Структура и тарифное стимулирование управления режимами потребления электрической энергии

А. В. Кузнецов, Л. Т. Магазинник, В. П. Шингаров СТРУКТУРА И ТАРИФНОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛ...

Author: Кузнецов А.В. | Магазинник Л.Т. | Шингаров В.П.

4 downloads 167 Views 2MB Size Report

This content was uploaded by our users and we assume good faith they have the permission to share this book. If you own the copyright to this book and it is wrongfully on our website, we offer a simple DMCA procedure to remove your content from our site. Start by pressing the button below!
Report copyright / DMCA form

DOWNLOAD PDF

А. В. Кузнецов, Л. Т. Магазинник, В. П. Шингаров

СТРУКТУРА И ТАРИФНОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Государственный контроль и управление

Производство электроэнергии

Передача

Ульяновск 2003

Потребление

Министерство образования Российской Федерации Ульяновский государственный технический университет

А. В. Кузнецов, Л. Т. Магазинник, В. П. Шингаров

СТРУКТУРА И ТАРИФНОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Ульяновск 2003

УДК 621.31.658.8 ББК 31.27 К 89 Одобрено редакционно-издательским советом УлГТУ Научный редактор канд. техн. наук. Л.Т. Магазинник УДК 621.31.658.8 Кузнецов А. В. Структура и тарифное стимулирование управления режимами потребления электрической энергии / А. В. Кузнецов, Л. Т. Магазинник, В. П. Шингаров; Под ред. Л. Т. Магазинника. – Ульяновск: УлГТУ, 2003.– 104 с. Проведен анализ структуры управления режимами потребления электрической энергии в электрохозяйстве потребителя. Предложена концепция ее совершенствования, основная на использовании свойства саморегулирования рыночных отношений в соответствии с законом спроса и предложения. Рассмотрены причины отмены Минюстом РФ действовавших до 2001 года Правил применения скидок и надбавок к тарифам для стимулирования управления режимами потребления реактивной мощности и качеством электрической энергии. Даны методические рекомендации по расчету скидок и надбавок к тарифам за участие в регулировании режимов, обеспечивающие их применение в условиях действующего законодательства. Рецензенты: доктор техн. наук, профессор, заслуженный деятель науки Л. С. Зимин, председатель региональной энергетической комиссии (РЭК) по Ульяновской области А. Г. Анашкин

IBSN 5-89146-350-0

© А. В. Кузнецов, Л. Т. Магазинник, В. П. Шингаров, 2003 © Оформление УлГТУ, 2003

ОГЛАВЛЕНИЕ ПРЕДИСЛОВИЕ………………………………………………………...….5 ВВЕДЕНИЕ …..………………………………………………….……….....6 1. УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВЕ ПОТРЕБИТЕЛЯ 1.1. Роль потребителя электрической энергии в снижении энергоемкости валового национального продукта …..……………..….….8 1.2. Некоторые особенности процесса электропотребления…………..…11 1.3. Система управления потреблением электроэнергии в электрохозяйстве потребителя…………………………………………….14 1.7. Элементы структуры управления режимом электропотребления..………………………………………………………..23 2. ТАРИФНОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ 2.1. О правилах применения скидок и надбавок к тарифам за потребление и генерацию реактивной энергии….......................................27 2.2. Недостатки и пути совершенствования формы оплаты за потребление и генерацию реактивной энергии и мощности…..…………33 2.3. Соответствие формы оплаты за потребление и генерацию реактивной энергии действующему законодательству…..………..…..….44 3. НОВЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ 3.1 Структура управления режимами электропотребления………...……55 3.2. Организационная структура энергетического менеджмента…...…...57 3.3. Новые функции энергетических служб промышленных предприятий, условия их выполнения………………………………….….60 3.4. Рынок образовательных услуг………………………………………....63 3.5. Рынок технических средств регулирования режимов электропотребления…………………………………………………………67 3.6. Тарифы за электроэнергию на потребительском рынке……….........73

3

3.7. Концепция совершенствования системы управления режимами потребления электроэнергии……………………………………………....76 4. ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ 4.1. Программная модель обработки и анализа суточных графиков потребления электроэнергии отдельных подразделений и звеньев потребителя………………………………………………………….….…...78 4.2. Программная модель для определения оптимального графика регулирования мощности компенсирующих устройств…………………85 4.3. Программные продукты для руководителей энергетических служб потребителей………………………………………………………………...92 4.3.1. Программа расчета оплаты за электроэнергию для предприимчивых и бережливых руководителей организаций…….....92 4.3.2. Основные сведения о программе "Расчет экономических значений реактивной мощности и энергии"…………………………...94 4.3.3. Контролирующая программа - экзаменатор………………..…...95 ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………..………………………………….97 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК …………………………………...99

4

ПРЕДИСЛОВИЕ Одним из важнейших для экономики страны вопросов, является вопрос управления режимами электропотребления (коэффициент заполнение суточного графика нагрузки, режим регулирования реактивной мощности, показателей качества электрической энергии и т. п.) в электрохозяйствах потребителей. Для эффективного управления можно наряду с административными применять экономические методы воздействия на потребителей. Такими методами являются скидки и надбавки к тарифам. К сожалению, в необходимости их применения нет единства мнений. Рынок разделил энергосистему на продавцов и покупателей. Спрашивается, почему потребитель должен оказывать услугу энергоснабжающей организации, снижая потери в ее сетях, за счет своих компенсирующих устройств да еще платить при этом надбавку к тарифу? Может быть, энергоснабжающая организация должна платить потребителю за это? Почему энергоснабжающая организация не решает вопросы компенсации реактивной мощности (КРМ) самостоятельно без участия потребителей? Эти вопросы отражают частные интересы продавца и покупателя и должны решаться с позиций государственных интересов. Главным из них является сокращение расхода невосполняемого национального запаса топлива. С этой точки зрения КРМ должна производиться у потребителя как можно ближе к электроприемникам (ЭП). Необходимость экономического стимулирования потребителей участвовать в РРМ не должна вызывать сомнения. Подобное можно сказать и относительно других режимов электропотребления, например, режима регулирования показателей качества электрической энергии (ПКЭ). Однако правомерность применения скидок и надбавок к тарифам поставлена под сомнение. Минюст РФ предложил привести действовавшие механизмы скидок и надбавок к тарифам в соответствие законодательству, либо отменить их. В 2001 году скидки и набавки к тарифам были отменены. Конечно, после этого не может быть и речи об участии потребителей в регулировании РРМ и ПКЭ. В результате затраты на передачу электрической энергии не будут снижаться. Они будут включаться в тарифы и оплачиваться потребителями. Необходимость поиска решений для скорейшего возрождения отмененного механизма скидок и надбавок к тарифам, а также его дальнейшего совершенствования побудила авторов изложить свои предложения в настоящей монографии. Авторы

5

ВВЕДЕНИЕ На современном этапе развитие экономики страны идет по пути рыночных преобразований. Глобальной целью преобразований является достижение высоких конечных результатов хозяйственной деятельности в сочетании с оптимальными затратами при дефицитности ресурсов. Рыночные преобразования затронули все сферы хозяйственной деятельности, в том числе электроэнергетику. Развитие энергетики до 2020 года предусмотрено созданной и утвержденной в 2000 году правительством Энергетической стратегии России, высшим приоритетом которой является повышение эффективности энергопотребления и энергосбережения. Важнейшую роль в достижении приоритетной цели играют потребители электрической энергии, которые получают ее от энергоснабжающей организации в точке раздела балансовой принадлежности сети. Проблема повышения эффективности электропотребления в электрохозяйстве потребителя многосторонняя. С одной стороны, она может решаться за счет снижения энергопотребления при использовании энергоэффективного оборудования, энергосберегающих технологий и т. п. С другой стороны, ее решение определяется снижением затрат на передачу электроэнергии за счет снижения капиталовложений в электрические сети (ЭС). С третьей стороны, решение проблемы зависит от эффективности регулирования режимов электропотребления. Режимы регулирования следующие: коэффициента заполнения суточного графика нагрузки, РРМ, ПКЭ, загрузки силовых трансформаторов и другого оборудования с целью снижения потерь холостого хода и т. п. В силу специфики процесса производства, передачи и потребления электрической энергии эти режимы оказывают влияние на себестоимость ее производства на электростанциях и на ее потери как в сетях потребителя, так и энергоснабжающих организаций. В работе рассмотрено решение проблемы только с позиций снижения себестоимости производства и передачи электрической энергии за счет совершенствования структуры управления режимами электропотребления, обеспечивающей снижение потерь электроэнергии и расхода топливноэнергетических ресурсов (ТЭР) на 1 кВт.ч выработанной электроэнергии. Так как снижение себестоимости производства и передачи электроэнергии связано со снижением расхода национальных ресурсов, в том числе невосполняемого запаса ТЭР, рассматриваемые вопросы являются актуальными. К сожалению, в условиях естественной монополии вопросы регулирования режимов остаются за пределами частных интересов продавцов и покупателей. При отсутствии конкуренции как энергоснабжающая организация, так и

6

потребитель не занимаются этими вопросами по собственной инициативе. Потери электроэнергии не снижаются. Потребители оплачивают их, так как фактические затраты на производство и передачу электроэнергии включаются в тарифы на потребительском рынке. Управление процессом регулирования режимов осуществляет государство посредством нормативно-правовых документов. Однако в настоящее время законодатели рассматривают процесс производства и потребления электроэнергии упрощенно, например, как процесс производства макарон на макаронной фабрике. Специфика процесса, обусловленная его неразрывностью и сильным влиянием режимов электропотребления, как правило, не учитывается. Рыночные механизмы управления электропотреблением не находят необходимого внимания и развития. Совершенствование структуры управления электропотреблением ведется преимущественно в направлении административного вмешательства государства в процесс регулирования режимов. Нормативно-правовой базой предусмотрены обязательные энергетические обследования потребителей, государственное статистическое наблюдение за использованием энергоресурсов и т. п. [34]. Эти мероприятия требуют большого числа контролирующих органов, увеличивают затраты на управление, являются малоэффективными. Экономические рычаги управления не находят должного применения. Большой вклад в создание теоретических основ управления электропотреблением внес Российский ученый Ю. С. Железко (ОАО ВНИИЭ, г. Москва). Оригинальный подход к тарифной политике предложен такими учеными, как Б. В. Папков [174] (Н.Новгород) и др. Часть их предложений не нашли практического применения. Другая часть нашла воплощение в новой форме оплаты за потребление и генерацию реактивной энергии и ПКЭ, введенной в действие в 1991 году. Однако в 2001 году форма оплаты была отменена, как не соответствующая действующему законодательству. Актуальным является поиск новых решений по совершенствованию структуры управления режимами электропотребления в электрохозяйстве потребителя, которые обеспечивают повышение эффективности электропотребления. Это возможно при использовании рыночных механизмов управления, основанных на заинтересованности потребителей и энергоснабжающих организаций. Возникает необходимость детального рассмотрения процесса производства, передачи и потребления электроэнергии, определения зависимости затрат на производство и передачу электроэнергии от параметров режимов электропотребления, разработки структуры управления режимами электропотребления, не требующей прямого участия государственных структур. Такая структура должна функционировать на основе использования свойств саморегулирования рыночных отношений в соответствии с законом спроса и предложения.

7

1. УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВЕ ПОТРЕБИТЕЛЯ 1.1. Роль потребителя электрической энергии в снижении энергоемкости валового национального продукта Важнейшим фактором успешного развития экономики является совершенствование управления хозяйством страны и всеми его звеньями, одним из которых является топливно-энергетический комплекс (ТЭК). Непрерывное увеличение затрат на добычу и выработку топливноэнергетических ресурсов (ТЭР) за счет освоения более бедных месторождений в плохо освоенных районах приводит к увеличению их стоимости и транспортировки. По экспертным оценкам специалистов удельные капиталовложения в добычу ТЭР к 1990 году возросли в 2-3 раза по сравнению с уровнем 1980-1985 годов. К 2000 - 2005 году прогнозируется дальнейшее увеличение капиталовложений. Топливно-энергетическая отрасль нашей станы поглощает более трети всех капиталовложений в промышленное производство и значительную часть трудовых и материальных ресурсов. Около 80% вырабатываемой энергии в общем балансе получается за счет использования органического топлива, использования атомной энергии – около 10% и гидроресурсов – около 6%. Преимущественный способ получения энергии путем сжигания органического топлива приводит к истощению его запасов. Развитие ТЭК, направленное на энергосберегающий путь, может обеспечить ощутимые результаты для экономики страны. Экономия одной тонны условного топлива в среднем обходится в 2,5 – 3 раза дешевле, чем добыча первичных ТЭР. Это делает экономию как бы дополнительным, вторичным источником энергии, снижающим значение удельного расхода энергии на единицу валового национального продукта. Если показатель расхода энергии на единицу валового национального продукта во Франции принять за единицу, то для Японии он составит 1,13; для Германии – 1,37; Великобритании – 2,0; США – 2,24; России – 3,76; Китая4,75. То есть удельная энергоемкость валового национального продукта в России выше, чем во Франции, почти в 4 раза, почти в 1,7 раза выше, чем в США [65]. Относительные значения энергоемкости валового национального продукта говорят о скрытых потенциальных возможностях и резервах по снижению энергетической составляющей затрат на производство единицы продукции.

8

Это делает проблему энергосбережения предметом государственной политики во многих странах. В большинстве стран имеются национальные программы, направленные на экономию энергоресурсов. Созданы специальные органы на правительственном уровне по контролю за их использованием. В США – это управление по рациональному использованию топлива и энергетики при Министерстве энергетики, во Франции – Агентство по экономии энергии, в Англии – Комитет по использованию ТЭР, в Японии – Управление по рациональному использованию энергоресурсов и т. д. Во всех странах для стимулирования энергосберегающих мероприятий широко используется финансово-кредитный механизм и материальное стимулирование. Возрос объем государственных субсидий по проведению НИИОКР в области энергосбережения. Наблюдается прогресс в области производства совершенного оборудования, в частности, приборов учета, контроля и регулирования и т.п. [65]. Отечественная экономика переживает далеко не самое лучшее время. В связи с экономическим кризисом значительно снижены объемы производства, сократилась выработка электроэнергии. Правительством принимаются меры по оздоровлению экономики. Вместе с тем в соответствии с Энергетической стратегией России до 2020 года приоритетное направление в развитии энергетики отдается энергосбережению, так как неиспользованный потенциал энергосбережения в России достигает 40 – 45% современного электропотребления [65]. Рациональное использование энергоресурсов в ТЭК предполагает использование энергосберегающих технологий и экономичный режим работы оборудования на всех стадиях процесса: от производства электроэнергии до ее потребления электроприемниками. Первая часть процесса включает в себя производство и доставку электроэнергии до потребителя. Эта часть реализуется энергоснабжающими организациями. Вторая часть включает в себя доставку и потребление электроэнергии по территории потребителя от ввода (границы балансовой принадлежности сети) до электроприемников, т. е. в пределах электрохозяйства потребителя. Рациональное использование ТЭР в первой части процесса характеризуется главным показателем – удельными приведенными затратами на полезно отпущенный киловатт-час. Этот показатель является интегральным. На него влияют три фактора: • удельный расход условного топлива на один выработанный кВт·ч; • удельный расход электроэнергии на собственные нужды электростанций на один выработанный кВт·ч.; • удельный расход потерянной в электрических сетях электроэнергии на один полезно отпущенный кВт·ч. Полезно отпущенная энергия – это энергия, переданная, израсходованная и оплаченная потребителем. Понятно, что для обеспечения экономичной работы необходимо каждый из этих показателей сводить к минимуму. Это является

9

одной из основных функций всех энергоснабжающих организаций. Каждая из таких организаций включена в систему рыночных отношений и заинтересована в снижении этих показателей, так как они снижают себестоимость продаваемого ими товара. Эти организации являются естественными монополиями и находятся под непосредственным контролем государства. Перечисленные факты дают основание предполагать, что в этих организациях вопросам энергосбережения уделяется достаточно внимания. Во второй части процесса вопросы рационального использования электроэнергии решаются внутри предприятия – потребителя электрической энергии. Каждый потребитель так же, как и энергоснабжающие организации включен в систему рыночных отношений, но в отличие от энергоснабжающей организации он, как правило, не является естественной монополией. Потребитель вправе диктовать цены на свою продукцию в соответствии с рыночным спросом и может увеличивать свою прибыль таким способом. Другой способ увеличения прибыли – снижение себестоимости продукции за счет сокращения затрат на производство продукции путем совершенствования технологического процесса, а также путем рационального использования энергоресурсов, в частности, электроэнергии. Значимость, или весовое соотношение фактора рационального использования электроэнергии по степени влияния на прибыль потребителя зависит от доли электроэнергии в себестоимости продукции. Для большинства потребителей этот фактор, как правило, не является определяющим, как это имеет место в первой части процесса. Существуют более значимые факторы, которые отодвигают вопросы энергосбережения на второй план. Этому способствует сложность организации контроля за использованием энергоресурсов в каждом электрохозяйстве со стороны государства. Число потребителей очень большое, что требует создания многочисленных контролирующих органов. Отсюда расход ТЭР часто происходит с превышением строительных и технологических норм, несоблюдением действующих правил эксплуатации производственных и коммунально-бытовых объектов, в том числе при авариях, из-за бесхозяйственности и некомпетентности обслуживающего персонала. Есть все основания полагать, что на второй стадии процесса, с учетом значительного числа потребителей, участвующих в этом процессе, большой протяженности и разветвленности их электрических сетей, происходят значительные потери электроэнергии. Отсюда необходимость повышенного внимания и интереса к процессу передачи и потребления электроэнергии на территории потребителя. Изучение этого процесса целесообразно начать с выяснения его специфических особенностей.

