефектов изготовления и конструкций оборудования. 3 %-из-за дефектов монтажа, 17 %- из-за исчерпания ресурсов работоспособности оборудования, 38 % - из-за прочих и невыясненных причин. Народно-хозяйственный ущерб от перерывов в электроснабжении складывается из суммы ущербов, понесенных: энергоснабжающей организацией; потребителями электроэнергии; потребителями продукции или услуг, при производсгве которых происходит перерыв в электроснабжении; окружающей (природной) средой. Ущерб для энергоснабжающей организации определяется четырьмя составляющими: затратами на аварийный ремонт оборудования электростанций и электрических сетей; перерасходом топлива на низкоэкономичных резервных агрегатах: дополнительными затратами на пуск оборудования после его восстановления: увеличением потерь электроэнергии в электросетях при работе в режиме дополнительной (аварийной) нагрузки. Однако доля ущерба в энергосистеме в суммарном народно-хозяйственном ущербе. как правило, невелика. Наибольшие потери несут потребители электроэнергии. На промышленных предприятиях они связаны с сокращением выпуска продукции, снижением ее качества и повышением брака, порчей сырья и материалов, поломкой инструментов и оборудования, повышением износа оборудования. В отраслях непроизводственной сферы - жилищно-коммунальном хозяйстве, бытовом обслуживании и торговле, на транспорте, в других отраслях социальной инфраструктуры - отказы электроснабжающих систем приводят к ухудшению условий труда и быта, росту заболеваемости, снижению количества и качества коммунальных услуг, уменьшению фонда свободного времени населения и ухудшению качества его использования. Категория экономического ущерба и ее количественные характеристики используются при решении разнообразных технико-экономических и организационных задач, в той или иной степени затрагивающих фактор надежности, например, при обосновании организационно-технических решений по повышению надежности; выборе оптимального уровня надежности систем электроснабжения; оценке величины резерва генерирующих мощностей; определении периодичности и объема капитального ремонта электроустановок; установлении оптимального срока эксплуатации (амортизационного периода) электроустановок; расчете целесообразного уровня автоматизации электрической сети; нормировании аварийных запасов топлива, запасных частей, материалов. Очевидно, что среди приоритетных направлений инвестирования в основной капитал оправданное повышение надежности, безусловно, должно занимать первое место. При этом общий методический принцип технико-экономических расчетов: сопоставление дополнительных затрат, необходимых для повышения надежности электроснабжения, с уменьшением экономического ущерба от отказов оборудования энергосистемы. Во взаимоотношениях с потребителями электроэнергии экономический ущерб учитывается при построении графиков отключения и ограничения электроприемников в случае дефицитов мощности и энергии в системе. Важная область его применения, -обоснование размера штрафных санкций в результате снижения надежности по вине энергоснабжающей организации (возмещение ущерба может осуществляться полностью или частично за счет собственных средств энергоснабжающей организации либо страховыми компаниями). Получение стоимостных (денежных) оценок ущерба связано с рядом непростых проблем. Так, ущерб у потребителей зависит от сочетания множества случайных событий, поэтому его величина не является детерминированной и представляет собой математическое ожидание в функции комплекса влияющих факторов. Определение этих факторов в каждом конкретном случае - одна из важных и одновременно самых сложных задач. Для отраслей производственной сферы денежная оценка ущерба принципиально возможна. Однако в тех случаях, когда результатом перерыва электроснабжения становятся социальные или социально-экономические последствия, определение стоимостного выражения ущерба представляет серьезные трудности. Известны два метода определения экономического ущерба от отказов энергетического оборудования. Первый основан на детальном подсчете всех потерь и затрат, являющихся следствием отказа как у энергоснабжающей организации, так и у потребителей электроэнергии (метод микромоделирования). Второй метод базируется на использовании удельных характеристик ущерба, определяемых с той или иной степенью приближения и агрегированных в пределах отдельных производств, отраслей народного хозяйства страны и регионов (метод макромоделирования). Логикой метода макромоделирования можно считать необходимость оценивать экономический ущерб как вероятностную характеристику. величины ущерба дифференцированы по отраслям промышленности и отдельным производствам; ущерб от недовыработки продукции зависит от электроемкости производства и цен на соответствующие виды продукции; ущерб существенно превосходит действующие тарифы на электроэнергию В непроизводственной сфере обслуживания населения и в быту одной из самых важных и существенных составляющих ущерба от перерывов электроснабжения является потеря времени населением в ее экономической оценке. Существуют различные подходы к определению экономической оценки затрат времени населением и убытков индивидуальных потребителей. Например, по данным английских энергокомпаний, люди оценивают время своего отдыха так же, как заработную плату. Шведские исследователи предлагают потери для индивидуальных потребителей подразделять на две части: составляющую ущерба, не зависящую от длительности перерыва электроснабжения, и зависящую от величины недоотпуска электроэнергии за время восстановления электроснабжения. Власти штата Калифорния (США) считают, что если имеет место перерыв электроснабжения, то затраты на приобретенное потребителем электрооборудование, приборы и аппаратуру можно рассматривать как излишние. Исходя из этого принципа была получена средняя величина ущерба для населения штата. Пример. Определение экономического ущерба от отказов электроэнергетического оборудования энергосистемы Описание события Воздушная одноцепная линия электропередачи (ВЛ) 110кВ, питающая промышленное предприятие, отключилась в 16 ч 20 мин (обрыв провода одной фазы) и в тот же день в 20 ч 20 мин после выполнения аварийного ремонта была введена в работу. В момент отключения ВЛ несла нагрузку 25 МВт. Вторая питающая линия 110 кВ от той же подстанции также несла нагрузку 25 МВт, а после отключения была нагружена до 40 МВт. Здесь и далее стоимостные показатели приведены в ценах, действующих на конец 2000 г. Данные для расчета ущерба Длина ВЛ по трассе - 80 км; недоотпуск электроэнергии при простое ВЛ - 40 МВт-ч; потери мощности при работе одной ВЛ в нормальном режиме - 15 кВт/км; потери мощности при работе В Л в аварийном режиме - 40 кВт/км; затраты на аварийный ремонт ВЛ: заработная плата с начислениями-647 руб., стоимость материалов-2115 руб., расходы на автотранспорт и использование спецмеханизмов - 664 руб. Удельный ущерб для промышленного предприятия составил 2,5 руб/(кВт∙ч). Себестоимость производства электроэнергии в энергосистеме - 0,6руб/(кВт∙ч). Расчет ущерба энергоснабжающей организации Затраты, связанные с увеличением потерь электроэнергии при передаче дополнительной мощности по одной ВЛ в аварийном режиме у =0,6 -(40-15-15) -80 -4= 1920руб. Затраты на аварийный ремонт ВЛ у= 647 + 2115 + 664 = 3426 руб. Итого ущерб энергоснабжающей организации у> =у,+у, = 1920 + 3426 = 5346 руб. Расчет ущерба потребителей электроэнергии Ущерб потребителей оценивается по агрегированному показателю удельного ущерба для данного производства: уп = 2,5 • 40 000 = 100 000 руб. Расчет народно-хозяйственного ущерба Народно-хозяйственный ущерб от отказа воздушной линии электропередачи 110 кВ, питающей промышленное предприятие, составит: у = 5346 + 100 000 = 105 346 руб. Доля потерь потребителей в народно-хозяйственном ущербе равна 95 %. Следует отметить, что показатель народно-хозяйственного ущерба рекомендуется использовать для комплексной экономической оценки надежности региональных энергоснабжающих систем. Кроме того, народно-хозяйственный ущерб и его структура могут служить информацией для страховых компаний при решении вопросов о возмещении убытков в системах электроснабжения. Совпадение во времени процессов генерирования и потребления энергии, невозможность складирования готовой продукции приводят к необходимости создавать резервы электрогенерирующих мощностей в энергосистемах. Имеется лишь ограниченная возможность резервирования энергии за счет запасов воды в водохранилищах ГЭС и топлива на ТЭС. В соответствии с назначением различают следующие виды энергетических резервов. Аварийный резерв предназначается для обеспечения электроснабжения в случаях снижения генерируемой мощности, вызванного аварийными простоями оборудования электростанций и электрических сетей. Величина его принимается исходя из общей мощности всей энергосистемы, числа агрегатов, установленных