Об экономически обоснованном нормировании уровня надежности и качества электроснабжения на ГБП генерации, магистральных электрических сетей (филиалов ОАО «ФСК ЕЭС»), распределительных электрических сетей (филиалов ОАО «Холдинг МРСК») и сетей потребителей

Федеральным Законом от 26.03.2003 г. №35-ФЗ «Об электроэнергетике» (ст.38) определено, что субъекты электроэнергетики (энергосбытовые организации, гарантирующие поставщики, территориальные сетевые организации) отвечают перед потребителем электроэнергии за надежное обеспечение электроэнергией и ее качество в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями.

В соответствии с Федеральным Законом от 23.11.2009 г. №261-ФЗ одним из показателей энергоэффективности электроэнергетики является показатель надежности электроснабжения народнохозяйственного комплекса (надежности функционирования электроэнергетики), который характеризуется снижением доли расчетного ущерба отраслям экономики от перерывов электроснабжения в валовом внутреннем продукте (ВВП).

Необходимость сохранения единства технологического процесса в ЕЭС России, взаимовлияние и взаимодействие на рынке электроэнергии субъектов электроэнергетики, включая потребителей, определяют их совместное участие как в обеспечении системной надежности, надежности распределения электроэнергии (сетевой надежности), которые в совокупности характеризуют надежность системы внешнего электроснабжения, так и надежность технологической схемы электрической сети потребителя, которая совместно с надежностью внешнего электроснабжения определяет надежность электроснабжения конечного потребителя. Таким образом, надежность электроснабжения зависит от системной надежности, т.е. надежности поставки электроэнергии в пункты питания распределительных электрических сетей, надежности распределительных электрических сетей общего пользования, а также надежности схем электроснабжения конкретных потребителей. Это обстоятельство требует выстраивания системы технических и экономических взаимоотношений «по надежности» между хозяйствующими субъектами на рынке электроэнергии с конкретизацией соответствующих требований и показателей, обеспечением гарантий и ответственности за их выполнение на границах взаимодействия (в т.ч. на границах балансовой принадлежности).

Решение указанной задачи требует использования в электроэнергетике (генерация, сетевые компании) и в технологических электрических сетях потребителей корректных схемно-технических методов расчета надежности, которые позволяют автоматизировано рассчитывать интегральные показатели существующего уровня надежности электрической сети в энергетических узлах (например, P-вероятность бездефицитной работы сети), технико-экономически обосновывать, с учетом снижения ущербов в экономике при сокращении перерывов электроснабжения, требуемый на перспективу развития (до 5 лет) уровень надежности электроснабжения с соответствующими экономически обоснованными предложениями в инвестпрограмму по эффективному повышению надежности электроснабжения конечного потребителя до оптимального уровня.

Энергетической стратегией России до 2030 г., утвержденной распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715р, поставлена целевая задача за период 2008-2030 гг. обеспечить рост вероятности бездефицитной работы энергосистем России с P=0,996 до 0,9997 (таблица 1) и приблизить этот показатель к зарубежным нормативам надежности бездефицитного электроснабжения (LOLE-loss of load expection) США – 0,9997, Франция – 0,9997, Нидерланды – 0,9995, Ирландия - 0,9991, Скандинавские страны – 0,999.

Таблица 1 Расчетные целевые вероятности (P) бездефицитной работы электроэнергетических систем России [1]

Необходимо отметить, что предложенные в Энергетической стратегии России целевые показатели роста вероятности безотказной работы ЕЭС России (электроэнергетики) с 0,996 до 0,9997 весьма оптимистичны, поскольку эти показатели означают существенное снижение вероятности нарушений электроснабжения производственной и социальной сфер национальной экономики России с 0,004 в 2008-2010 гг. (35 час/год) до 0,0003 (2,6 час/год) или в 13,3 раза.

Выполненные расчеты и исследования показали, что фактически современный уровень надежности ряда энергообъединений России находится в диапазоне 0,95-0,97, что ниже норматива – 0,996. Поэтому переход на норматив надежности даже в отдаленной перспективе, потребует исключительно высоких капиталовложений в повышение надежности всех компонентов электроэнергетической системы (генерирующих мощностей, магистральных и распределительных электроэнергетических сетей, инвестиций в обеспечение устройств противоаварийной автоматики), а также технологических схем электроснабжения потребителей.

В работе [4] показано, что в диапазоне нарушений электроснабжения потребителей Q_огр=0,004…0,0003 (P=0,996…0,9997) удельные инвестиции в повышение надежности электроснабжения должны возрасти с 3,95 до 10,67 млн.руб/МВт нагрузки (в ценах 2010 г.) или в 2,7 раза. Настораживает целевой показатель надежности электроэнергетики к концу I этапа Энергетической стратегии P=0,999 (Q_огр=0,001), поскольку это означает снижение вероятности нарушений электроснабжения потребителей за 5 лет в 4 раза (0,004/0,001). Для достижения указанного показателя удельные инвестиции в повышение надежности необходимо увеличить с 3,95 до 9,3 млн.руб/МВт нагрузки (в 2,35 раза).