10

1.2. Некоторые особенности процесса электропотребления Процесс потребления электроэнергии в отличие от других видов продукции имеет ряд специфических особенностей. Особенности потребления электроэнергии требуют специального подхода к рассмотрению этого процесса, порождают особые проблемы в управлении. Процесс потребления не разделим во времени с процессом производства электроэнергии, что вынуждает производителя электрической энергии реагировать на повышение или снижение спроса за интервалы времени, измеряемые секундами или долями секунд. Производитель должен обеспечивать производство электроэнергии в количестве, строго соответствующем потреблению в любой момент времени. Пиковое повышение спроса на электроэнергию, превышающее возможности производителя, невозможно покрыть за счет выработанной и накопленной электроэнергии в часы провалов нагрузки, как это имеет место, например, в системе водоснабжения, газоснабжения и т.д. Электроэнергию невозможно накапливать и хранить в больших количествах. Введенные в действие мощности, предназначенные для выработки электроэнергии, должны быть больше, чем мощности, обеспечивающие среднесуточное потребление электроэнергии, и определяться максимальной нагрузкой в часы пик. В противном случае снижение частоты, связанное с увеличением нагрузки, может привести к нарушению устойчивости и развалу системы. Производителю электроэнергии необходимо планировать ввод в действие производственных мощностей в соответствии с ожидаемым спросом по предварительным заявкам потребителей. Избыточные мощности на тепловых и АЭС невозможно выводить из рабочего состояния на время провалов нагрузки, так как время провалов несоизмеримо меньше времени запуска их в работу. Время запуска тепловых агрегатов измеряется сутками, а время провалов нагрузки – часами. В эти часы избыточные мощности не производят электроэнергию, но требуют расхода топлива на поддержание их в режиме готовности к возможному увеличению спроса на электроэнергию. Стоимость производимой электроэнергии оказывается неодинаковой в течение суток. Она зависит от спроса. С уменьшением спроса она возрастает. Такой режим является крайне не экономичным. Решение этой проблемы связано с использованием пиковых станций, в качестве которых используются ГЭС. Однако динамические нагрузки на оборудование этих станций, связанные с частыми пусками и остановами, сильно увеличивают износ и уменьшают срок службы этого оборудования, повышают вероятность выхода из строя. Кроме того, мощность существующих ГЭС к 1990 году была недостаточна для покрытия переменной части графиков нагрузок. Такое же положение прогнозируется и на 2000 - 2005 годы, в связи с чем в часы провалов придется изменять нагрузки тепловых агрегатов [70]. Дальнейшее увеличение мощности АЭС еще больше

11

осложнит проблему перекрытия переменной части графика нагрузки, особенно разгрузку в ночные часы. Особенности процесса потребления электроэнергии вызывают характерные специфические затраты на строительство и содержание мощностей, обеспечивающих производство электроэнергии сверх необходимых среднесуточных значений, и требуют затрат на средства регулирования количества произведенной электроэнергии в соответствии с потреблением. Указанные затраты увеличивают себестоимость производства электроэнергии. Ее снижение невозможно без участия потребителей. Именно они определяют суточный график производства электроэнергии, который, как правило, имеет резко выраженный пиковый характер. Его выравнивание позволяет снизить стоимость производства электроэнергии. Степень равномерности суточного графика нагрузки характеризуется коэффициентом заполнения, k , представляющим собой отношение потребленной з

электроэнергии к максимальной мощности, умноженной на время, равное 24 зависит от часам. Таким образом, себестоимость производства, С пр

коэффициента заполнения суточного графика:

Спр = F (k з ) .

(1.1)

Потребитель своим режимом работы определяет себестоимость покупаемой им же электроэнергии. При k з =1 график нагрузки представляет собой прямую линию, т.е. является идеально равномерным. Влияние потребителя на снижение себестоимости максимально. При k з меньше 1 график имеет переменную составляющую. Себестоимость производства электроэнергии увеличивается. Реально для предприятий с односменной работой k з составляет примерно 0,25. При двухсменной работе достигает значения 0,5. При трехсменной работе увеличивается до 0,75 и практически не достигает оптимального значения, равного 1,0. Это говорит о том, что вопросы управления режимом работы электроприемников решаются на промышленных предприятиях не достаточно эффективно. Режимы работы потребителя оказывают влияние как на себестоимость производства электроэнергии, так и на себестоимость ее передачи. В процессе передачи возникают потери электроэнергии, обусловленные наличием реактивной составляющей нагрузки. Ее уменьшение достигается путем использования компенсирующих устройств потребителя. Для достижения максимального эффекта работа компенсирующих устройств должна быть синхронизирована с изменением нагрузки потребителя. В любой момент

12

времени мощность компенсирующих устройств, Q , подключенная к сети, к должна соответствовать реактивной составляющей потребляемой энергии. В этом случае потери электроэнергии от источника энергии до места установки компенсирующих устройств минимальны. В противном случае они увеличиваются. Потребитель режимом работы своих компенсирующих устройств оказывает влияние на потери электроэнергии, dP(Q ) , и к

, себестоимость передачи электроэнергии, С пер

Спер = dP(Qк ) .

(1.2)

Потребители влияют на некоторые показатели качества электроэнергии (ПКЭ) в передающей сети. Электроприемники с резкопеременным характером нагрузки создают в сети колебания напряжения, что вызывает дополнительные потери электроэнергии в токоведущих частях dP(ПКЭ) электрооборудования. Несимметричная нагрузка обусловливает появление напряжения обратной последовательности, а следовательно, и дополнительных потерь, вызванных появлением токов обратной последовательности. Наличие в составе оборудования потребителя управляемых выпрямителей, электродуговых и тому подобных. установок создает искажение синусоидальности кривой напряжения и возникновение высших гармонических составляющих. Наибольшие потери активной энергии, обусловленные высшими гармоническими составляющими, возникают в трансформаторах, двигателях, генераторах. При наличии высших гармонических составляющих процесс старения изоляции электрооборудования протекает более интенсивно, чем при синусоидальном напряжении. Это приводит к преждевременному выходу из строя электрооборудования, что увеличивает капиталовложения в электрическую сеть а следовательно, и себестоимость производства и передачи электроэнергии:

Спр,пер = F [ dP( ПКЭ)

]

.

(1.3)

Повышение ПКЭ до уровня допустимых (ГОСТ 13109-97) возможно путем использования технологического оборудования, отвечающего требованиям электромагнитной совместимости, и применением специальных фильтрокомпенсирующих устройств, корректирующих ПКЭ. Вопросы повышения ПКЭ на промышленных предприятиях до настоящего времени не решались должным образом. Передача электрической энергии от точки присоединения потребителя к сети энергоснабжающей организации (границы балансовой принадлежности

13

сети) до места потребления связана с потерями электроэнергии, обусловленными неэкономичным режимом силовых трансформаторов, двигателей и т.п., dP(R ) . Известно, что слабозагруженные асинхронные тр

двигатели и силовые трансформаторы вызывают дополнительные потери электроэнергии. Снижение потерь холостого хода и повышение КПД оборудования возможно путем замены слабозагруженных двигателей на двигатели меньшей мощности, отключением от сети части силовых трансформаторов на время спада нагрузки и подключения ее к трансформаторам, оставшимся в работе. Регулирование этого режима обеспечивает снижение себестоимости передачи электроэнергии на территории потребителя:

Спер = F [ dP(Rтр )

].

(1.4)

Регулирование режима загрузки силовых трансформаторов создает потребителю электроэнергии дополнительные проблемы, связанные с повышением интенсивности работы коммутационной аппаратуры, что вызывает ее повышенный износ, повышает вероятность возникновения аварийных ситуаций. Эти проблемы препятствуют решению вопросов управления режимом работы силовых трансформаторов. Потребители не уделяют им достаточного внимания Отмеченные особенности должны учитываться при создании модели и изучении системы управления электрохозяйством потребителя.

1.3. Система управления потреблением электроэнергии в электрохозяйстве потребителя Электрохозяйство потребителя представляет собой совокупность электроустановок (комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для производства или преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии), находящихся на балансе потребителя, системы организации обслуживания и ремонта этих электроустановок, надзора за их техническим состоянием и за соблюдением потребителем заданных ему питающей энергосистемой режимов работы и т.п. Система управления электрохозяйством является довольно сложной и выполняет множество различных функций. Она характеризуется относительной обособленностью и иерархической взаимосвязью системы управления с системами высшего уровня вплоть до энергосистемы (см. рис.1.1). Система относится к классу так называемых «больших систем», так как обладает рядом

14

ЭНЕРГОСИСТЕМА Электрическая система (Система электроснабжения)

П о т р е б и т е л ь Технологическая система производства Электрохозяйство потребителя

Система управления электропотреблением

О б ъ е к т Электроприемники

у п р а в л е н и я

Система электроснабжения выше 1 кВ

Система электроснабжения до 1 кВ

Рис. 1.1. Иерархическая связь системы управления электропотреблением в электрохозяйстве потребителя с системами высшего уровня

характерных, специфических свойств [1,2]. Изучение «больших систем» опирается на методологию системного подхода и базируется на основных его принципах с применением системного анализа. Рассмотрение этой системы в полном объеме очень затруднительно. С точки зрения различных поставленных целей управления и значимых свойств может быть сконструировано несколько различных моделей системы. Для изучения процесса электропотребления целесообразно упростить задачу и определить одну главную цель управления – снижение себестоимости производства и передачи электроэнергии, выделить только главные определяющие свойства системы, исключить из нее показатели, характеристики и параметры, которые не оказывают заметного влияния на решение задачи. При создании модели системы необходимо учитывать особенности потребления электроэнергии, описанные выше. Если исключить из рассмотрения параметры, определяющие применение энергосберегающих технологий, вопросы организации обслуживания и ремонта электроустановок, надзора за их техническим состоянием и некоторые другие, получим систему управления, включающую в себя параметры режима, организационные и технические средства их изменения. Этими параметрами являются: k , потери коэффициент заполнения суточного графика нагрузки з электроэнергии, обусловленные передачей реактивной энергии dP ( Q к ),

потери электроэнергии, связанные с ухудшением параметров качества электроэнергии dP ( ПКЭ ), потери электроэнергии, обусловленные режимом холостого хода силовых трансформаторов 6-10/0,4 кВ dP ( R тр ) . Такая система является выделенной из системы управления электрохозяйством, подчиненной ей, входящей в ее состав и решающей узконаправленную задачу. Она содержит ограниченное число параметров, что упрощает ее исследование. Такую систему можно охарактеризовать как систему управления передачей и потреблением электроэнергии в электрохозяйстве потребителя [56]. Математическая модель этой системы представляется как:

) С пр , пер = F [ k , dP ( Q ), dP ( ПКЭ ), dP ( R з к тр

]

  → min .

(1.5)

Каждый из параметров модели представляет собой локальную подсистему управления с соответствующей функцией цели:

16

k

з

 → 1 ,

(1.6)

dP ( Q к )   → min ,

(1.7)

dP ( ПКЭ )   → min ,

(1.8)

dP ( R тр )   → min .

(1.9)

Если целевая функция каждой из локальных подсистем в результате управляющего воздействия будет принимать значения в соответствии с (1.6 – 1.9) то себестоимость производства и передачи электроэнергии, как целевая функция (1.5) системы управления, будет принимать минимальное значение. В соответствии с (1.6 – 1.9) система управления передачей и потреблением электроэнергии в электрохозяйстве потребителя должна обеспечивать выполнение следующих требований: • экономичность производства электроэнергии путем регулирования режима работы электроприемников для увеличения значения коэффициента заполнения суточного графика нагрузки, k з ; • экономичность передачи электрической энергии путем регулирования режима работы компенсирующих устройств для снижения потерь, обусловленных реактивной энергией, dP ( Q к ) , как в электрохозяйстве потребителя, так и за его пределами; • экономичность потребления и передачи электрической энергии за счет поддержания параметров качества электрической энергии в пределах установленных норм для снижения потерь, dP ( ПКЭ ) , как в электрохозяйстве потребителя, так и за его пределами и др.; • экономичность передачи электроэнергии путем регулирования режима работы силовых трансформаторов с целью снижения потерь холостого хода, dP ( R тр ) . Система управления потреблением и передачей электроэнергии в электрохозяйстве потребителя (см. рис. 1.2) включает в себя объект управления и информационно-управляющую часть. Объект управления представляет собой систему электроснабжения выше 1 кВ, систему электроснабжения до 1 кВ (блок 1) и электроприемники (блок 2). Эти элементы входят в состав электрохозяйства потребителя (блок 3), который получает произведенную электроэнергию (блок 4) посредством передачи (блок 5). Все эти блоки связаны прямыми связями.

17

Государство

14

15

Нормативно-правовая база

Производство электроэнергии

4

Передача электроэнергии

3

5

ПОТРЕБИТЕЛЬ

электроэнергии 2

Спр,пер = F[ k , dP(Q ), dP(ПКЭ), dP(R ) з к тр

]

ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКИ

Средства контроля и измерения

Система 13 управления технологическим процессом

6

9

Средства регулирования

7

Анализ информации

12

Главный технолог

1 СИСТЕМА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

11

Директор

Аппараты управления

8

10

Главный энергетик

Рис. 1.2. Структурная схема системы управления электропотреблением в электрохозяйстве потребителя.

Система электроснабжения до 1 кВ и выше, как правило, представляет собой совокупность подстанций, распределительных устройств, электрических линий и других электроустановок, размещенных на территории потребителя. Она предназначена для обеспечения электроэнергией электроприемников, в которых происходит преобразование электрической энергии в другой вид энергии, например, механическую, тепловую и тому подобную для ее использования. Электроприемники составляют неотъемлемую часть технологического оборудования, предназначенного для производства продукции и других целей. Информационно-управляющая часть системы управления обеспечивает воздействие на объект управления в соответствии с заданной целевой функцией. Центральным звеном информационно-управляющей части системы управления является человек – лицо, принимающее решения. Сложившаяся структура управления электрохозяйством потребителя определила таким лицом ответственного за электрохозяйство, как правило, главного энергетика (блок 10). Главный энергетик выполняет функции формирования задания системе управления на основе информации о параметрах электропотребления (блок 7), с одной стороны. С другой стороны, он должен учитывать требования, предъявляемые директором предприятия (блок 11). С третьей стороны, он обязан выполнять требования нормативно-правовой базы (блок 15). Результативность исполнения задания в соответствии с (1.6) в меньшей степени определяется технической оснащенностью средствами управления, чем организацией управления. Главный энергетик может оказывать управляющее воздействие на режим работы электроприемников только посредством директора предприятия. При этом режим работы электроприемников, характеризующийся коэффициентом заполнения суточного графика нагрузки определяет себестоимость производства электрической энергии. Режим работы электроприемников обусловливает существование обратной связи с процессом производства электроэнергии (блок 4). Управление режимом электропотребления в соответствии с (1.7-1.9) в меньшей степени зависит от первого руководителя предприятия. Результативность управления в большей степени определяется технической оснащенностью средствами управления. При оснащенности всеми необходимыми техническими средствами задача управления сводится к регулированию режимов в процессе эксплуатации, а также к постоянному во времени совершенствованию системы путем замены устаревшего и не отвечающего требованиям оборудования. В этом случае успешное выполнение заданной функции системой управления будет зависеть от заинтересованности, желания, способности, квалификации обслуживающего персонала. При технической оснащенности, не позволяющей обеспечивать выполнение всех требований к системе управления, в задачу управления дополнительно

19

включаются вопросы выбора, приобретения и установки недостающего оборудования. При достаточной оснащенности техническими средствами управляющее воздействие элементов информационно-управляющей части системы на объект управления в общем виде происходит следующим образом. С помощью средств контроля и измерения – датчиков токов, напряжений, счетчиков электроэнергии с телеметрическими выходами (блок 6) текущая информация о состоянии процессов, протекающих в объекте, посредством средств передачи информации передается для обработки и анализа. После анализа полученной и обработанной информации (блок 7) принимается решение об изменении режима путем воздействия на средства регулирования и на механические и полупроводниковые аппараты управления (блок 8,9): контакторы, пускатели, выключатели и др. При этом в одних случаях изменение режимов происходит строго в пределах электрохозяйства потребителя, в других случаях режимы изменяются не только в электрохозяйстве потребителя, но и за его пределами. Одним из таких режимов наряду с режимом работы электроприемников является режим регулирования реактивной мощности [64], который предусматривает изменение мощности компенсирующих устройств в соответствии с потребляемой реактивной нагрузкой. Другим режимом является режим регулирования ПКЭ, который предполагает управление фильтрокомпенсирующими, симметрирующими и тому подобными устройствами. Снижение потерь электроэнергии в результате такого регулирования имеет место не только в системе электроснабжения потребителя, но и в сетях энергоснабжающих организаций, участвующих в процессе передачи электроэнергии (блок 5) потребителю. Этим обусловлено существование обратной связи между блоками 9 и 5. Поскольку действие системы управления потреблением электроэнергии не ограничивается электрохозяйством потребителя, появляется проблема включения в алгоритм управления интересов производителя и поставщика электроэнергии за пределами электрохозяйства потребителя, участвующих в процессе производства и передачи электроэнергии. Производитель и поставщик электроэнергии не могут непосредственно по прямым связям оказывать влияние на формирование задания и принятие решений. Это возможно только через высшие органы государственной власти, в ведомстве которых находится как производитель и поставщик, так и потребитель электрической энергии. Для регулирования взаимоотношений правительство (блок 14) создает нормативно-правовую базу (блок 15), в соответствии с которой главный энергетик, как звено системы управления потреблением электроэнергии в электрохозяйстве потребителя, обязывается формировать задание и принимать решения с учетом интересов производителя и поставщика электроэнергии.