на электростанциях. Она должна быть не меньше мощности самого крупного агрегата в системе. В то же время величина этого резерва требует тщательного обоснования, так как затраты на его создание весьма значительны, а недостаток приводит к снижению надежности энергоснабжения. Ремонтный резерв предназначен для компенсации мощности, которая выводится в планово-предупредительные ремонты. Он предусматривает возможность проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования электростанций без отключения потребителей. Капитальные ремонты выполняются, как правило, при сезонном снижении нагрузки в энергосистеме (например, летом). Если этого снижения достаточно, то ремонтный резерв при максимальных нагрузках требуется в основном при проведении текущих ремонтов. Величина его зависит от общего количества агрегатов в системе, мощности ремонтируемых агрегатов, продолжительности планового ремонта, площади сезонного "провала" годового графика нагрузки энергосистемы. Величину аварийного и ремонтного резервов можно значительно снизить за счет объединения энергосистем. Например, реализация аварийной взаимопомощи энергосистем в бывшем СССР дала эффект, эквивалентный экономии аварийного резерва в ЕЭС страны около 4-5 млн кВт. Эффект снижения максимума за счет совмещения графиков нагрузки ОЭС во время ремонтного сезона составил 4-6 млн кВт. Это позволило снизить требования к резерву мощности, необходимому для проведения капитальных ремонтов оборудования. Нагрузочный резерв предназначен для поддержания частоты переменного тока в энергосистеме в нормативных пределах при возможных отклонениях максимума нагрузки от его расчетной величины. Он должен рассматриваться совместно с аварийным резервом, так как надежность и качество энергоснабжения тесно взаимосвязаны. Компенсационный резерв требуется для предупреждения возможных нарушений энергобаланса системы вследствие неопределенности роста потребности в электроэнергии, а также вероятного отставания ввода новых генерирующих мощностей. Он определяется в процессе координации планов развития энергосистемы и отраслей-потребителей в данном регионе. Все перечисленные виды энергетических резервов составляют полный резерв энергосистемы (РЭЭС, ОЭС, ЕЭС). Таким образом, под полным резервом активной мощности следует понимать разность между мощностью электростанций и общим максимумом нагрузки потребителей региона (для наиболее холодного зимнего дня). Отметим, что полный резерв энергосистемы оценивается в процентах от максимальной нагрузки, а не от установленной мощности электростанций. 12.4. Качество энергии Под качеством энергии следует понимать совокупность ее параметров (свойств), обусловливающих пригодность электро- или теплоэнергии удовлетворять потребности различных энергоприемников в соответствии с их назначением. Надежность и качество электроснабжения тесно связаны. Например, понижение частоты тока в энергосистеме, вызванное дефицитом генерирующих мощностей, может потребовать отключения или ограничения части потребителей, т.е. снижения надежности электроснабжения при безотказной работе оборудования. В связи с неразрывностью производства и потребления электроэнергии ее качество определяется не только производителем (его генерирующим, трансформирующим, передающим и распределяющим оборудованием), но и потребителем, характеристиками электроприемников. Показатели качества электроэнергии нормируются ГОСТ 13103-97. Они подразделяются на две группы: характеризующие качество частоты и качество напряжения. Основным параметром является частота переменного тока. Стандартное значение частоты в нашей стране - 50 Гц. В энергосистемах частота обычно изменяется в относительно небольших пределах, поэтому пользуются показателем отклонений ее фактического значения от номинального. В ЕЭС России допустимы отклонения ± 0,2 Гц. Такие узкие пределы изменения частоты обусловлены значительным влиянием этого параметра на технико-экономические показатели работы электроприемников. Так, снижение частоты вызывает уменьшение числа оборотов электродвигателей и падение производительности механизмов, которые приводятся во вращение электродвигателями. В то же время значительное повышение частоты в энергосистеме может привести к повреждению оборудования, расстройству технологических процессов, разладке автоматических линий. Отклонения и колебания частоты оказывают влияние и на работу оборудования электростанций. В частности, изменяется мощность электродвигателей питательных насосов, вентиляторов и центробежных насосов. Частота переменного тока - общесистемный параметр, т.