Известно, что при нарушении электроснабжения потребителей возникает ущерб от недовыпуска продукции, а также убытки у электроснабжающих организаций, что в совокупности вызывает потерю валового (внутреннего) и региональных продуктов.

Оценочные расчеты индексов надежности субъектов электроэнергетики России (генерация, магистральные, распределительные электрические сети) до границ балансовой принадлежности (ГБП) электрических сетей потребителей показали, что интегральный индекс надежности на ГБП субъектов электроэнергетики в различных регионах России в пределах 0,95-0,97 обусловливает при вероятных расчетных отключениях электрической сети ущерб потребителям экономики России 600-800 млрд. рублей в год (до 1% от ВВП страны, который может быть экстраполирован на регионы).

Выполненная работа ЗАО ПФК «СКАФ» по оптимизации надежности электрических сетей ОАО «Ленэнерго» показала, что от ненадежности электроснабжения потребителей Ленинградского региона только в материальной сфере регион ежегодно теряет около 4 млрд. рублей ВРП (0,4% к базе 2006 года), а капиталовложения в повышение надежности электрических сетей Ленинградского региона окупаются за срок менее 0,35 года, что свидетельствует о высокой эффективности вложения денег в надежность электроснабжения.

С учетом вышеизложенного, для обеспечения энергобезопасности и повышения надежности электроснабжения отраслей экономики и жизнеобеспечения России является весьма актуальным:

1. Систематическая оценка 1 раз в 3-5 лет (расчет) фактического технического уровня надежности электроэнергетики (электроснабжения) по регионам.

2. Обоснование и расчет оптимального (экономически обоснованного) нормативного уровня надежности электроэнергетики регионов. Оптимальным является уровень, при котором вложения в усиление надежности электроэнергетики не выше расчетного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

3. Разработка технических мероприятий и их учет в инвестиционных программах (в том числе для целей тарифного регулирования) по обеспечению нормативного уровня надежности электроэнергетики (по регионам) и последующий мониторинг за реализацией мероприятий по достижению и поддержанию экономически обоснованного оптимального уровня надежности электроснабжения отраслей экономики и социальной сферы.

Методические указания (МУ) Минэнерго России по расчету уровня надежности и качества услуг менеджмента (не качества электроэнергии как товара) территориальных сетевых организаций (приказ Минэнерго России от 29.06.2010 №296) не могут применяться для комплексной технологической оценки технического уровня надежности сетей для электроснабжения потребителей, отработки экономически обоснованного уровня надежности и целевого обоснования необходимых инвестиций в повышение надежности и качества поставляемой электроэнергии (согласно ГОСТ) и имеют ограниченную сферу применения в части учета надежности и качества услуг менеджмента лишь при тарифном регулировании по методу RAB-регулирования. Эти МУ не учитывают экономические потери потребителей от ненадежности их электроснабжения, а также экономические потери в экономике от отклонения показателей качества электроэнергии от стандартов ГОСТ 13109-97 (с 01.2013 г. – ГОСТ Р54149-2010) [7, 8] и требуют переработки.

Поставленные Правительством РФ целевые задачи по обеспечению бездефицитной работы ЭЭС по периодам развития могут определяться только с использованием схемно-технических методов расчета надежности с последующим экономическим обоснованием в инвестпрограммах эффективности повышения надежности электроснабжения конечного потребителя, как это требуется в инновационной электроэнергетике на базе концепции Smart Grid [5].

Надежность электроснабжения не может быть абсолютной и должна рассматриваться как некоторый конечный комплексный ресурс. Технологические требования потребителей по обеспечению того или иного уровня надежности электроснабжения формируют спрос на надежность. При этом потребители сами должны выбирать необходимый уровень надежности из предоставляемого «меню» с соответствующей стоимостью ее обеспечения. Однако, при питании из одной точки потребителей с различными требованиями к надежности электроснабжения, удовлетворение этих требований будет осуществляться по наиболее высокому уровню надежности (наиболее высокой категории надежности). Во избежание излишнего финансирования, инвестиции в схемы электроснабжения потребителей с меньшим требуемым уровнем надежности и тарифы на электроэнергию должны быть дифференцированы в соответствии с требованиями потребителей к надежности, при сохранении суммы платежей для всей совокупности потребителей подстанции.