20

Представленный вариант структурной схемы управления является результатом анализа процесса потребления электроэнергии и позволяет характеризовать ее по иерархическому принципу как многоуровневую систему. На нижней ступени управление осуществляется локальными системами управления (1.6 – 1.9) , одна из которых (1.6) обеспечивает управление режимом работы электроприемников и представляет собой органическое сочетание с системой управления технологическим процессом. С одной стороны, с точки зрения цели управления она подчиняет себе систему управления технологическим процессом. С другой стороны, по отношению к локальной системе управления система управления технологическим процессом является главной, так как основное назначение этой системы определяется количеством и качеством производимой продукции и безопасностью работы производства, а не себестоимостью производства электроэнергии. Все локальные системы подчинены системе управления более высокого уровня, основным элементом которой является лицо, принимающее решение, например, главный энергетик. Эта система может быть основана на применении более или менее развитых средств вычислительной техники, подготавливающих полученную информацию к виду, удобному для принятия решения. Система этого уровня на каждом предприятии подчинена системе управления высшего правительственного уровня. Управление в данном случае осуществляется посредством утверждения нормативно-правовой базы, обязательной для исполнения в системе управления потреблением электроэнергии и всех ее подсистемах на более низких ступенях иерархии. По степени автоматизации выполняемых системой функций, рассматриваемая система управления потреблением электроэнергии в электрохозяйстве потребителя относится к разряду автоматизированных систем, в которой функции управления все еще возлагаются на людей. Степень участия человека в формировании задания и принятии решения определяется уровнем автоматизации управляющей части системы конкретного потребителя. У большой части потребителей уровень автоматизации ограничен управлением электрооборудованием технологических агрегатов, станков и прочих электроприемников, а также управлением системой электроснабжения до 1 кВ и выше в аварийных режимах. Участки электрической сети, на которых происходят короткие замыкания, перегрузки должны обнаруживаться, локализоваться и отключаться от сети за время, измеряемое долями секунды. Такое же время регламентировано для включения аварийного питания потребителей 1-й категории. Это делает невозможным использование для принятия решения человека и вынуждает использовать быстродействующие средства автоматизации. Для другой части потребителей характерно наличие в той или иной степени средств автоматизации и вычислительной техники для управления системой электроснабжения в нормальном режиме. Эти средства подготавливают человеку поступающую информацию к виду, удобному для

21

принятия решения, и частично освобождают его от процесса управления. Однако полностью исключить человека из системы управления на текущий момент времени и на обозримое будущее не представляется возможным. Выполнение системой управления заданных функций зависит от способности выполнять соответствующие функции каждым элементом системы. Анализ модели системы управления (1.5) с учетом ее свойств позволяет выделить две группы элементов и устройств, оказывающих наиболее существенное влияние на цель управления. К первой группе можно отнести элементы структуры управления, включая нормативно-правовую базу, определяющую взаимоотношения между потребителем и поставщиком электрической энергии. Эти элементы оказывают влияние на режим электропотребления (1.6–1.9) и на затраты, связанные с производством и передачей электроэнергии как по сетям потребителя, так и по сетям энергоснабжающих организаций. Ко второй группе относятся технические устройства и элементы регулирования режима электропотребления. За последние годы российский рынок наполнился такими техническими средствами, как автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), в достаточном количестве предлагаются компенсирующие устройства (КУ), фильтрокомпенсирующие, симметрирующие устройства и т. п. Исследования показывают, что уровень технического совершенства средств регулирования достаточен для повышения эффективности регулирования. Однако имеющиеся технические возможности средств регулирования не используются, а сами средства не востребуются потребителями электрической энергии. На сегодняшний день большинство потребителей электроэнергии техническими средствами не укомплектованы. Отсутствие у потребителей АСКУЭ делает вопрос регулирования режимов совершенно не состоятельным. Прежде чем ожидать результатов регулирования, необходимо обеспечить массовое оснащение потребителей АСКУЭ, способных обеспечить информацией о параметрах электропотребления как по потребителю в целом, так и по его подразделениям, звеньям и т. д. Это определяется возможностями и заинтересованностью потребителя в приобретении технических устройств управления режимом электропотребления, которые в свою очередь зависят от совершенства элементов управления второй группы. Главным препятствием для повышения эффективности использования технических средств регулирования режимов является несовершенство элементов структуры управления. Есть основания предполагать, что элементы и устройства управления второй группы в настоящее время не оказывают столь существенного влияния на функцию цели для всех потребителей, особенно при недостаточной технической оснащенности средствами регулирования режимов.

22

Существенное влияние на функцию цели с учетом достижения максимального эффекта при большой массовости потребителей могут оказать только элементы первой группы. По этой причине в работе акцентируется внимание на поиск возможных путей совершенствования элементов именно этой группы.

1.4. Элементы структуры управления режимом электропотребления Одним из элементов управления режимами электропотребления является организационная структура электрохозяйства потребителя. Выше отмечалось, что основным звеном этой структуры является человек – лицо, принимающее решение на основе анализа информации, поступающей от информационноизмерительной части системы управления электрохозяйством потребителя, и внешней информации в виде указаний, рекомендаций, предусмотренных нормативно-правовой базой (см. рис.1.2.). Это звено является определяющим в организационной структуре управления. От степени его квалификации, административных полномочий, полномочий распоряжаться финансовыми средствами зависит эффективность управления в соответствии с (1.5), оснащенность техническими средствами управления, средствами анализа и обработки информации и т. п. К сожалению главный энергетик имеет возможность управлять некоторыми режимами в соответствии с (1.7-1.9) только при наличии технических средств. Вопросы приобретения технических средств находятся в ведении директора. Управление в соответствии с (1.6) не может осуществляться непосредственно главным энергетиком. Управление технологическим процессом осуществляется другим административным лицом – главным технологом, который должен увязать вопросы технологического производства продукции с вопросами производства и передачи электроэнергии. Это возможно только при тесном взаимодействии всех структурных подразделений предприятия с главным энергетиком. Механизма, определяющего постоянное, эффективное взаимодействие главного энергетика и главного технолога у потребителей нет. Организация управления производством продукции не предусматривает экономических стимулов соблюдения режимов электропотребления. Действующая система управления производством продукции не предусматривает рыночных методов регулирования режимов. Эффективность управления режимами электропотребления оставляет желать лучшего. Необходимы эффективные методы внешнего воздействия государства на потребителя. Эти методы реализуются в нормативно-правовой базе взаимоотношений между энергоснабжающей организацией и потребителем электроэнергии. Специфика рыночных отношений не позволяет

23

государственным органам непосредственно управлять регулированием режимов электропотребления у каждого потребителя электрической энергии. Регулирование режимов – одна из задач системы управления технологическим производством и должна решаться потребителями электроэнергии по их собственной инициативе. Государство может воздействовать на режим электропотребления лишь косвенным образом, создавая условия для проявления инициативы потребителей в части повышения эффективности регулирования режимов. Созданная правительством нормативно-правовая база, касающаяся вопросов регулирования режимов потребления, направлена на создание таких условий и включает в себя административные и экономические способы воздействия на потребителя посредством энергоснабжающей организации и государственных контролирующих органов. Эти способы должны предусматривать не только соблюдение режимов с помощью имеющихся технических средств, но и их обновление, расширение их спектра, создание условий для формирования рынка технических средств управления режимами и другой необходимой для этого продукции, в том числе интеллектуальной. Административные способы находят свое отражение в нормативноправовых документах. Гражданский кодекс РФ (часть 2, раздел 4, Отдельные виды обязательств, глава 30 «Купля - продажа») в январе 1996 года дополнен специальным параграфом 6 «ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ» (статьи 539-548). В этих статьях законодательно установлены новые правовые основы договорных отношений между энергоснабжающей организацией и потребителем. Новые статьи Гражданского кодекса определяют потребителя электроэнергии и энергоснабжающую организацию как равноправных субъектов рынка электроэнергии (мощности). В одной из них определена необходимость соблюдения потребителями установленных энергоснабжающей организацией режимов. Конечно, если руководствоваться только Гражданским кодексом РФ, то трудно, а в ряде случаев и невозможно добиться четкости правовых взаимоотношений в полном объеме и по всем вопросам, которые возникают между энергоснабжающей организацией и потребителем. Необходимы документы, и уточняющие и дополняющие статьи Гражданского кодекса. Федеральный закон РФ «Об энергосбережении» от 3 апреля 1996 года, Указ Президента РФ от 11 сентября 1997 года №1010 «О государственном надзоре за эффективным использованием энергетических ресурсов в Российской Федерации», Указ Президента РФ от 3 марта 1998 года №222 «О дополнительных мерах по обеспечению управления электроэнергетическим комплексом России», Постановление Правительства РФ от 12 октября 1995 г. №998 «О государственной поддержке создания в Российской Федерации энергоэффективных демонстрационных зон», Постановление Правительства РФ от 2 ноября 1995 г. №1087 «О неотложных мерах по энергосбережению», «Правила проведения энергетических обследований», утвержденные

24

Минтопэнерго России 25.03.98 и другие документы предусматривают обязательные энергетические обследования потребителей электроэнергии, государственное статистическое наблюдение за использованием энергоресурсов, выдачу энергетических паспортов потребителям топливноэнергетических ресурсов и т. п. [3]. Предложенные административные методы не всегда эффективны и оправданы. Следует особо остановиться на сертификации электроэнергии, узаконенной Постановлением Правительства РФ от 13.08.1997 г. №1013 и Постановлением Госстандарта России от 3.01.2001 г. №1 «О внесении изменений и дополнений к Правилам проведения сертификации электрооборудования». Сертификация электрической энергии не может решить проблему ее качества [14]. Конечно, любой товар, поставляемый на рынок, должен соответствовать требованиям качества, подтвержденным сертификатом, выдаваемым продавцу, имеющему лицензию на соответствующий вид деятельности. На первый взгляд, кажется, что такое должно иметь место применительно к производству и передаче электрической энергии. Однако электроэнергия – это не обычный товар. Ее качество определяется не только технологией производства и передачи, но и технологией электропотребления. Процесс производства, передачи электроэнергии можно уподобить процессу раздачи жидкости из общего котла, в который она поступает от производителя. Каждый потребитель черпает эту жидкость своим собственным черпаком. При этом стерильность черпака находится в полной зависимости от потребителя, от его чистоплотности и дисциплинированности. Нестерильность только одного из черпаков загрязняет содержимое общего котла, ухудшает показатели его качества. Спрашивается, почему продавец должен лишаться лицензии на свою деятельность, если содержимое котла не удовлетворяет требованиям сертификации? Сертифицировать необходимо черпаки, которыми потребители черпают товар. Без применения радикальных мер обеспечить стерильность черпаков не представляется возможным. Учитывая специфику процесса производства и передачи электроэнергии можно признать допустимым сертификацию электроэнергии по параметрам, значения которых определяет только производитель и поставщик. Это отклонение частоты и напряжения на границе балансовой принадлежности сети. По другим ПКЭ необходимо бороться за качество электроэнергии экономическими методами, при помощи скидок и надбавок к тарифам. Потребитель, не вносящий искажений в ПКЭ, должен оплачивать некачественную электроэнергии по заведомо меньшим тарифам, чем потребитель, ухудшающий ПКЭ в системе. Перечисленные выше документы, а также Федеральный закон РФ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» №41-ФЗ от 14 апреля 1995 года, Указ Президента РФ «О дополнительных мерах по ограничению роста цен (тарифов) на продукцию естественных монополий и создание условий для стабилизации

25

работы промышленности» от 17.10.96 года №1451, «Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке», утвержденные ФЭК России 16.04.97, Постановления Правительства «Об основах ценообразования и порядке государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию» от 4.02.97 года №121, «О поэтапном прекращении перекрестного субсидирования в отраслях естественных монополий» от 3.04.97 года №389 и другие предусматривают экономические рычаги воздействия на потребителя. Это – временное предоставление льготных тарифов, товарно-энергетических кредитов и т. п. [9,66]. Особую роль в создании экономических стимулов для регулирования режимов играют «Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию» (Зарегистрирована Минюстом РФ 28 декабря 1993 г. №449), «Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии», «Правила применения скидок и надбавок к тарифам за качество электроэнергии», введенные в действие Главгосэнергонадзором РФ, Постановление Правительства РФ от 27.12.97 года №1629 «О совершенствовании порядка государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию». Эти нормативно-правовые документы предусматривают экономическое стимулирование режимов реактивной мощности, повышения параметров качества электрической энергии в форме скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию. К сожалению, скидки и надбавки к тарифам отменены в 2001 году как не соответствующие действующему законодательству. В результате потери топлива при производстве и потери энергии при передаче, обусловленные несоблюдением экономичных режимов потребления, остаются на довольно высоком уровне. Экономические рычаги управления в виде дифференцированных тарифов действуют только при наличии соответствующих средств учета. Таких средств в необходимом объеме большинство потребителей не имеет. Такие экономические рычаги управления, как временное предоставление льготных тарифов, энергетических кредитов ставят потребителя в зависимость от государственных контролирующих органов. Массовость потребителей требует содержания значительного персонала контролирующих органов, снижает эффективность и увеличивает затраты на управление. Структура управления регулированием режимами электропотребления требует совершенствования. Особое внимание при совершенствовании следует обратить на создание механизмов управления, основанных на свойстве саморегулирования рыночных отношений в соответствии с законом спроса и предложения. Наиболее содержательным и изученным и апробированным на практике на текущий момент времени является тарифный метод управления режимом регулирования реактивной мощности. Положительные стороны и недостатки этого механизма рассмотрены ниже.

26

2. ТАРИФНОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ 2.1. О правилах применения скидок и надбавок к тарифам за потребление и генерацию реактивной энергии В 1991 году Главгосэнергонадзором РФ были введены в действие новые «Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии» (далее Правила) [16, 62]. Эти Правила включали в себя теоретические и методические наработки в области КРМ и представляли собой эффективный рыночный механизм управления режимом реактивной мощности. Отмена Правил в 2001 году произошла по юридическим мотивам и не может быть воспринята как отказ от управления режимами РРМ. Пути приведения Правил в соответствие законодательству ищутся и будут найдены. Механизм действия оплаты оттачивался, уточнялся и находил свое отражение в ряде нормативноправовых документов на протяжении нескольких лет, начиная с 1991 года [22,27]. Известно, что затраты энергосистемы на производство и передачу электроэнергии в значительной степени определяются режимом ее реактивной мощности. Энергосистема не в состоянии снизить эти затраты без участия потребителей, которые определяют РРМ. Для их снижения энергосистема должна привлекать широкий круг потребителей электроэнергии к участию в регулировании РРМ. Эти потребители должны выполнять следующие условия [28,36]: • в режиме больших нагрузок энергосистемы не потреблять реактивную мощность и энергию выше заданных экономических значений за счет использования компенсирующих устройств (снижаются потери в энергосистеме), • в режиме малых нагрузок (как правило, ночные часы), наоборот, стремиться к потреблению реактивной мощности и энергии и не допускать ее генерации в сеть (активная нагрузка падает, создается избыток емкостной нагрузки, возможны перенапряжения, возникает необходимость установки устройств поглощения реактивной энергии). Конечно, привлечь потребителей электроэнергии к регулированию РРМ довольно сложно. Этому мешает отсутствие гибких рычагов воздействия энергоснабжающей организации на потребителей из-за сложной

27

иерархической системы управления потребителями электроэнергии и энергосистемой. Взаимоотношения между потребителем и энергоснабжающей организацией определялись и определяются высшими органами управления государством и находят свое отражение в нормативно-правовых документах. Эти документы должны определять взаимоотношения между энергоснабжающей организацией и потребителем так, чтобы потребители были заинтересованы выполнять отмеченные выше условия потребления реактивной мощности и энергии. В недалеком прошлом Правилами пользования электроэнергией 1982 года предусматривались экономические рычаги воздействия энергоснабжающей организации на потребителя электроэнергии посредством предоставления скидок и надбавок к тарифу за отклонение от cosϕ = 0,92. Однако эта система не нормативного коэффициента мощности являлась совершенной и не стимулировала потребителя в полной мере соблюдать необходимые условия потребления реактивной мощности и энергии по следующим основным причинам: в расчет принималось средневзвешенное значение cos ϕ , рассчитанное из отношения потребленной реактивной энергии и активной, что стимулировало потребителя снижать потребление реактивной энергии не только в часы больших, но и в часы малых нагрузок, в том числе в ночные часы; при средневзвешенном cos ϕ = 0,92 мощность компенсирующих устройств может быть недостаточна для компенсации реактивной мощности в часы максимума до необходимого экономического значения; система экономического воздействия требовала дополнения административными рычагами, вынуждала энергоснабжающую организацию устанавливать графики включения компенсирующих устройств у потребителей и вести контроль за их соблюдением, что вносило элемент субъективизма и влияния отдельной личности на оценку деятельности потребителя. Начиная с 1991 года, система привлечения потребителей электроэнергии к участию в регулировании РРМ претерпела существенные изменения, ориентированные на экономическую заинтересованность потребителей в полном выполнении необходимых условий потребления реактивной мощности и энергии. С 1 января 1991 года Прейскурантом 09-01 «Тарифы на электрическую и тепловую энергию» была введена новая система оплаты за потребляемую и генерируемую потребителем реактивную энергию для всех потребителей электрической энергии со среднемесячным потреблением более 30 тыс. кВт·ч., кроме населения. Такими потребителями могут быть потребители 1-й и 2-й тарифной группы, перепродавцы электрической энергии. В соответствии с Прейскурантом оплате подлежат: 1. Потребляемая за расчетный период реактивная энергия в часы больших нагрузок электрической сети. 2. Потребляемая за расчетный период реактивная энергия в часы малых нагрузок электрической сети.