е. в любой точке энергосистемы она имеет одно и то же значение. Поэтому изменение частоты может вызывать уменьшение выпуска продукции на всех промышленных предприятиях региона, получающих энергию от данной системы. Таким образом, отклонение частоты переменного тока от номинального значения приводит к существенному ущербу как у потребителей электроэнергии, так и в энергосистемах. Главной причиной понижения уровня частоты является небаланс активной мощности в энергосистеме. Он может происходить при непредвиденных, случайных и кратковременных (в разрезе суток) увеличениях электрической нагрузки сверх расчетного максимума. Нагрузочный резерв предназначен для компенсаций этих нерегулируемых колебаний нагрузки. Важную роль для поддержания нормативного уровня частоты играет внутризаводское регулирование режимов электропотребления в целях выравнивания суточных графиков нагрузки предприятий и в итоге -снижения общего максимума энергосистемы. Значительные изменения частоты могут приводить к крупным системным авариям. Для предотвращения этого предусмотрены специальные автоматические устройства частотной разгрузки, отключающие часть менее ответственных потребителей. После ликвидации дефицита мощности срабатывают автоматы повторного включения (АПВ). Следовательно, поддержание частоты на необходимом уровне требует затрат на нагрузочный резерв и регулирующие устройства. Существенное влияние на работу электроустановок оказывают отклонения напряжения. Отклонение уровня напряжения у потребителей в основном происходит вследствие небаланса реактивной мощности в энергосистеме. В этой связи большое значение имеют мероприятия потребителей по повышению коэффициента мощности (установка статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и др.). Допустимые пределы отклонений напряжения от номинальных значений также установлены ГОСТом. Изменение напряжения оказывает неблагоприятное воздействие на работу осветительных приборов и асинхронных двигателей, в совокупности составляющих значительную часть всех электроприемников. Так, понижение напряжения резко уменьшает световой поток, а следовательно, коэффициент полезного действия лампы и освещенность рабочей поверхности. Но в этом случае увеличивается срок службы лампы. При повышении напряжения растет световой поток, но сокращается срок службы. Уменьшение освещенности рабочих мест влечет за собой снижение производительности труда и ухудшение его качества. Увеличивается число несчастных случаев на производстве. При понижении напряжения у асинхронных двигателей уменьшается КПД и происходит интенсивное старение изоляции, повышение приводит к перегрузке обмотки статора. Работа электротермических установок при снижении напряжения существенно ухудшается, увеличивается длительность технологического процесса, а в некоторых случаях происходит полное его расстройство. Падение напряжения питания электропечей приводит к снижению их производительности. Аналогично на электролизных установках уменьшается производительность, повышаются удельные расходы электроэнергии и увеличивается себестоимость продукции. Колебания напряжения- сравнительно быстрые изменения напряжения во времени - вызываются в основном работой отдельных электроприемников и связаны с потреблением реактивной мощности. Они могут возникать при пусках мощных асинхронных двигателей, работе прокатных станов и электросварочных аппаратов, толчках тока в период плавки в электрических печах. Колебания напряжения оказывают влияние на работу осветительных приборов, которые меняют свои основные характеристики, вызывают повышенную утомляемость работающих, снижают производительность труда. При наличии колебаний напряжений в электросетях промышленных предприятий с установками высокочастотного нагрева, индукционными печами, сварочными агрегатами может иметь место ущерб в виде брака продукции, повреждений оборудования, останова электроустановок, ухудшения качества сварки. Колебания напряжения, возникающие на крупных металлургических заводах, оказывают влияние не только на работу своих электроприемников, но и на устойчивость энергосистемы и экономичность отдельных электростанций. Помимо отклонений и колебаний напряжения определенный народно-хозяйственный ущерб могут вызывать несимметрия в 3-фазной сети и несинусоидальность напряжения. Основной