Дифференцированная цена на электроэнергию, системно учитывающая обеспечиваемый уровень надежности и включающая как затраты, связанные с повышением надежности электроснабжения, так и экономический эффект у потребителя (снижение ущерба), является наиболее простым и эффективным инструментом управления надежностью в рассматриваемых условиях [2,3]. При этом электроснабжающая система, гарантирующая потребителям экономически обоснованный уровень надежности, в случае его нарушения должна быть подвергнута соответствующим экономическим санкциям. В 2006 г. для ФСТ России ЗАО ПФК «СКАФ» разработало Методику оценки тарифов в электроэнергетике с учетом надежности электроснабжения, которая позволяет нормировать системную и электросетевую надежность, и оценивать ущерб от ненадежного электроснабжения, а также определять экономически обоснованные вложения в повышение надежности электроснабжения.

С использованием этой Методики были выполнены пилотные работы в «Оренбургэнерго», «Ростовэнерго», «Ленэнерго». На примере «Ленэнерго» показана высокая эффективность окупаемости вложений в надежность сетей.

При управлении электроэнергетической системой (ЭЭС) на всех уровнях (от генерации до потребления электроэнергии), целесообразно иметь согласованное представление о взаимосвязи и разграничении надежности электроснабжения и качества электроэнергии, или качества электроснабжения (по частоте, напряжению и другим параметрам). Очевидно, что при низкой надежности обеспечение высокого качества электроэнергии невозможно в принципе. С другой стороны, изменением качества электроэнергии можно регулировать последствия отказов ЭЭС: меняя частоту и/ или напряжение – снижать или повышать электропотребление, то есть повышать балансирование режимов по мощности. Особенно это актуально для дефицитных режимов.

Низкое качество электроэнергии в порядке обратной связи снижает надежность работы оборудования как конечных потребителей так и ЭЭС. Возникает замкнутый круг: при низкой надежности электроснабжения имеет место низкое качество электроэнергии, которое вызывает повышенную аварийность оборудования, что усугубляет низкую надежность электроснабжения и дальнейшее снижение качества электроэнергии или углубление дефицита мощности. В результате, могут возникнуть явления в системе, называемые «лавиной ненадежности», «коллапсом качества (напряжения, частоты)», «нарушением устойчивости параллельной работы», «развалом системы» и т.п.

Такие характеристики качества электроэнергии как несинусодиальность и несимметрия напряжений ни в коей мере не повышают ни надежность, ни качество электроснабжения, их влияние только отрицательное. Выход этих характеристик за допустимые пределы, безусловно, снижает надежность элементов системы электроэнергетики и оборудования потребителей. Использование этих характеристик качества для балансирования мощности в ЭЭС не практикуется.

Провалы напряжения, как параметр качества электроэнергии, согласно ГОСТу – это, фактически, кратковременные перебои в электроснабжении потребителей. Это состояние, граничащее с качеством и надежностью. К провалам напряжения должно быть особое отношение. Они неизбежны, а отстройка от этих провалов перекладывается целиком на потребителей.

Такое понимание связи надежности и качества в электроэнергетике, прежде всего, учитывает технические различия свойств надежности и качества электроснабжения. Необходимо отметить, что общепринятой классификации затрат на качество электроэнергии (КЭЭ) и электроснабжения нет до сих пор [8].

Понятие экономики качества электроэнергии должно включать вопросы учета, анализа и управления затратами на качество электрической энергии для достижения целей электроснабжающей организации. В условиях рыночной экономики, когда КЭЭ (её потребительская стоимость) наряду с ее стоимостью являются основными факторами успешного существования организации, все больше внимания уделяется учету, анализу и управлению затратами на КЭЭ. Информация о затратах на КЭЭ становится ключевой для решения целого ряда задач, таких как:

· обеспечение качества электроэнергии;

· совершенствование технологии и организации производства, распределения и потребления электроэнергии;

· обеспечение интересов потребителей и поставщиков электроэнергии.

Для получения этой ключевой информации в первую очередь, необходимо оценить экономический ущерб от понижения КЭЭ. Как известно, он имеет технологическую и электромагнитную составляющие, причем первая составляющая обусловлена влиянием КЭЭ на производительность технологических установок потребителей и себестоимость выпускаемой продукции, а вторая – определяется главным образом снижением срока службы изоляции электрооборудования вследствие ускоренного теплового и электрического старения, увеличения потерь электроэнергии [7].

Имеются серьезные научные наработки, позволяющие достаточно объективно рассчитать такие показатели как сокращение срока службы силовых трансформаторов при снижении КЭЭ, дополнительные потери активной мощности при несимметрии напряжения, дополнительные потери активной мощности от токов высших гармоник и в целом – показатели, характеризующие общую надежность всего электрического оборудования подстанций [7, 9].