28

3. Генерируемая в сеть энергосистемы за расчетный период реактивная энергия. Оплата для перечисленных потребителей выражена в виде двухставочных и одноставочных тарифов, аналогичных тарифам на активную энергию. Двухставочный тариф на потребляемую в часы больших нагрузок электрической сети реактивную энергию установлен для промышленных и приравненных к ним потребителей 1-й тарифной группы с присоединенной мощностью 750 кВ·А и выше. Эти потребители рассчитываются за активную электроэнергию так же по двухставочному тарифу. Для остальных потребителей за потребление реактивной энергии в часы больших нагрузок предусмотрен одноставочный тариф. За потребление реактивной энергии в часы малых нагрузок и за реактивную энергию, генерируемую в сеть энергосистемы, Прейскурантом установлены одноставочные тарифы для всех потребителей, в том числе 1-й тарифной группы. Эти тарифы являются одинаковыми для потребителей как 1-й, так и 2-й группы. Все тарифы выражены в Прейскуранте в абсолютных единицах, их числовые значения обоснованы в [11]. На тот период времени использование абсолютных значений тарифов было вполне нормально. Впоследствии экономический кризис, поразивший нашу экономику, привел к необходимости периодически корректировать тарифы на энергоносители. Тарифы на активную электроэнергию стали устанавливаться Региональными энергетическими комиссиями на основании государственной нормативноправовой базы. Вместе с изменениями тарифов на активную энергию требовалось обоснование и изменение тарифов и на реактивную энергию. Это связано с дополнительными трудностями для региональных энергетических комиссий. Потребовался единый для всех регионов простой механизм определения тарифов за реактивную энергию. В этой связи с 1994 года «Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию» [16] определяет значения тарифов на реактивную энергию, связанными с утверждаемыми тарифами на активную электроэнергию процентными соотношениями. Тариф на потребляемую реактивную энергию (мощность) в часы больших нагрузок сети составляет 8 процентов для всех потребителей, кроме перепродавцов. Для перепродавцов этот тариф составляет 6 процентов от тарифа на активную энергию. Тариф на потребляемую реактивную энергию в часы малых нагрузок составляет минус 2 процента (отрицательный тариф) для всех потребителей. Тариф за генерацию реактивной энергии в сеть энергосистемы для всех потребителей составляет 12 процентов от тарифа на активную энергию. В соответствии с нормативными документами тарифы за потребляемую в часы больших нагрузок реактивную энергию и мощность для потребителей 1-й группы действуют только на величину превышения так называемых экономических значений реактивной энергии и мощности. Для потребителей

29

2-й группы тариф за потребление в эти часы действует только на величину превышения экономического значения реактивной энергии. Экономические Qэ и реактивной энергии значения реактивной мощности

Wэ рассчитываются

и устанавливаются для каждого потребителя индивидуально энергоснабжающей организацией на основе [62] и оговариваются в «Договоре энергоснабжения». Потребление ниже экономических значений потребителем не оплачивается. Генерируемая потребителем реактивная энергия оплачивается потребителем в полном объеме. Потребляемую же в часы малых нагрузок электрической сети реактивную энергию энергоснабжающая организация оплачивает потребителю. Следует отметить, что экономические значения определяют только условия оплаты за их потребление. Они не являются требованием. Оплату за превышение экономических значений нельзя назвать штрафной санкцией. Потребитель сам вправе определять режимы потребления реактивной энергии, ориентируясь на установленные условия ее оплаты. Требования предъявляются лишь применительно к потреблению и генерации предельно допустимых по техническим условиям значений реактивной энергии и мощности (как правило, в 2-3 раза выше экономических значений). Технические пределы, так же как и экономические значения реактивной мощности и энергии, оговариваются в «Договоре энергоснабжения». Введенные тарифы на реактивную электроэнергию и правила их применения стимулируют потребителей участвовать в регулировании РРМ. Потребитель заинтересован в снижении потребления реактивной мощности и энергии ниже экономических значений в часы больших нагрузок и в увеличении потребления в часы малых нагрузок электрической сети за счет использования компенсирующих устройств. При этом, если потребитель не допустил генерацию энергии в сеть, он не только полностью освобождает себя от оплаты за реактивную энергию, но и получает плату от энергоснабжающей организации за потребление реактивной энергии в часы малых нагрузок энергосистемы. Для того чтобы описанный механизм оплаты действовал для конкретного потребителя в полном объеме, энергоснабжающая организация должна в соответствии с [62] объявить этого потребителя как участвующего в суточном регулировании режимов своей сети в часы малых нагрузок и установить ему в «Договоре энергоснабжения» часы больших и малых нагрузок. Часы больших нагрузок электрической сети – это периоды суток, в которые потребление реактивной мощности приводит к дополнительным потерям электроэнергии в сети энергоснабжающей организации, а часы малых нагрузок – это периоды суток, в которые генерация реактивной мощности в сеть приводит к дополнительным потерям. В эти часы, как правило, вследствие генерации недопустимо возрастает напряжение на оборудовании энергосистемы, что увеличивает риск выхода его из строя. Сумма периодов

30

больших и малых нагрузок должна быть равна 24 часам. Устанавливать часы больших и малых нагрузок – это право энергоснабжающей организации. Если энергоснабжающая организация не находит нужным объявлять потребителя участвующим в суточном регулировании режимов свой сети в часы малых нагрузок, она не устанавливает ему в «Договоре энергоснабжения» часы больших и малых нагрузок. Тогда описанный выше механизм оплаты реактивной энергии действует не в полном объеме. Потребляемую реактивную энергию в часы малых нагрузок энергоснабжающая организация потребителю не оплачивает. Тариф за потребляемую реактивную энергию в часы больших нагрузок считается отнесенным ко всем часам суток. Устанавливая часы больших и малых нагрузок потребителям, энергоснабжающая организация имеет возможность поддерживать в узловых точках сети необходимый уровень напряжения. Однако в частных случаях, связанных со снижением электропотребления из-за снижения уровня производства и появлением избытка емкостной нагрузки, в узловых точках сети возможно повышение напряжения до недопустимо высоких значений. Для нормализации положения энергоснабжающая организация имеет право устанавливать потребителям периоды специальных режимов компенсирующих устройств. В эти периоды, как правило, не менее месяца, потребитель должен отключить все или часть компенсирующих устройств. В таком случае уже не потребитель, а энергоснабжающая организация оплачивает потребителю потребление, превышающее экономические значения в часы больших нагрузок. Чтобы реализовать такую форму оплаты, должна быть система учета, регистрирующая все необходимые параметры потребления реактивной мощности на границе раздела балансовой принадлежности сети. Это может быть система, состоящая из обычных счетчиков, объединенных в автоматизированную систему учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ), микропроцессорных счетчиков, например, серии «Альфа» и т. п. При отсутствии приборов учета максимальная потребляемая реактивная мощность Qф , потребляемая реактивная энергия WqП за время расчетного

Т расч определяются расчетным способом. периода потребителей 1-й группы

Например, для

Qф = 0,8 Pмакс ,

(2.1)

WqП = 0,8W .

(2.2)

При отсутствии учета генерации реактивной мощности ее значение WqГ всех потребителей определяют по формуле

для

31

[

]

WqГ = (Qк + 0,5Pсд ) ⋅ Т расч − 0,6W ⋅ (1 − kз ) . В формулах (2.1) – (2.2): расчетного периода Т расч

(2.3)

W – потребляемая активная энергия за время

(число часов в расчетном периоде, как правило,

в месяце); Pмакс – максимум активной мощности, участвующий в максимуме нагрузке энергосистемы в течение расчетного периода, при отсутствии учета – заявленный максимум; Qк – установленная мощность конденсаторных установок; Pсд – установленная активная мощность синхронных двигателей;

kз –

коэффициент заполнения графика нагрузки

(при отсутствии данных

kз

=0,25; 0,5; 0,75; 0,9 для односменной, двухсменной, трехсменной работы и непрерывных производств соответственно). По Правилам, если значение, вычисленное по (2.3) меньше нуля, оно принимается равным 0. Все рассчитанные в соответствии с [62] значения, способы учета реактивной мощности и энергии (включая способы расчета значений потребления и генерации, применяемые при отсутствии учета), а также другие требования в части режимов потребления реактивной мощности и энергии, установленные в Правилах пользования электрической и тепловой энергией, должны быть включены в «Договор энергоснабжения». Анализ показывает, что новые Правила предусматривают сильные экономические рычаги привлечения потребителей к участию в РРМ. При отсутствии необходимых приборов учета потребитель платит больше, чем при их наличии. Это вынуждает потребителя финансировать их установку, а впоследствии при наличии приборов поддерживать необходимый энергосистеме РРМ, чтобы свести оплату за реактивную энергию до минимального значения. Правила не предусматривают административно-силового воздействия. Процесс привлечения потребителей к РРМ и внедрения Правил был рассчитан на проявление инициативы заинтересованными организациями при четком разграничении их функций [37,38]. ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ представляет интересы энергосистемы и определена Правилами как организатор процесса привлечения потребителей к регулированию РРМ. Для этого она должна использовать предоставленные ей экономические рычаги воздействия на потребителя и предъявлять счета за электроэнергию с учетом скидок и надбавок к тарифам в полном соответствии с новыми Правилами. ПОТРЕБИТЕЛЬ, при наличии должной системы учета на границе балансовой принадлежности сети будет участвовать в режиме РРМ. При отсутствии же учета будет оплачивать параметры потребления реактивной

32

мощности и энергии по расчетным формулам. В результате экономического давления потребитель должен проявить инициативу для финансирования работ по установке приборов учета. Здравомыслящие руководители организацийпотребителей электроэнергии будут финансировать установку приборов учета, после чего эти потребители будут участвовать в регулировании РРМ. ТЕРРИТОРИАЛЬНОЕ УПРАВЛЕНИЕ ГОСЭНЕРГОНАДЗОР представляет интересы государства и осуществляет надзор за исполнением нормативно-правовых документов в процессе взаимоотношений потребителя и энергоснабжающей организации, организует обучение и аттестацию персонала, ответственного за энергохозяйство потребителей электроэнергии. В процессе обучения доводит до персонала основные положения Правил. Эта организация способствует готовности персонала проявлять инициативу и принимать решения, направленные на участие в регулировании РРМ. Инициатива всех заинтересованных организаций будет способствовать ускорению процесса привлечения потребителей к участию в регулировании РРМ, что должно дать ощутимый результат для снижения стоимости передачи электроэнергии по сетям энергосистемы.

2.2. Недостатки и пути совершенствования формы оплаты за потребление и генерацию реактивной энергии и мощности Выше было отмечено, что у большинства потребителей приборы учета реактивной мощности и энергии в основном отсутствуют, и они оплачивают потребляемую реактивную мощность и энергию, а также генерируемую реактивную энергию на основе расчетов по (2.2), (2.3). Установив приборы учета, потребитель снижает оплату за электроэнергию. Годовая разница в оплате перекрывает затраты на установку приборов учета, делает ее прибыльной для потребителя электроэнергии [33, 15]. В табл. 2.1 – 2.3 представлены сведения об электропотреблении ОАО кондитерская фабрика «Волжанка». До установки АСКУЭ на базе микропроцессорных счетчиков Евроальфа АВВ Метроника оплата за реактивную мощность и генерацию реактивной энергии в сеть проводилась в соответствии с данными расчета (см. табл.2.2.). После установки АСКУЭ указанные параметры стали оплачиваться в соответствии с показаниями приборов. Из таблиц видно, что годовая разница в оплате

П = 336924,2- 26380,8 = 310543,4 руб., что составляет около 4% от оплаты за активную электроэнергию. Срок окупаемости капиталовложений при полных затратах З = 130000 руб. составил

33

Расчет оплаты за активную мощность и энергию за 2000 год ОАО кондитерская фабрика «Волжанка» Таблица 2.1 Оплата за активную мощность и энергию,

Активная мощность и энергия Месяц 2000 года Январь

Мощность Фактическое значение, кВт

2900 Февраль 3000 Март 2900 Апрель 2850 Май 2900 Июнь 3050 Июль 3200 Август 3800 Сентябрь 3200 Октябрь 3050 Ноябрь 3100 Декабрь 3150 Итого за год:

Энергия

Тариф, руб/ кВт

Оплата, руб.

Фактическое значение, кВт.ч

Тариф, руб/ кВт.ч

90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90

261000 270000 261000 256500 261000 274500 288000 342000 288000 274500 279000 283500 3339000

818616 1002452 977898 979104 943381 1264986 1530182 1421561 1230444 1206398 1302062 1315077

0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47


руб.

278159,4 539159,4 340833,7 610833,7 332485,3 593485,3 332895,4 589395,4 320749,5 581749,5 594543,4 869043,4 719185,5 1007185,5 668133,7 1010133,7 578308,7 866308,7 567007,1 841507,1 611969,1 890969,1 618086,2 901586,2 5962357,0 9301357,0

Коэффи- Тариф циент для заполне- одностания вочных суточно- потрего бителей, графика руб/ кВт.ч 0,41 0,41 0,41 0,46 0,46 0,46 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54

0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65

Расчет оплаты за реактивную мощность и энергию при старой системе учета ОАО кондитерская фабрика «Волжанка» за 2000 год. Таблица 2.2

Реактивная мощность и энергия (потребление и генерация в сеть) Месяц 2000 года

Январь

Мощность (потребляемая) Фактическое значение, квар


Экономическое значение, квар

Оплачиваемое значение, квар

Тариф, руб/ квар


1520 1520 1520 1310 1310 1310 1870 1870 1870 1780 1780 1780

800 880 800 970 1010 1130 690 1170 690 660 700 740

7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2

5760 6336 5760 6984 7272 8136 4968 8424 4968 4752 5040 5328 73728

Энергия, генерируемая в сеть энергосистемы

Энергия (потребляемая) Фактическое значение, квар.ч

Экономическое значение, квар.ч

Оплачиваемое значение, квар.ч

Тариф, руб/ квар.ч


506942 643705 614993 538751 434832 528656 629641 586815 580312 509185 589337 580830

670510 670510 670510 607500 607500 607500 741440 741440 741440 704440 704440 704440

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0,0272 0,0272 0,0272 0,0272 0,0272 0,0376 0,0376 0,0376 0,0376 0,0376 0,0376 0,0376

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Фактическое значение, квар.ч



500338 384284 443952 382610 417513 289985 193702 223681 256557 283066 236791 253071

0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,078 0,078 0,078 0,078 0,078 0,078 0,078

30020,3 23057,0 26637,1 22956,6 25050,8 22618,8 15108,8 17447,1 20011,4 22079,1 18469,7 19739,5 263196,2

Оплата за реактивную мощность и энергию, руб.