источник несимметрии - однофазные нагрузки: дуговые и индукционные печи, сварочные агрегаты и др. Несинусоидальностъ обусловливается в основном наличием нелинейных нагрузок, например вентильными преобразователями. Несимметричные и несинусоидальные режимы приводят к дополнительным потерям мощности и энергии, повышенному нагреву электрооборудования, а следовательно, к ускоренному старению изоляции и повышенной аварийности. Эти режимы могут вызывать также ложные срабатывания релейной защиты и телеуправления. В отличие от регулирования частоты, которое производится только в энергосистемах, регулирование параметров напряжения может осуществляться непосредственно и на промышленных предприятиях. Для экономической оценки выбора и применения специальных компенсирующих и регулирующих устройств следует затраты на их приобретение, установку и эксплуатацию сопоставить с тем ущербом, который возникает у потребителя в связи с нарушением качества электроэнергии. Величина ущерба зависит от характера технологического процесса, состава электроустановок в системе электроснабжения предприятия, а также от параметров качества электроэнергии. Понижение ее качества в большинстве случаев приводит к таким последствиям, как • изменение количества и качества выпускаемой продукции; • порча сырья и материалов; • расстройство технологических процессов; • простои рабочих и ухудшение условий труда; • повышение аварийности и повреждаемое™ оборудования; • сокращение срока службы оборудования. В общем случае издержки, связанные с обеспечением установленного ГОСТом качества электроэнергии на предприятиях-потребителях, можно разделить на три категории: А -затраты на разработку мероприятий по предупреждению ухудшения показателей качества (приобретение регулирующих и компенсирующих устройств, обучение персонала, расходы на стимулирование персонала); Б - затраты на организацию учета и контроля уровня качества электроэнергии (содержание служб управления качеством, приобретение приборов, проведение лабораторных и стендовых испытаний); В - затраты, связанные с ликвидацией последствий (ущерба) от работы предприятия при пониженном качестве электроэнергии. Анализ издержек показывает, что затраты категорий А и Б гораздо меньше, чем затраты категории В. Контроль показателей качества производится потребителем на границе балансовой принадлежности сетей в целях проверки соответствия фактических значений показателей качества допустимым, зафиксированным в договоре на пользование электроэнергией, Взаимная ответственность производителей и потребителей за поддержание качества электроэнергии может учитываться, например, при ценообразовании путем введения скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию. В промышленно развитых странах вопросам качества электроэнергии уделяется большое внимание. Основные показатели качества - частота и уровни напряжения -в энергетических системах этих стран поддерживаются в пределах номинальных значений. Не допускается ввод электроприемников без принятия мер по устранению их вредного воздействия на электрическую сеть региона. Особое внимание уделяется постоянству частоты; оно поддерживается более строго, чем уровень напряжения. При возникновении необходимости снижения нагрузки для поддержания частоты вместо отключения части потребителей допускается снижение напряжения в сети. Например, в США этот способ неоднократно использовался при дефиците мощности, который возникал из-за малой пропускной способности межсистемных связей и неравномерного распределения резерва генерирующих мощностей. Применяется такой путь и при аварийных ситуациях вместо АЧР или до начала их действия. В июле 1977 г. во время крупной аварии в Нью-Йорке при нагрузке более 6 ГВт диспетчер понизил напряжение на 8 % и нагрузка энергосистемы снизилась на 280 МВт (около 4,5 %). Контрольные вопросы: Перечислите основные системы управления сбытом и прокомментируйте их. Основные задачи решаемые АСКУЭ. Дать определение понятию надежность, ущерб, аварийный резерв. Как рассчитываются потери от аварий. Какими показателями качества характеризуется электроэнергия. Каким документов нормируется и кто несет ответственность за поддержания показателей в допустимых пределах. Список использованной литературы 1.Сборник задач и деловые игры по экономике и управлению энергетическим производством/ П.П. Долгов и др.- М.: Высш. шк. ,1991 2.Чернухин А.А. Экономика энергетики СССР.- М.: Высш. шк. ,1980 |