Существующая нормативно-правовая база не позволяет в полной мере дать экономическую оценку КЭЭ, поставляемой потребителям, кроме некоторых положений ГК [10, ст. 539-548]. Поэтому требуется проведение соответствующих исследований. Необходимо также оценить экономический ущерб от несоблюдения стандартов КЭЭ (технологическая и электромагнитная составляющая ущерба) и подготовить соответствующие технико-экономические предложения в нормативную базу для их учета в тарифах на отпускаемую потребителям электроэнергию. Кроме того, должны быть разработаны соответствующие программные продукты, автоматизирующие расчеты необходимых показателей и совместимые с ЕИАС ФСТ РФ. Вместе с этим, необходимо актуализировать базы данных по повреждаемости элементов электрических сетей, по ущербам от недоотпуска электроэнергии потребителям и от несоответствия качества электроэнергии стандартам ГОСТ, которые были разработаны еще в советский период экономики.

На современном этапе, до проведения соответствующих исследований, могут быть использованы результаты работы ЗАО ПФК «СКАФ» [8], в которой рассмотрена экспертная оценка экономических потерь от несоблюдения стандартов КЭЭ в электрических сетях России и в условиях отсутствия нормативной базы рекомендованы в договорах поставки электроэнергии скидки (надбавки) к тарифу на электроэнергию за несоблюдение нормативных показателей КЭЭ в размере 12-25% (верхняя граница совпадает с показателем штрафа за электроэнергию, отпускаемую со сниженным качеством, согласно приказу Минэнерго СССР №310 от 06.10.1981 г.).

Заключение. Учитывая заданные Правительством РФ в Энергетической стратегии [1] показатели бездефицитной работы энергосистем России в 2013-2015 гг. на уровне 0,999, а также проведение зимней Олимпиады в 2014 г. в г. Сочи, где строительство и техперевооружение электроэнергетики ведется различными ведомствами, весьма актуальным является выполнение для Краснодарского края работы по «Оптимизации надежности электрических сетей 110-35-10 (6) кВ ОАО «Кубаньэнерго» (включая Сочинский энергоузел) на период 2012-2015 с учетом надежности электрических сетей 220-500 кВ ОЭС Юга и качества электроснабжения потребителей». В этой работе будут выполнены схемно-технические расчеты параметров надежности существующих электрических сетей, включая генерацию, дана оценка технической надежности электрических сетей региона на перспективу с конкретными пообъектными предложениями по повышению надежности проектной схемы развития сетей региона до 2015 г. и экономическим обоснованием очередности повышения надежности по критерию повышения эффективности внедряемых мероприятий. Это позволит технико-экономически обосновать очередность включения объектов по повышению надежности и качества электроснабжения в долгосрочную инвестпрограмму электроэнергетики региона. Работа будет иметь системный и инновационный характер, и в дальнейшем ее результаты могут применяться в других регионах России.

Литература

1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года/Утверждена распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 г. №1715-р.

2. Воропай Н.И. Основные положения концепции обеспечения надежности в электроэнергетике (Доклад на конференции ТПП 25 февраля 2010 г. «Надежность и безопасность энергетических объектов и оборудования»).

3. 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 и управление качеством электроэнергии в электрических сетях ОАО «РЖД» (методы, модели и практика расчетов)/Под общей редакцией Г.П. Кутового.-М.: «Эко-пресс», 2010.-208 с.

4. Непомнящий В.А. Оптимизация распределения надежности по иерархическим уровням систем электроснабжения. -М.: ж. Надежность и безопасность энергетики, 2011, №№ 1, 2.

5. Кобец Б.Б., Волкова Н.О. Инновационное развитие электроэнергетики на базе концепции Smart Grid.: ИАЦ Энергия, 2010.-208 c.

6. Непомнящий В.А. Экономические потери от нарушений электроснабжения потребителей.-М.: Издательский дом МЭИ, 2010.-188 с.

7. Жежеленко И., Саенко Ю., Горшинич А. Влияние качества электроэнергии на сокращение срока службы и снижение надежности электрооборудования.- ж. «Электрика», 2008 г., №3, 4.

8. Разработка методики оценки надежности внешнего электроснабжения объектов ОАО «РЖД» для синхронизации инвестиционных программ ОАО «РЖД», ОАО «ФСК ЕЭС» и «Холдинг МРСК» с составлением программы повышения надежности внешнего электроснабжения (шифр 2.050.Р), т.1,2,3/Отчет ЗАО ПФК «СКАФ» (руководитель работы Овсейчук В.А.) – М.: 2012.

9. Трофимов Г.Г. Качество электроэнергии и его влияние на работу промышленных предприятий. – Алма-Ата: Изд-во Каз НИИНТИ, 1986.-76 с.

10. Гражданский кодекс РФ.-М.: ООО «Рид Групп», 2010.-784 с.

АВТОРЫ:

Шимко С.В. Генеральный директор ЗАО ПФК "СКАФ", Эксперт Минэнерго РФ

Овсейчук В.А. Главный эксперт ЗАО ПФК «СКАФ, Заслуженный энергетик СНГ, д.э.н., профессор, академик РАЕН