35780,3 29393,0 32397,1 29940,6 32322,8 30754,8 20076,8 25871,1 24979,4 26831,1 23509,7 25067,5 336924,2

Расчет оплаты за реактивную мощность и энергию ОАО кондитерская фабрика «Волжанка» за 2000 год при новой системе учета на базе микропроцессорных счетчиков АВВ Таблица 2.3 Реактивная мощность и энергия (потребление и генерация в сеть) Месяц 2000 года

Мощность (потребляемая) Фактическое значение, квар

Январь


Экономическое значение, квар

Оплачиваемое значение, квар

Тариф, руб/ квар

1520 1520 1520 1310 1310 1310 1870 1870 1870 1780 1780 1780

704 700 650 808 373 295 110 0 0 0 0 24

7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2


5068,8 5040,0 4680,0 5817,6 2685,6 2124,0 792,0 0 0 0 0 172,8 26380,8

Энергия, генерируемая в сеть энергосистемы

Энергия (потребляемая) Фактическое значен. , квар.ч

Экономическое значение, квар.ч

Оплачиваемое значение, квар.ч



506942 643705 614993 538751 434823 528656 629641 586815 580312 509185 589377 580830

670510 670510 670510 607500 607500 607500 741440 741440 741440 704440 704440 704440

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0,0272 0,0272 0,0272 0,0272 0,0272 0,0376 0,0376 0,0376 0,0376 0,0376 0,0376 0,0376

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Фактическое значение, квар.ч



0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,078 0,078 0,078 0,078 0,078 0,078 0,078

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Оплата за реактивную мощность и энергию, руб.

5068,8 5040,0 4680,0 5817,6 2685,6 2124,0 792,0 0 0 0 0 172,8 26380,8

Т=

130000 З = = 0,42 года. П 310543,4

Однако потребитель может снизить оплату за генерацию реактивной энергии в сеть, не устанавливая приборы учета генерации реактивной энергии, за счет снижения установленной мощности компенсирующих устройств до значения [43,49]:

Qко =

0,6W 0,6Tмакс Pмакс , = T расч T расч

(2.4)

где W – потребляемая активная энергии за время расчетного периода; Pмакс – заявленный максимум активной мощности; Tмакс – число часов использования максимума активной мощности. Если потребитель располагает мощностью компенсирующих устройств ниже значения, определенного по (2.4), то оплата за генерацию реактивной энергии по (2.3) становится равной нулевому значению. Снижение мощности компенсирующих устройств ниже нормативного значения Qкн недопустимо. При нормативной оснащенности следующим образом:

[11]

Qкн можно выразить

0,6W Pмакс , Tрасч k з

(2.5)

0,6 квар/кВт

Qкн = 0,6 Pмакс =

где k з – коэффициент заполнения суточного графика нагрузки. Применение расчетного способа определения генерируемой реактивной энергии может привести к сознательному недоиспользованию мощности компенсирующих устройств, к недостаточной степени компенсации реактивной мощности в часы максимума нагрузки энергосистемы и повышению потерь электроэнергии, которые в эти часы составляют основную долю. Правила должны стимулировать приобретение и установку компенсирующих устройств, мощностью не менее нормативного значения. Это возможно, если плата за потребление

реактивной

энергии

ОП

при

снижении

мощности

компенсирующих устройств до Qк 0 будет превышать оплату генерируемой реактивной

энергии

ОГ по

компенсирующими устройствами

(2.3)

при

нормативной

оснащенности

Qкн :

37

ОП > ОГ .

(2.6)

Оплата генерируемой энергии по (2.3) при нормативной оснащенности компенсирующими устройствами будет равна:

(1 − k з ) 2 ОГ = W СГ , kз

(2.7)

где C Г – тариф за генерацию реактивной энергии. Оплата за потребление реактивной энергии компенсирующих устройств Qк 0 может быть выражена как

при

О П = λWCП ,

мощности

(2.8)

где λ – отношение оплачиваемой величины реактивной энергии к потребленной активной энергии W ; C П – тариф за потребленную реактивную энергию. Учитывая (2.6), получим

СП (1 − k з ) 2 > 0,6 λ . СГ kз

(2.9)

При экономически обоснованных тарифах на потребляемую и генерируемую реактивную энергию 8% и 12% от тарифа на активную энергию выражение (2.9) принимает вид

(1 − k з ) 2 λ > 0,9 . kз Выясним, каково же может быть значение

Qк 0 . компенсирующих устройств потребляемой реактивной энергии

λ=

(2.10)

λ при

мощности

Для потребителей, имеющих учет

(tgϕ нW − 0,6W − Wэ ) W

,

(2.11)

38

где tgϕ н – натуральный коэффициент реактивной мощности tgϕ н = 0,8, Wэ – экономическое значение потребляемой реактивной энергии. Экономические значения определяются на основе [62] индивидуально для каждого потребителя. Основой для расчетов является экономическое значение

tgϕ э . При использовании нормативного метода расчета это значение

определяется следующим образом:

tgϕ э =

tgϕ б

k (0,4d max + 0,6) ,

(2.12)

где tgϕ б – базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый равным 0,4, 0,5 , 0,6 для сетей 6-10 кВ, присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжением соответственно 35, 110, 220 кВ и выше; d max – отношение потребления активной энергии в квартале максимальной нагрузки системы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки (не может превышать значения 1); k – коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в различных энергосистемах, изменяется в пределах 0,6 – 1,8. Анализ выражения ( 2.12 ) позволяет сделать вывод, что нижний предел

изменения tgϕ э соответствует значению около 0,2. Верхний предел в соответствии с [62] равен 0,7. При этом нижнее значение характерно для энергосистем с высоким значением коэффициента, учитывающего отличие стоимостей электроэнергии в различных энергосистемах. Экономическое значение определяется как

Wэ для квартала с максимальной нагрузкой

Wэ = k λ ⋅ tgϕ эW , где

(2.13)

kλ – коэффициент, принимающий значение от 0 до 1,0 : kλ = (1,25 + k з )

tgϕ э tgϕ н .

Анализ выражения (2.14) c учетом возможного изменения k з

(2.14) от 0,25 до 1,0

показывает, что для части потребителей kλ  = 0,4 - 1, для другой части kλ

39

=1,0. К первой части относятся потребители с tgϕ э = 0,2 – 0,56, ко второй – с tgϕ э = 0,56 – 0,7. Возвращаясь к значений λ :

(2.11),

получаем возможную область допустимых

λ = (0 - 0,1), λ =0 ,

при tgϕ э = 0,2 - 0,56,

(2.15)

при tgϕ э = 0,56 - 0,7.

(2.16)

Условие (2.10) при значении λ в соответствии с (2.16) не может выполняться. При значении λ в соответствии с (2.15) условие выполняется только при

kз >

0,72,

что соответствует

потребителям с трехсменной работой и

непрерывным производством. Низкие значения tgϕ э в этом случае характерные лишь для части регионов РФ, говорят о том, что доля таких потребителей в составе потребителей РФ не является значительной. Практически всем потребителям с одно-, двух- и даже трехсменной работой оказывается экономически выгодным снижать установленную мощность компенсирующих устройств до значения в соответствии с (2.4). Это побуждает потребителей выводить из строя и не использовать имеющиеся компенсирующие устройства. Выше отмечалось, что такое не может иметь места. Исправить положение невозможно без увеличения числового значения λ . В соответствии с Правилами в большинстве случаев λ принимает нулевое значение. Это означает нулевое значение оплачиваемой величины потребляемой реактивной энергии при любых тарифах. Расчеты показывают, что условие (2.10 ) выполняется, если λ принимает значения не менее 2,02, 0,45, 0,075 при k з = 0,25, 0,5, 0,75 соответственно. То есть для того, чтобы всем потребителям, в том числе с односменной работой, было невыгодно снижать установленную мощность компенсирующих ниже нормативного значения, необходимо увеличить оплачиваемое значение реактивной энергии до уровня, более чем в два раза превышающего потребление активной энергии. Это противоречит здравому смыслу. Для промышленных и приравненных к ним потребителей значение потребляемой реактивной энергии не может превышать значения потребляемой активной энергии. Их соотношение определяется значением натурального

tgϕ н и находится на уровне 0,8. Именно таким соотношением определяется

потребление реактивной энергии при отсутствии у потребителей приборов учета этой энергии (2.1),(2.2). Значение λ не может быть более 0,8. Такое значение может иметь место, если в Правилах будет предусмотрено при

40

отсутствии учета генерации реактивной энергии определение реактивной энергии расчетным способом по (2.2) независимо от наличия учета потребления реактивной энергии. При этом оплачиваемое значение не должно определяться превышением определенной по (2.2) реактивной энергии над экономическим значением. При отсутствии учета как потребляемой, так и генерируемой реактивной энергии оплата должна распространяться на весь объем потребленной реактивной энергии. В таком случае условие (2.10) будет выполняться при k з > 0,4. При действующих тарифах выполнение условия (2.9) и (2.10) невозможно

при k з = 0,25 -

0,4. Возникает необходимость

увеличить соотношение тарифов C П и C Г до значения 1,7. При сохранении действующего тарифа за генерацию реактивной энергии 12% от тарифа на активную энергию, тариф за потребление должен быть не менее 20% от тарифа на активную энергию. Повышение тарифа за потребление реактивной энергии является радикальной мерой, и может быть воспринято как давление естественной монополии на потребителя. Такое решение может не найти поддержки у государственных органов, занимающихся регулированием деятельности естественных монополий и защитой прав потребителя. Целесообразно провести поиск альтернативных решений, исключающих желание потребителя снижать установленную мощность компенсирующих устройств. Вывод о необходимости повышения тарифа за потребление реактивной энергии основан на предположении о недопустимости снижения мощности компенсирующих устройств ниже некоторого предела, равного нормативному значению (2.5). Таким пределом может быть также некоторое «экономическое значение» Q кэ мощности компенсирующих устройств. Это значение должно быть достаточным для компенсации реактивной мощности и энергии до экономических значений потребления реактивной мощности Q э и энергии

Wэ [44].

Qкэ = 0,8 Pмакс − Qэ или

Qкэ =

0,8W − Wqэ T расч

(2.17)

.

(2.18)

Правила будут стимулировать приобретение и установку компенсирующих устройств до «экономического» значения, если оплата OП за потребление реактивной энергии в соответствии с показаниями приборов при снижении

41

мощности компенсирующих устройств до Qк 0 (2.4) будет превышать оплату генерируемой реактивной энергии

OГ

по (2.7),

при оснащенности

Qкэ . При этом оплата по (2.2) должна превышать некоторое значение OC , обеспечивающее экономическую

компенсирующими устройствами

заинтересованность потребителя в установке приборов учета генерации реактивной энергии:

О П > О Г > ОС .

(2.19)

Значение OC может быть принято одинаковым с аналогичным значением, стимулирующим установку компенсирующих устройств и приборов учета потребляемой реактивной энергии:

Q C = (0,8W − Wqэ ) ⋅ С П , где С

П

(2.20)

– тариф за потребленную реактивную энергию.

Оплата генерируемой энергии по (2.3) при «экономической» оснащенности компенсирующими устройствами будет равна

OГ = (0,8W − Wqэ − 0,6W ) ⋅ (1 − k З ) ⋅ С Г ,

(2.21)

где С Г – тариф за генерацию реактивной энергии. Плата за потребление реактивной энергии при мощности компенсирующих устройств Qко может быть выражена как

O

П

= (0,8W − Wqэ − 0,6W ) ⋅ С . П

(2.22)

Условие (2.19) с учетом (2.20), (2.21), (2.22) примет следующий вид:

или

CП C > (1 − k З ) > α П СГ СГ С C 1 − П < kЗ < 1 − α П , СГ СГ

(2.23) (2.24)

где

42

α=

0,8W − Wqэ 0,2W − Wqэ

.

Очевидно, что α может принимать значения больше или равное 4, что имеет место при Wqэ = 0 . Анализ условия (2.24) показывает, что его выполнение возможно только при отрицательных значениях C П и k З . При СГ значениях k З = 0,25; 0,5; 0,75; 0,9, что характерно для потребителей электроэнергии, условие не выполняется при любом соотношении тарифов CП . Стало быть, расчетный метод определения WqГ по (2.3) не обеспечивает СГ той степени экономической заинтересованности потребителя в приобретении

Qк до уровня Qкэ и установке приборов учета генерируемой реактивной энергии, какую обеспечивает расчетный метод определения потребляемой реактивной энергии по (2.2) для стимулирования установки приборов учета

W qП . Исправить положение можно, если в расчетной формуле для определения генерируемой реактивной энергии использовать не величину Qк , а величину Qкэ (см. (2-17), (2.18)). В таком случае формула для расчета генерируемой реактивной энергии может принять вид:

или

WqГ = (0,8 Pмакс − Qэ ) ⋅ T расч (1 − k З )

(2.25)

WqГ = (0,8W − Wqэ ) ⋅ (1 − k З ) .

(2.26)

Эти формулы в отличие от (2.3) не предполагают никаких других путей снижения оплаты за генерацию энергии, кроме установки приборов учета и регулирования режимов с целью повышения k З . Кроме того, использование (2.25), (2.26) упрощает технологию расчетов энергоснабжающими организациями генерируемой реактивной энергии. В данном случае не требуется сбор и согласование с потребителями данных по Qк . Степень экономической заинтересованности потребителя в установке приборов учета при использовании (2.25), (2.26) можно оценить соотношением оплаты WqГ и OC , рассчитанной в соответствии с (2.20). При тарифах на потребляемую и генерируемую энергию 8% и 12% это соотношение равно 1,125; 0,75; 0,375 и 0,15 для потребителей с k З , равным 0,25, 0,5, 0,75, 0,9

43

соответственно. Это значит, что экономическая заинтересованность в установке приборов учета генерации для потребителей с односменной работой выше, чем экономическая заинтересованность в установке приборов учета потребления при их отсутствии в 1,125 раза. Для потребителей с двухсменной и трехсменной работой она снижается. Разная степень экономической заинтересованности связана с наличием в (2.25), (2.26) множителя (1 − k З ) , учитывающего, что в сеть отдается не вся энергия, генерируемая Qкэ , а только ее часть в часы провалов нагрузки. Для потребителей, работающих в одну смену, эта часть больше, чем для потребителей с двухсменной, трехсменной работой и непрерывным технологическим процессом. Расчетный метод определения WqГ по (2.25), (2.26) стимулирует потребителя устанавливать приборы учета. Однако для того чтобы избежать платы за генерируемую реактивную энергию, потребителю достаточно ограничиться установкой простых счетчиков. Для решения проблем регулирования режимов электропотребления потребителям недостаточно информации, получаемой с таких счетчиков. Для этого необходимы автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), которые контролируют потребление не только энергии, но и мощности (как активной, так и реактивной) в разрезе суточного интервала времени. Установка АСКУЭ – это первый шаг на пути решения проблемы энергосбережения в электрохозяйстве потребителя. Отсутствие сильных экономических рычагов воздействия на потребителя в этом направлении затягивает решение проблемы энергосбережения потребителями электрической энергии. Обеспечить экономическое стимулирование установки АСКУЭ можно, если в Правилах будет предусмотрена оплата генерируемой мощности в часы малых нагрузок наряду или вместо энергии. Генерируемую мощность невозможно измерить простыми счетчиками электрической энергии. Расчетная формула мощности Q Г может иметь следующий вид:

Q Г = Qкэ (1 − k З ) .

(2.27)

2.3. Соответствие формы оплаты за потребление и генерацию реактивной энергии действующему законодательству Вопросы правомерности применения скидок и надбавок к тарифам поднимались в литературе [14] в рамках дискуссии. Однако эти вопросы излагались не достаточно популярно для понимания, а следовательно, не убедительно для лиц, принимающих решения. Экономисты и юристы, как

44

правило, не владеют технической стороной вопроса. Их не интересует природа возникновения реактивной мощности, непонятен термин КРМ и т. п. Авторы пытаются изложить проблему на более популярном уровне. Для этого они рассматривают реактивную энергию как товар, который производится, передается и потребляется. Хотя с технической точки зрения эти понятия являются условными. Известно, что электрическая энергия, поставляемая электроприемникам (ЭП), для преобразования в другие виды энергии состоит из двух составляющих – активной и реактивной. Активная электроэнергия производится генераторами электрических станций и передается по ЛЭП электроприемникам для удовлетворения их спроса. Реактивная электроэнергия, необходимая для работы большинства ЭП, в отличие от активной может производиться в непосредственной близости от них посредством источников реактивной мощности (ИРМ), например конденсаторных установок. При производстве реактивной энергии посредством ИРМ не требуется ее передача от генераторов электрических станций до ЭП, не требуется топливно-энергетических ресурсов. Передача же реактивной энергии по электрическим сетям при отсутствии ее производства ИРМ связана с расходом ТЭР и транспортными расходами. Эти расходы обусловлены выработкой и передачей части активной энергии, потерянной в электрических сетях. Затраты на производство реактивной энергии в основном обусловлены стоимостью ИРМ. Их сопоставление с затратами на передачу реактивной энергии определяет экономически обоснованный тариф на потребляемую в часы больших нагрузок энергосистемы сверх экономических значений реактивную энергию в размере 8% от тарифа на активную энергию. Потребление реактивной энергии до экономических значений осуществляется из сети энергоснабжающей организации по нулевому тарифу. Производство реактивной энергии ИРМ экономически выгодно только при потребности превышающей экономические значения, устанавливаемые индивидуально каждому потребителю. В противном случае затраты на производство реактивной энергии ИРМ становятся соизмеримыми и превышают затраты на передачу ее по сетям энергоснабжающей организации. Специфика процесса производства, передачи и потребления электрической энергии требует производства реактивной энергии в строгом соответствии с потребностью в реальном режиме времени. Перепроизводство реактивной энергии может иметь место в часы провалов нагрузки потребителя при отсутствии регулирования мощности ИРМ. Если эти часы совпадают с часами малых нагрузок энергосистемы, то возможно повышение напряжения в электрической сети сверх допустимых значений, а также возникновение дополнительных потерь активной электроэнергии.

45

Это требует установки в электрических сетях энергоснабжающих организаций специальных устройств поглощения перепроизведенной реактивной электрической энергии, например, управляемых реакторов. Перепроизводство реактивной энергии связано с затратами на ее поглощение и компенсацию потерь активной энергии. Экономически обоснованный тариф на перепроизведенную потребителем реактивную энергию, отдаваемую в сеть энергоснабжающей организации, определен в размере 12% от тарифа на активную энергию. Перепроизводство некоторыми потребителями реактивной энергии может быть скомпенсировано не только за счет устройств ее поглощения, но и за счет потребления ее другими потребителями. В этом случае уменьшение затрат энергосистемы на поглощение реактивной энергии компенсируется в виде оплаты потребителям потребляемой ими реактивной энергии в часы малых нагрузок энергосистемы по тарифу в размере 2% от тарифа на активную энергию. Разработанный и совершенствовавшийся с 1991 года рыночный механизм управления производством реактивной энергии в виде «Правил применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии» достаточно четко определяет соблюдение суточного режима регулирования мощности ИРМ и снижение затрат на передачу реактивной энергии по сетям энергоснабжающих организаций, а также ее поглощение в случаях перепроизводства. Однако эффективность его проявляется лишь при наличии у потребителей автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), обеспечивающих регистрацию потребляемой реактивной энергии (мощности) в часы больших нагрузок энергосистемы, потребляемой и генерируемой реактивной энергии в часы малых нагрузок. Нет сомнения, что при административном контроле за исполнением Правил, эти потребители будут регулировать мощность КУ по собственной инициативе для снижения оплаты за реактивную энергию до нулевого значения. Регулирование мощности КУ не вызывает трудностей и может быть обеспечено ручным переключением дежурным персоналом по разработанному графику. Большинство же потребителей АСКУЭ не имеют. Правила [62] предусматривают для таких потребителей расчетные методы определения потребляемой и генерируемой реактивной энергии (мощности). С учетом расчетных методов оплачиваемая потребителями первой тарифной группы потребляемая реактивная мощность Q0 , энергия Wqо, дв и генерируемая в сеть энергия Wqг , дв в пределах региональной энергосистемы определяются следующим образом:

46

n

m

i =1

i =1

Q0 = ∑ (Qф, дв ,i − Qэ, дв ,i ) + ∑ ( K q ⋅ Pмакс , дв ,i − Qэ, дв ,i ), n

m

i =1

i =1

Wqо, дв = ∑ (Wqф, дв ,i − Wэ, дв ,i ) + ∑ ( K q,i ⋅ Wдв ,i − Wqэ, дв ,i ),

Wqг ,дв

(2.28)

(2.29)

L L   = Т расч ⋅ ∑ [Qk ,дв ,i ⋅ (1 − k з ,дв ,i )]− 0,6 ⋅ ∑ [Wдв ,i ⋅ (1 − k з ,дв ,i )] ⋅ (1 − d м,дв ), (2.30) i =1 i =1  

где n – число потребителей первой тарифной группы, имеющих учет реактивной мощности и энергии; m – число потребителей, не имеющих учета реактивной мощности и энергии; L – число потребителей первой тарифной группы, рассчитывающихся с энергоснабжающей организацией за реактивную мощность и энергию (L = n+m) ; Qф, дв , i , Wqф, дв , i – фактическое значение потребляемой реактивной мощности и энергии i-м потребителем первой тарифной группы; Qэ, дв , i , Wqэ, дв , i – экономические значения потребляемой реактивной мощности и энергии для i-го потребителя первой тарифной группы; Pмакс, дв ,i – заявленная мощность i-го потребителя

Wдв ,i – потребляемая активная энергия i-го потребителя первой тарифной группы; K q – коэффициент, равный 0,8; 0,6; первой тарифной группы;

0,5; 1,0 для промышленных и приравненных к ним потребителей, перепродавцов, для тяговых подстанций железнодорожного транспорта на постоянном и переменном токе соответственно; Qк , дв ,i – установленная мощность КУ i-го потребителя первой тарифной группы; Т расч – время расчетного периода;

k з , дв ,i

– коэффициент заполнения суточного графика

нагрузки i-го потребителя; d м ,дв – доля потребителей первой тарифной группы, имеющих учет реактивной энергии, генерируемой в сеть энергосистемы. Оплачиваемая остальными потребителями, на которых распространяются Правила, реактивная энергия Wqо, одн и Wqг , одн равна: j

k

i =1

i =1

Wqо,одн = ∑ (Wqф,одн,i − Wqэ,одн,i ) + ∑ ( K q,i ⋅ Wодн,i − Wqэ,одн,i ), (2.31)

47

Wqг ,одн

z z   = Т расч ⋅ ∑ [Qk ,одн,i ⋅ (1 − k з,одн,i )] − 0,6 ⋅ ∑ [Wодн,i ⋅ (1 − k з ,одн,i )] ⋅ (1 − d м,одн ) ,(2.32) i =1 i =1  

где j – число потребителей, имеющих учет реактивной мощности и энергии; k – число потребителей, не имеющих учета реактивной мощности и энергии; z – число потребителей, рассчитывающихся с энергоснабжающей организацией за реактивную энергию (z = j+k); Qф, одн, i ,

Wqф,одн,i – фактическое

значение потребляемой реактивной мощности и

i-м потребителем; Qэ, одн, i , Wqэ, одн,i – экономические значения потребляемой реактивной мощности и энергии для i-го потребителя; Pмакс,одн,i – заявленная мощность i-го потребителя; Wодн,i – потребляемая энергии

активная энергия i-го потребителя; i-го потребителя;

k з ,одн,i

Qк ,одн,i – установленная мощность КУ

– коэффициент

заполнения суточного

графика

нагрузки i-го потребителя; d м,одн – доля потребителей, имеющих учет реактивной энергии, генерируемой в сеть энергосистемы. Оплата потребителями реактивной мощности и энергии (2.28) - (2.32), является компенсацией энергосистеме расходов за передачу реактивной энергии и за поглощение в случаях ее перепроизводства. Стало быть, эти расходы не должны включаться в расчет тарифов на электроэнергию для потребителей. К сожалению, Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке, утвержденные ФЭК РФ 16.04.97, не удовлетворяют этому условию. Средний тариф Tср определяется соотношением потребности в финансовых средствах Д на деятельность по производству, передаче и распределению электроэнергии и полезного отпуска активной электроэнергии потребителям Эпо

Tср =

Д . Эпо

(2.33)

Потребность в финансовых средствах включает в себя затраты на транспорт и поглощение реактивной энергии. Эти затраты включены в тариф на активную энергию. Стало быть, потребители, на которых распространяются Правила, оплачивают услуги энергоснабжающей организации по передаче и поглощению реактивной энергии дважды. Первый раз – при оплате потребленной активной энергии, второй раз – в виде надбавок, предусмотренных Правилами. Это не является правомерным.

48

Одну и ту же услугу нельзя оплачивать дважды. Вариантов решения проблемы три. Первый вариант. Не восстанавливать отмененные Правила. Это значит, отказаться от созданного, усовершенствованного и прошедшего апробацию на протяжении 10 лет рыночного механизма управления производством реактивной энергии. Отказаться от решения проблемы снижения затрат на транспорт и поглощение реактивной энергии, что может привести к повышению тарифов на активную энергию для потребителей. Второй вариант. Восстановить Правила, но при расчете тарифов из потребности энергоснабжающей организации в финансовых средствах Д исключить платежи, связанные с оплатой реактивной энергии потребителями в соответствии с Правилами. В таком случае выражение для расчета среднего тарифа примет следующий вид [44]:

Т ср =

Д Эпо + 0,08 ⋅ (Wqо, дв + Wqo,одн ) + 0,12 ⋅ (Wqг , дв + Wqг ,одн )

. (2.34)

Аналогичные изменения могут быть внесены и в выражения для расчета двухставочного и дифференцированного тарифа. При расчете первой составляющей двухставочного тарифа Т м за потребляемую активную мощность необходимо уменьшить величину условно постоянных затрат Sпост и прибыли энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией тех видов оборудования, которые обеспечивают нормальное функционирование энергоснабжающей организации в целом, на стоимость оплачиваемой потребителями реактивной мощности (2.28) . Тогда

Тм =

S пост q

∑ ( Pмакс,i ) + 0,08 ⋅ Qo

,

(2.35)

i =1

где Pмакс ,i – заявленная (расчетная) мощность i-го потребителя; q - число всех потребителей в пределах региональной энергосистемы. При расчете второй ставки двухставочного тарифа Tэ, дв следует уменьшить величину условно переменных затрат S пер энергоснабжающей организации по производству (приобретению), передаче и распределению требуемого объема электроэнергии до потребителя на величину оплаты

49

потребителями первой тарифной группы генерируемой (2.30) реактивной энергии.

Tэ,дв =

потребляемой (2.29)

S пер − 0,12 ⋅ Т ср ⋅Wqг ,дв Эпо + 0,08 ⋅Wqo,дв

.

и

(2.36)

При расчете одноставочного тарифа за потребляемую активную энергию необходимо уменьшить оплату Одв потребителями второй тарифной группы мощности и энергии по двухставочному тарифу на величину стоимости реактивной энергии по (2.31) , (2.32)

Одв − 0,12 ⋅ Т ср ⋅ Wqг ,одн Эпо ,одн + 0,08 ⋅ Wqo ,одн

(2.37)

Одв . Эпо,одн + 0,08 ⋅Wqo,одн + 0,12 ⋅Wqг ,одн

(2.38)

Tэ,одн = или

Tэ,одн =

Третий вариант. Сохранить рыночный механизм управления производством реактивной энергии, несколько изменив Правила. Для этого необходимо предусмотреть в них только скидки, взамен надбавок к тарифам за потребление реактивной энергии (мощности) и генерацию реактивной энергии в сеть энергоснабжающей организации. Это позволит всем потребителям, не участвующим в процессе производства реактивной энергии, оплачивать услуги по ее доставке в виде составляющей тарифа на активную электроэнергию. В то же время потребители, участвующие в процессе производства реактивной энергии и не нуждающиеся в услугах по ее доставке и поглощению, смогут избежать оплаты этих услуг за счет скидок к тарифам на активную энергию. Размеры скидок или степень снижения тарифов на активную электроэнергию должны соответствовать объему производства реактивной энергии в строгом соответствии с потребностью в реальном режиме времени и определяться стоимостью потребленной сверх экономических значений энергии (мощности) и энергии, генерируемой в сеть энергосистемы. Учитывая расчетные методы определения параметров потребления реактивной энергии (мощности) и ее генерации в соответствии с Правилами, а также фактические их значения, скидки, обусловленные отсутствием потребности потребителя первой тарифной группы в передаче реактивной энергии (мощности) сверх экономических значений, могут определяться

50

стоимостью реактивной мощности Qo , энергии Wq ,п ,o , рассчитываемой по следующим выражениям [45,50]:

Qф − Qэ    , Qo = (tgϕ н ⋅ Pмакс − Qэ ) ⋅ 1 − ϕ ⋅ − tg P Q н макс э 

(2.39)

Wq , п ,ф − Wq , э    , Wq , п ,o = (tgϕ н ⋅ W − Wq , э ) ⋅ 1 −   tgϕ н ⋅ W − Wq , э 

(2.40)

Pмакс – заявленная активная мощность потребителя; W – потребляемая активная энергия потребителя; tgϕ н – натуральный коэффициент мощности потребителя; Qф , Wq ,п ,ф – фактические значения потребляемой реактивной где

мощности

и энергии, определяемые по приборам учета или расчетным

Wq ,э – экономические значения способом при их отсутствии; Qэ , потребляемой реактивной мощности и энергии, устанавливаемые индивидуально для каждого потребителя. Выражения (2.39), (2.40) представляют собой реактивную мощность и энергию, вырабатываемую ИРМ для удовлетворения спроса потребителя сверх экономических значений. Производство энергии ИРМ исключает необходимость ее передачи через сети энергоснабжающей организации. Затраты на это в виде стоимости Qo и Wq ,п ,o не должны включаться в тариф на активную энергию. Скидка, обусловленная отсутствием необходимости поглощения реактивной энергии в результате ее перепроизводства ИРМ, может определяться как стоимость энергии Wq ,г ,о : Wq,г ,ф    , (2.41) Wq,г ,о = (Qk ⋅ Т расч − 0,6 ⋅W ) ⋅ (1 − k з ) ⋅ 1 −  ⋅ − ⋅ ⋅ − Q Т W k ( 0 , 6 ) ( 1 ) k расч з   где Qk

– установленная мощность ИРМ потребителя; Т расч – время

расчетного периода;

kз

– коэффициент

заполнения суточного

графика

нагрузки потребителя; Wq ,г ,ф – фактическое значение генерируемой в сеть энергоснабжающей организации реактивной энергии, определяемое по приборам учета или расчетным способом при их отсутствии.

51

Выражение (2.41) определяет реактивную энергию, которая может генерироваться в сеть энергоснабжающей организации при ее перепроизводстве в результате отсутствия управления мощностью ИРМ. При должном управлении производством реактивной энергии перепроизводство не должно имеет места. Организация управления не представляет трудностей и может осуществляться посредством ручного переключения мощности ИРМ дежурным персоналом по установленному графику. При этом у энергоснабжающей организации отпадает необходимость поглощения энергии Wq ,г ,о . Затраты на это отсутствуют. Для потребителей, четко организовавших управление производством реактивной энергии, затраты в виде стоимости Wq ,г ,о должны быть исключены из тарифа на активную энергию. Как видно из (2.41), скидка зависит от значения Qk и может искусственно повышаться потребителем за счет наращивания установленной мощности ИРМ сверх проектных значений. По этой причине целесообразно ограничить Qk для вычисления Wq ,г ,о , например, до значения натуральной потребляемой реактивной мощности в часы максимума нагрузки энергосистемы:

Qk ≤ tgϕ н ⋅ Pмакс .

(2.42)

В результате анализа механизма тарифного регулирования режима реактивной мощности можно сделать следующие выводы: 1. Отмененный механизм скидок и надбавок к тарифам представлял собой эффективный механизм рыночного управления КРМ, но не соответствовал действующему законодательству. 2. Главной причиной несоответствия является двухкратная оплата потребителем потерь электроэнергии, обусловленных передачей реактивной мощности. Первый раз – в тарифе, второй – в виде надбавки. 3. Привести механизм скидок и надбавок в соответствие законодательству возможно: • при сохранении «Методики расчета тарифов на электрическую энергию на потребительском рынке», изменив Правила, заключающиеся в замене надбавок на скидки, размер которых определяется стоимостью реактивной энергии (мощности) по выражениям (2.39), (2.40),(2.41); • при сохранении Правил, изменив «Методику расчета тарифов на потребительском рынке» в соответствии с (2.34). 4. Сохранение Правил потребует их совершенствования в связи с обнаруженными недостатками.

52

5. При расчетном способе определения генерируемой реактивной энергии в большинстве случаев оплата за генерацию реактивной энергии значительно превышает оплату за потребление, что побуждает потребителей снижать установленную мощность компенсирующих устройств, а не устанавливать системы учета электроэнергии. Это противоречит принципам политики энергосбережения и не может быть допущено. 6. Избежать снижения установленной мощности компенсирующих устройств в сетях энергосистемы возможно при внесении в Правила дополнений. Дополнения должны касаться только потребителей, имеющих неполные системы учета, которые предполагают отсутствие учета генерации или потребления реактивной энергии либо отсутствие учета как генерации реактивной энергии, так и ее потребления. Для таких потребителей можно: • определять потребленную реактивную энергию только расчетным путем, не зависимо от наличия приборов ее учета; • размер оплачиваемой части реактивной мощности и энергии распространить на весь объем ее потребления, а не на превышение над экономическим значением; • увеличить размер надбавки к тарифу за потребление реактивной мощности и энергии с 8% до 20% от тарифа на активную мощность и энергию. Однако повышение тарифов являются радикальной мерой и может идти в разрез с общественным мнением. 7. Избежать снижения установленной мощности компенсирующих устройств и обеспечить экономическую заинтересованность потребителя в установке приборов учета возможно другим путем без повышения тарифов, если WqГ определять по новым расчетным формулам (2.25), (2.26). 8. Необходимость оплаты потребителем генерируемой в сеть энергии стимулирует потребителя устанавливать простые приборы – счетчики электрической энергии. Этого не достаточно для получения информации, необходимой для решения проблемы энергосбережения в электрохозяйстве потребителя. Чтобы стимулировать потребителя сделать первый шаг в направлении активизации деятельности по энергосбережению, т.е. устанавливать АСКУЭ, необходимо в качестве оплачиваемой величины использовать мощность, генерируемую в часы малых нагрузок. Подводя итоги анализа механизма тарифного управления режимом реактивной мощности, можно сказать, что существующий механизм применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии применялся обособленно от методики расчета тарифов и предполагал получение дополнительных доходов уже учтенных в тарифе. Это не правомерно. По этой причине скидки и надбавки к тарифам были отменены. Главным фактором, обеспечивающим правомерность применения скидок и надбавок, является новый комплексный подход к расчету их размеров и

53

расчету тарифов на потребительском рынке. Такой подход обеспечивает прозрачность доходов энергоснабжающих организаций и экономическую обоснованность тарифов в соответствии с Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов…». Такой подход не позволяет энергоснабжающей организации иметь неконтролируемые доходы. Механизмы скидок и надбавок, аналогичные механизму управления РРМ, с учетом нового подхода к расчету тарифов могут и должны быть созданы для управления другими режимами электропотребления. Это режим ПКЭ, загрузки оборудования с целью снижения потерь холостого хода и т.п. Однако сам факт правомерности применения скидок и надбавок к тарифам еще не дает оснований предполагать повышение эффективности режимов электропотребления. Необходима еще их детальная проработка с учетом недостатков существующего механизма применения скидок и надбавок к тарифам за потребление и генерацию реактивной энергии, а также с учетом связей со всей структурой управления режимами электропотребления. Новая структура управления, предполагающая управление режимами электропотребления по законам рынка, сводящая прямое участие государства в этом процессе к минимуму, рассмотрена ниже.

54

3. НОВЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ 3.1. Структура управления режимами электропотребления Решение проблемы соответствия механизма скидок и надбавок к тарифам действующему законодательству позволяет перейти к рассмотрению вопросов совершенствования структуры управления, определения требований к ее элементам, обеспечивающих ее функционирование по рыночным законам при минимальном участии государства [46,47,48]. Предложенная схема структуры управления изображена на рис.3.1. Эффективным экономическим средством воздействия (блок 1) на руководителей со стороны государства ( блок 2) являются тарифы (блок 3), индивидуально устанавливаемые каждому потребителю в зависимости от степени участия в регулировании режимов потребления, в сочетании с административными методами управления (блок 12). Индивидуально устанавливаемые тарифы должны обеспечивать разницу в оплате dО за электроэнергию между фактической оплатой Офакт с учетом скидок и надбавок и оплатой по базовому тарифу Обаз , устанавливаемому для всех потребителей потребительского рынка. Значение dО должно зависеть от степени участия потребителя в регулировании режимов и может изменяться от некоторого максимального значения dОмакс до нуля. Высокое значение dОмакс для потребителей, не участвующих в регулировании режимов, определяет потребность в таком регулировании режимов (блок 4). Удовлетворение потребности требует соответствующего образовательного уровня руководителей и специалистов энергетических служб потребителей (блок 5), достаточного для проявления инициативы (блок 6), квалифицированного обоснования и принятия решения (блок 7) о регулировании (блок 8). Необходимость принятия такого решения основывается на размере dОмакс, который должен превышать приведенные затраты на повышение образовательного уровня Зобр руководителей и специалистов энергетических служб потребителей, на приобретение и установку технических средств регулирования Зтех и интеллектуальной продукции Зинтел (блок 9). Эффективное регулирование режимов электропотребления потребует развития рынка товаров и услуг для удовлетворения спроса потребителей электроэнергии. Это прежде всего технические средства контроля и учета параметров электрической энергии, средства регулирования режимов (блок 10). Особую роль на этом рынке должна играть интеллектуальная продукция

55


Экономические методы 1 управления

2

Административные методы управления 12

Индивидуально устанавливаемые тарифы

dO = Oфакт − Oбаз Потребность в регулировании режимов

3 Рынок образовательных услуг 13

4

Образовательный уровень 5 персонала

Рынок технических средств регулирования режимов 10

Инициатива персонала 6

Принятие решения

7

Регулирование режимов

8

Рынок интеллектуальной продукции 11

dOмакс > Зобр + Зтех + Зиттел 9

Снижение себестоимости производства и передачи электроэнергии 14

Рис. 3.1. Структура управления потреблением электроэнергии.

(блок 11). Эта продукция должна обеспечить грамотность и правильность принятия технических и организационных решений. Этой продукции в необходимом количестве и соответствующего качества на рынке пока нет. Ее подготовка требует значительного времени. По этой причине государство с помощью административных рычагов управления (блок 12) должно уже сейчас обеспечить подготовку такой продукции, чтобы впоследствии избежать неквалифицированных решений и неоправданных затрат потребителей электроэнергии. В первую очередь необходимо развивать рынок образовательных услуг (блок 13) в сфере энергетического менеджмента [35,40] с обязательным привлечением руководителей и специалистов энергетических служб потребителей путем обучения на курсах повышения квалификации. Все названные мероприятия могут обеспечить снижение себестоимости производства и передачи электроэнергии (блок 14). Предложенная структура позволяет развивать процесс регулирования режимов электропотребления без непосредственного участия государственных структур на основе рыночного закона спроса и предложения [55]. Государство лишь обеспечивает его поддержку с помощью административных методов. Далее рассмотрены элементы предложенной структуры.

3.2. Организационная структура энергетического менеджмента Очевидно, что эффективное функционирование системы управления (1.5) и ее локальных подсистем (1.6–1.9) определяется, прежде всего, организационной структурой управления режимом электропотребления в электрохозяйстве потребителя электрической энергии. От организации управления режимом электропотребления зависит не только функционирование технических средств регулирования режимов, но и их состав, периодическое своевременное обновление и т. п. Уровень организации управления оказывает влияние как на экономичность работы электрохозяйства потребителя, так и на экономичность передачи и производства электроэнергии за пределами его территории. Такая структура управления должна эффективно функционировать у каждого потребителя электрической энергии. До настоящего времени функции управления режимом электропотребления выполнялись и выполняются, как правило, службами главного энергетика потребителей. Анализ системы управления режимами электропотребления в соответствии с методологией системного подхода с учетом свойств, характерных для больших систем, показал, что она в большинстве случаев сильно подчинена системе управления технологическим производством, целью которой является производство и сбыт выпускаемой продукции, получение прибыли, обеспечение ресурсами,

57

в том числе электроэнергией. Значимость целевых функций управления режимами электропотребления по сравнению с целевыми функциями управления технологическим процессом невелика. В соответствии с этим невелика и заинтересованность руководителей в регулировании режимов электропотребления. Исторически сложилось так, что российские потребители обращают большее внимание на удовлетворение потребности производства в энергии, а не на эффективность ее передачи и использования. Несмотря на переход к рыночной экономике, энергия до сих пор не признается руководством потребителей как ресурс, который требует такого же менеджмента, как и все другие. Но энергия может обеспечить снижение затрат путем улучшения эффективности ее передачи и использования. Сложившаяся структура управления определила главным звеном в вопросах регулирования режимов должностное лицо, ответственное за энергохозяйство, как правило, это – главный энергетик. Главный энергетик и специалисты подчиненного ему отдела не могут оказать прямого воздействия на подразделения и физических лиц, участвующих в технологическом процессе, от которых зависит режим электропотребления. Управление этими подразделениями осуществляется по вертикальным связям посредством главного инженера и директора. Многозвенная, иерархическая система управления регулированием режимов электропотребления снижает ее эффективность. Оперативное управление персоналом, участвующим в технологическом процессе, должно осуществляться ответственным за энергохозяйство непосредственно по горизонтальным связям без прямого участия первых руководителей. Целесообразно введение новой организационной структуры энергетического менеджмента [68], подобной структуре, широко используемой в передовых странах мира. Главным действующим лицом в структуре является энергоменеджер (см. рис. 3.2). Руководствуясь нормативно-правовой базой государства, а также внутренними служебными документами, он осуществляет воздействие на все структурные подразделения, участвующие в технологическом процессе производства. В этих документах необходимо отразить права и обязанности всех структурных подразделений и физических лиц, а также степень административной и финансовой ответственности за выполнение обязанностей и т. п. Административное и территориальное разделение энергосистемы страны на отдельные хозяйствующие субъекты привело к тому, что каждый из них приобрел самостоятельность и независимость. Деятельность каждого субъекта подчинена рыночным законам и имеет конечной целью получение прибыли. В условиях отсутствия конкуренции затраты на производство и передачу электроэнергии не являются для энергоснабжающих организаций тем вопросом, который определяет их жизнеспособность. Эти затраты включаются в тарифы для потребителей, значения которых для каждого отдельного

58


Нормативноправовые документы Главный технолог

Система управления технологическим процессом

Энергоменеджер

Главный энергетик

Служебные документы Система управления электрохозяйством

Директор

Рис. 3.2. Организационная структура энергетического менеджмента.

потребителя не зависят от степени его участия в регулировании режимов [13]. Повышение эффективности регулирования режимов на отдельном предприятии практически не снижает затрат энергоснабжающих организаций и тарифы для потребителей. Единичный эффект регулирования не дает положительного результата. Это говорит о незаинтересованности развития организационной структуры каждым потребителем в отдельности. Снижение тарифов может быть достигнуто только за счет группового эффекта регулирования у большого числа потребителей одновременно. Группового эффекта повышения эффективности регулирования режимов невозможно достичь без централизованного управления со стороны государства. При самостоятельности и независимости потребителей, как субъектов рынка электроэнергии, государство не может напрямую управлять режимами электропотребления каждого из них. Это возможно осуществить лишь косвенным путем, при котором государство создает условия для проявления инициативы потребителей в направлении повышения эффективности регулирования режимов электропотребления. Новая нормативно-правовая база направлена на создание таких условий. Рыночные отношения, определили новые дополнительные функции организационной структуры управления электрохозяйством потребителя, без выяснения которых невозможно определить пути ее совершенствования.

3.3. Новые функции энергетических служб промышленных предприятий, условия их выполнения На протяжении многих лет электроэнергетические службы промышленных предприятий традиционно занимались вопросами эксплуатации электроэнергетического оборудования, текущего и капитального ремонта, энергосбережения и др. Новые рыночные отношения в экономике страны потребовали расширения функций электроэнергетических служб промышленных предприятий. Появился новый нетрадиционный блок вопросов, которые должны решаться этими службами [34]. Вновь созданная Правительством нормативно-правовая база дает возможности промышленному потребителю самостоятельно решать вопрос о выборе продавца электрической энергии. Потребитель имеет право, минуя посредников (региональные энергоснабжающие организации), покупать электроэнергию непосредственно у производителя по ценам втрое ниже цен региональных энергоснабжающих организаций. При этом, конечно, потребитель должен оплатить региональной энергоснабжающей организации расходы за передачу электроэнергии.

60

Размер абонентской платы за эти услуги определяется в установленном законодательством порядке. Вопрос в том, у кого покупать электроэнергию, выгодно ли ее покупать непосредственно у производителя, какова процедура оформления договоров на покупку и передачу электроэнергии, как организовать коммерческий учет потребленной электроэнергии. Эти проблемы должны прорабатывать и решать специалисты энергетических служб промышленных предприятий по своей собственной инициативе или инициативе руководителей предприятий. Администрирование со стороны энергосистемы или областных органов власти не будет иметь места. На сегодняшний день вопросы покупки электроэнергии непосредственно у производителя решены пока на немногих предприятиях РФ [51]. В дальнейшем прогнозируется расширение их списка. Однако список пока законодательно ограничен только наиболее крупными энергоемкими потребителями электрической энергии. Какие же новые вопросы появились в энергетических службах большинства промышленных предприятий, в том числе средних и мелких? Остановимся на участии потребителя в регулировании режима реактивной мощности энергосистемы. К сожалению Правила применения скидок и надбавок отменены в 2001 году, как не соответствующие действующему законодательству. Отмена их по указанной причине не говорит о том, что Правила не будут применяться в РФ. Они будут восстановлены после устранения причин несоответствия законодательству. Возможно, что изменится их содержание. Но скидки и надбавки к тарифам должны иметь место. В соответствии с Правилами потребитель имел право решать самостоятельно на договорной основе, как ему участвовать в режиме регулирования реактивной мощности. При этом учитывалось то обстоятельство, что участие потребителя в режиме регулирования реактивной мощности выгодно энергосистеме. За участие в этом режиме предусмотрены скидки с тарифа, а за несоблюдение необходимых энергосистеме режимов работы компенсирующих устройств – надбавки к тарифу за электроэнергию. Расчеты показывают, что надбавка может составлять 10% и выше. Вместе с тем нормативные документы не обязывают предприятия участвовать в режиме регулирования реактивной мощности, если ему это невыгодно. Решение должны обосновывать специалисты энергетических служб промышленных предприятий. Теперь о качестве электроэнергии [12]. По рыночным законам цена товара должна соответствовать его качеству. Вышеупомянутая Инструкция Комитета РФ по политике цен Минтопэнерго РФ «О порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию» №449 от 30 ноября 1993 г. (c последующими дополнениями), а также «Правила применения скидок и надбавок к тарифам за качество электроэнергии», утвержденные

61

Главгосэнергонадзором РФ, давали право потребителю оплачивать электроэнергию со скидкой при несоответствии стандарту значений отклонения напряжения и частоты; коэффициентов искажения синусоидальности кривой напряжения; коэффициента несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательностям; размаха изменения напряжения. Скидка с тарифа может достигать 10% за каждый показатель. Вместе с тем нормативные документы предусматривали и надбавки, если ухудшение качества происходит по вине потребителя. Вопросами качества электроэнергии энергетические службы промышленных предприятий до сегодняшнего дня практически не занимались. Необходимость этого на сегодня очевидна. Все перечисленные вопросы невозможно решить без решения проблемы коммерческого учета электроэнергии на качественно новом уровне. Введение новых тарифов на некоторые параметры электропотребления предполагает их регистрацию и учет. Старая система учета не обеспечивает этого. Сегодня перед энергетическими службами промышленных потребителей обострились проблемы: Как учитывать новые параметры электропотребления? Какие измерительные системы необходимо приобрести и как их установить? Такие системы уже выпускаются на двух предприятиях Пензы (комплекс технических средств (КТС) «Энергия» и КТС «Ток»), нескольких предприятиях Москвы и Подмосковья (системы МСУВТ В11, «Нейва-ТК-16» и «Телескоп»), нескольких предприятиях Санкт-Петербурга (системы «Мавр», «Мавр-102»,сумматор СПЕ541), в Невинномысске (сумматор ЦТ6801). Подготовлены к серийному выпуску автоматизированные системы в Екатеринбурге («Пчела»), Пятигорске («Поток»), Владимире («Cикон-С1») и некоторых других городах [67]. Несмотря на обилие отечественных систем учета некоторые потребители ведут закупки таких систем за рубежом. Известны случаи закупки систем в Швейцарии (фирма «Ландис» и «Гир»), в США (фирма «Моторола» и АББ) и др. Российско-Американская фирма «АББ ВЭИ Метроника» заканчивает работу по сертификации микропроцессорных счетчиков электроэнергии "Альфа", регистрирующих не только количественные показатели электроэнергии, но и параметры ее качества. Кроме перечисленных на энергетические службы промышленных предприятий дополнительно ложатся вопросы защиты своих интересов от монопольного влияния энергосистемы. Интересы промышленного предприятия и энергосистемы в ряде случаев противоречивы. Противоречия должны быть разрешены при согласовании юридического документа «Договор на энергоснабжение». От компетентности и грамотности специалистов энергетической службы промышленного предприятия зависит, насколько выгоден договор предприятию. Противоречивость отношений между промышленным предприятием и энергосистемой вызывает необходимость организационных форм защиты

62

интересов потребителей. В этой связи в декабре 1995 года создана общественная организация «Ассоциация энергоменеджеров России». Ассоциация, опираясь на Гражданский кодекс РФ, на государственные законы и постановления Правительства, обеспечивает правовую и юридическую защиту деятельности промышленных предприятий, отстаивает интересы предприятий при разработке директивных и нормативных документов, оказывает помощь энергетическим службам по обмену информацией. Рыночные отношения требуют от промышленных предприятий усилить свои энергетические службы специалистами, имеющими специальную юридическую, экономическую и техническую подготовку в вопросах коммерческого учета параметров потребления электрической энергии и т. п. Управление энергохозяйством предприятий требует новых специалистов по менеджменту. Для этого государству необходимо создать условия для развития рынка образовательных услуг.

3.4. Рынок образовательных услуг Одним из элементов организационно-правовой формы управления электрохозяйством потребителя является рынок образовательных услуг по направлению энергетического менеджмента в электрохозяйстве потребителя. Создание такого рынка позволит удовлетворить спрос потребителей и повысить их готовность для проявления инициативы и для принятия решений. Рынок может быть образован путем административного воздействия государства на потребителей электрической энергии и специализированные образовательные учреждения, имеющиеся практически в каждом регионе страны. Эти учреждения способны обеспечить подготовку необходимых специалистов как на курсах повышения квалификации, так и в системе высшего и среднего специального образования. Рынок образовательных услуг существует в нашей стране. Специальными распоряжениями министерств и ведомств предусмотрено обязательное периодическое (не реже одного раза в пять лет) обучение на курсах повышения квалификации инженерно-технического персонала. Однако зачастую на этих курсах рассматриваются вопросы общего и инженерного менеджмента. Это, конечно, не дает возможности обучающимся дать ответы на многие необходимые вопросы, касающиеся процесса производства, передачи и потребления электроэнергии. Процесс производства, передачи и потребления электроэнергии имеет ряд специфических особенностей и в корне отличается от аналогичного процесса для других товаров. Специалисты энергетических служб должны обучаться по специально разработанным программам. Жизнь

63

предоставила для выпускников специализированных учебных заведений рынок труда. Первым обнаружил свободное место на рынке и с характерной для капиталистических отношений расторопностью поспешил занять его Московский энергетический институт [58,59]. В 1995 году на энергетическом факультете МЭИ стали действовать курсы по переподготовке специалистов энергетических служб. В 1996 году появилась специализация «Менеджмент в электрохозяйстве», а в 1997 году по инициативе «Ассоциации энергоменеджеров России» открыта специальность «Энергоменеджер». В нашем регионе место на рынке занято кафедрой «Электроснабжение» Ульяновского государственного технического университета. Начиная с 1999 года кафедра начала представлять на этот рынок подготовленных специалистов [35]. Организованы курсы повышения квалификации для специалистов энергетических служб потребителей. В учебный план специальности введена дисциплина «Менеджмент в электрохозяйстве» [40]. Разработанная нами рабочая программа дисциплины предусматривает лекционные, лабораторные занятия в девятом семестре и курсовой проект «Коммерциализация внешнего электроснабжения промышленного потребителя». Все виды занятий предполагают получение навыков экономического обоснования и составления выгодного для потребителя и энергоснабжающей организации договора энергоснабжения, регулирования режимов, а также проектирование в соответствии с экономическим обоснованием автоматизированной системы коммерческого и технического учета электроэнергии (АСКУЭ). Методическое обеспечение курса создавалось на основе опыта работы в рамках региональной программы «Энергосбережение». Одним из важных моментов методического обеспечения является обоснование выбора системы учета электроэнергии [41]. Таких систем Российский и зарубежный рынок предлагает достаточно большое количество. Избежать ошибочных решений и необоснованных затрат позволяют результаты анализа рынка. При выборе АСКУЭ важное значение приобретают вопросы надежности применяемых автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии. Надежность АСКУЭ определяется, прежде всего, принципом ее построения, а затем надежностью входящих в нее узлов, элементной базы, программного обеспечения [8,39,42]. Один из принципов построения АСКУЭ основан на использовании неинтеллектуальных датчиков измеряемых величин, неинтеллектуальных устройств сбора и передачи данных (УСД), интеллектуального устройства, предназначенного для сбора, обработки и отображения информации от всех УСД системы – персонального компьютера. При этом каждое УСД соединено с датчиками измеряемых величин кабельными линиями связи, а компьютер связан со всеми УСД системы посредством каналов связи (проводная связь, телефон, радио и т. д.). Такой принцип реализован в одной из отечественных

64

АСКУЭ на базе КТС «Энергия», но обладает рядом известных недостатков, связанных в основном с проблемой обеспечения достоверности принятой информации: 1. Уязвимость системы, связанная с наличием единого интеллектуального устройства, сбой в работе которого вызывает гибель всей системы. 2. Незащищенность от искажения первоначальной информации, например, вследствие установки закоротки в линии связи и т. п. 3. Потеря или искажение информации в случае неисправности линии связи в условиях эксплуатации. При снижении сопротивления изоляции линий связи возможен прием информации от одного датчика на несколько входов УСД и наоборот. В условиях производства искажение информации обусловлено также помехами электромагнитного характера. Эти недостатки не имеют существенного значения при реализации в АСКУЭ второго принципа ее построения. Этот принцип предполагает неинтеллектуальные счетчики-датчики измеряемых величин, интеллектуальные микропроцессорные УСД и персональный компьютер, играющий в процессе обработки и отображения информации вспомогательную роль. В такой системе имеется возможность своевременного обнаружения неисправного канала связи при периодическом сравнении показаний индикаторов первичных счетчиков-датчиков и показаний УСД. Для этого счетчики-датчики и УСД должны иметь индикацию основных измеряемых параметров. Наличие двойного контроля позволяет не только выявить неисправные каналы связи, но и определить счетчики-датчики, погрешность которых вышла из допустимых пределов в процессе эксплуатации. Наличие индикации параметров делает каждое УСД автономной микросистемой для любого из объектов системы. Это обеспечивает возможность поэтапного ввода в эксплуатацию отдельных микросистем на каждом объекте независимо от готовности ввода в эксплуатацию информационно-аналитического центра (ИАЦ), а также возможность передачи каждой микросистемы на баланс обслуживания лицам, ответственным за энергохозяйство объекта. Оперативный доступ к информации лиц, ответственных за энергохозяйство объекта, дает им возможность проявлять творческую инициативу и принимать организационные и технические решения по рациональному энергопотреблению. Именно этот персонал должен решить большую часть проблемы эффективного использования энергоресурсов, основываясь на снижении оплаты за энергоносители. На это ориентирована вновь созданная нормативно-правовая база взаимоотношений между продавцом и покупателем энергоресурсов, тарифная политика государства. Автономные микросистемы объектов позволяют избежать ненужной транспортировки информации от объекта до ИАЦ и обратно, что требует необоснованных средств и времени, связано с неудобствами субъективного характера. Информация, полученная лицом, принимающим решение на объекте от ИАЦ, может вызывать сомнения. Централизованный способ

65

обеспечения информацией лиц, принимающих решение на объектах, мало эффективен. Централизованные же решения для отдельных объектов противоречат принципу новых рыночных взаимоотношений. Решения должны приниматься ответственными лицами на объекте на основе информации микросистемы объекта как основной и дополнительной информации от ИАЦ. Требованию автономности микросистем отвечают АСКУЭ, построенные на базе сумматоров фирмы ГАНЦприбор (Венгрия), поставлявшихся в СССР во время существования содружества стран СЭВ. С развалом СССР поставки прекратились. Однако практически незамедлительно в РФ появились их аналоги – АСКУЭ на базе КТС «Энергия-микро» (для учета электроэнергии), «Энергия-микро-Т» (для учета тепловой энергии и расходов жидкостей), КТС «ТОК», выпускаемые в Пензе, и целый ряд других АСКУЭ, выпускаемых в РФ. Третий принцип построения АСКУЭ основан на использовании интеллектуальных счетчиков-датчиков и абсолютно неинтеллектуальных устройств сбора и передачи данных. АСКУЭ, выполненная по этому принципу, абсолютно лишена вышеотмеченных недостатков. Этот принцип положен в основу построения современных АСКУЭ в передовых странах Запада. Переход от неинтеллектуальных электронных счетчиков на интеллектуальные микропроцессорные занял у них 10-15 лет. В настоящее время на рынке в РФ появились подобные микропроцессорные счетчики электрической энергии, например счетчики «Альфа» фирмы «Метроника АВВ» и АСКУЭ на их основе. Учитывая большую гамму предлагаемых в настоящее время на Российском и зарубежном рынке АСКУЭ, описанные принципы их построения позволят принимать правильные решения о выборе АСКУЭ как для энергоснабжающей организации, так и для потребителя электроэнергии. Система учета должна быть не только надежной, но и удобной как для энергоснабжающей организации, так и для потребителя. Наиболее подходящей оказалась система учета на базе микропроцессорных счетчиков «Альфа» фирмы «Метроника АВВ». Один такой счетчик позволяет учитывать все необходимые параметры электропотребления как активной, так и реактивной энергии и мощности в соответствии с Правилами, выдавать информацию на две независимые АСКУЭ – АСКУЭ энергоснабжающей организации и АСКУЭ потребителя. Один и тот же источник информации исключает возможность возникновения противоречивых ситуаций. Достоверность принятой от счетчиков информации легко контролируется по показаниям индикаторов самих микропроцессорных счетчиков. Эта информация доступна и энергоснабжающей организации и потребителю. Не возникает также противоречий при определении границ обслуживания. Микропроцессорные счетчики и система передачи информации до компьютера энергоснабжаюшей организации обслуживаются энергоснабжающей организацией. Система передачи информации до компьютера потребителя передается на баланс обслуживания потребителю. АСКУЭ, выполненная по

66

принципу – интеллектуальные счетчики-датчики и абсолютно неинтеллектуальное устройство сбора и передачи данных, на базе микропроцессорных счетчиков «Альфа» фирмы «Метроника АВВ» сдана нами в эксплуатацию на ОАО кондитерская фабрика «Волжанка». Внедрение стало возможным благодаря тому, что такое решение позволило учесть противоречивость интересов энергоснабжающей организации и потребителя. Пересмотр условий оплаты электроэнергии в договоре энергоснабжения позволил уменьшить оплату за электроэнергию на 4 % [15]. Массовость потребителей и связанное с этим большое число персонала энергетических служб требуют применения высокопроизводительных технологий обучения на основе создания программных продуктов. Необходима также разработка программных продуктов, обеспечивающих анализ и обработку информации для принятия решений специалистами энергетических служб потребителей электроэнергии [18,19]. Описание таких программных продуктов представлено в подразделах 4.1-4.3.

3.5. Рынок технических средств регулирования режимов электропотребления Очевидно, что создание рынка образовательных услуг будет способствовать развитию образовательного уровня специалистов энергетических служб потребителей электроэнергии, проявлению инициативы, развитию организационной структуры энергетического менеджмента. Однако один только образовательный уровень не даст возможности повысить эффективность регулирования режимов без специальных технических средств. Такой рынок также должен иметь место. Рынок технических средств – важный элемент системы управления электрохозяйством потребителя. Его функционирование должно основываться как на осознании необходимости регулирования режимов, так и на экономической заинтересованности потребителя и производителя технических средств регулирования. Степень экономической заинтересованности потребителя определяет платежеспособность рынка и должна быть достаточной для обеспечения рентабельности производства, совершенствования и разработки новых технических средств регулирования режимов. Эти вопросы могут быть отрегулированы государством с помощью нормативно-правовой базы. При этом нормативно-правовая база должна предусматривать снижение оплаты за электроэнергию тем потребителям, которые участвуют в регулировании режимов. Вопросы регулирования режимов нельзя решать без средств учета и контроля параметров потребляемой электроэнергии в реальном режиме времени. Большинство потребителей этими средствами не укомплектовано.

67

По этой причине первоочередным вопросом, требующим решения, является анализ конъюнктуры рынка автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) в РФ [6,7]. Известно, что проведение энергосберегающих мероприятий невозможно без учета количественных и качественных показателей потребляемой электроэнергии. Необходимость этого достаточно подробно обоснована в технической литературе. Однако долгое время система экономического стимулирования не обеспечивала в должной мере заинтересованности в установке полноценных измерительных систем. Следовательно, на практике должным образом не решались вопросы снижения потерь электроэнергии и повышения ее качества. В настоящее время в РФ между потребителем и энергоснабжающей организацией законодательно установлены новые рыночные отношения [10]. Возникла необходимость оценить потенциальные возможности рынка, касающиеся активизации процесса производства и внедрения измерительных приборов и систем учета. Для этого требуется определить степень заинтересованности промышленного потребителя, то есть размер прибыли, получаемой от внедрения приборов и систем. Прибыль является источником финансирования работ по внедрению и определяет платежеспособность рынка приборов и систем. Кроме этого необходимо выяснить количественную потребность и номенклатуру приборов и систем. Далее становится возможным оценить необходимые объемы и прибыльность производства, ориентировочные цены на приборы и системы. Эта информация поможет оценить степень заинтересованности возможных производителей этих приборов в организации производства для поставки их на Российский рынок. Кроме того, она может способствовать проявлению инициативы руководителей организаций в приобретении и производстве приборов и систем учета, а также ускорению процесса оснащения потребителей электроэнергии, энергоснабжающих организаций этими приборами и системами. Нормативно-правовые документы, действовавшие до 2001 года и обеспечивающие регулирование взаимоотношений между энергоснабжающей организацией и потребителем [16,62,63], давали право потребителю оплачивать электроэнергию со скидкой. В соответствии с документами скидки предоставлялись: • за правильный режим потребления реактивной энергии; • за поставку электроэнергии пониженного качества по вине энергоснабжающей организации. Исследования показывают, что суммарная скидка за правильный режим потребления реактивной энергии могла достигать 10% и более [31,32]. Скидки за каждый из 6 установленных [16] показателей при их несоответствии ГОСТ 13109-97 достигают 10%. При низких значениях всех показателей возможное снижение оплаты за электроэнергию составляет 60%. При тарифе на

68

максимальную мощность около 100 руб./кВт в месяц и тарифе за потребленную электроэнергию около 0,3 руб/кВт·ч потребителю первой тарифной группы (установленная мощность выше 750 кВ·А) один киловатт подключенной мощности обходится примерно 200 руб. в месяц. Каждый потребитель имел возможность снижения оплаты за один киловатт мощности от 10 до 70%, т.е. от 20 до 140 рублей в месяц. По данным, приведенным в [52], электропотребление за год W промышленными потребителями в РФ год

составило 356 млрд кВт·ч. Если предположить, что промышленные потребители имели коэффициент заполнения суточного графика нагрузки 0,5 по РФ составила (двухсменная работа), то использованная мощность P макс

Pмакс =

Wгод = 0,0825 млрд кВт . 8760⋅0,5

При минимально возможном снижении оплаты на 10% промышленные потребители РФ имеют возможность снизить оплату за месяц на 20·0,0825= 1,65 млрд руб. Эта сумма может быть принята в качестве основы для оценки платежеспособности рынка приборов и систем учета электрической энергии. Установка приборов и систем учета позволяла потребителю избежать оплаты тех количественных параметров электропотребления, которые не регистрируются существующими системами учета, и снизить оплату за электроэнергию за счет скидок и надбавок за показатели качества электроэнергии (ПКЭ). Этим сразу же достигается получение дохода. Если доход превышает затраты на установку приборов и систем, то потребителю выгодно принять такое решение. Потребители первой тарифной группы потребляют мощность не ниже 500 кВт. Доход, который мог получить данный потребитель при внедрении системы учета, может составлять 20·500·12= 120000 руб. в год. Для потребителей с большей потребляемой мощностью размер дохода возрастает. Затраты на приобретение и установку системы учета должны обеспечить минимально возможный срок окупаемости. Нормативным сроком окупаемости в энергетике считается срок 8 лет. Капитальные затраты К (тыс.руб.) при сроке окупаемости Т (лет) определяется следующим образом:

К=

П ⋅Т 1,1

тыс.руб ,

где П – ежегодный доход (тыс.руб.); 1,1 – коэффициент, учитывающий издержки (расходы на эксплуатацию) в размере 10% от К .

69

Расчет К , соответствующих различным срокам окупаемости, приведен в таблице. Таблица 3.1 Затраты на приобретение и установку приборов и систем учета электроэнергии при потребляемой мощности 500 кВт, обеспечивающие годовой доход 100% от затрат, приведенных к одному году

Т

0 (лет)

К (тыс.руб.)

0,5

2 1,0

1,5

2,0

5 55

3 3,0

2 109

164

218

4 4,0

3 327

5 5,0

4 436

6 6,0

5 545

7 7,0

6 656

8 8,0

7 764

8 873

Указанные в таблице значения К могут быть приняты в качестве прогнозируемых цен на измерительные приборы и системы, предназначенные для установки в двух точках учета, т.к. потребители первой тарифной группы получают питание как минимум по двум линиям. Цены на приборы и системы учета относительно одной точки учета в два раза ниже. Для сравнения, названные цены соизмеримы со стоимостью персонального компьютера, функционально предназначенного для решения более сложных, чем измерения электрических величин, задач. Они вполне приемлемы для организации промышленного производства приборов и систем учета, могут обеспечить высокую рентабельность, заинтересовать производителей. При разработке технического задания должен учитываться фактор платежеспособности конкретных групп потребителей. Для вовлечения потребителей в рынок целесообразно разрабатывать очень дешевые приборы, измеряющие, допустим, только один показатель качества, и более дорогие, в зависимости от функциональных возможностей. Очевидно, что потребители с потребляемой мощностью более 500 кВт могут получать более высокий доход от установки приборов и систем. Поэтому можно организовать насыщение рынка приборами для этих потребителей, предлагая их по более высоким ценам. Далее по мере удовлетворения спроса снижать цены до приемлемых потребителям с потребляемой мощностью ниже 500 кВт. Вопрос возврата затраченных средств и получения дохода 100% и более за время, меньшее нормативного более чем в 10 раз, не может не вызвать заинтересованности у руководства промышленного потребителя и предпринимателей. Оценка прибыльности установки приборов и систем учета электроэнергии, а следовательно, и организации производства приборов и измерительных систем в условиях рыночных отношений может быть выражена словами К. Маркса: «Капитал боится отсутствия прибыли или слишком маленькой прибыли, как природа боится пустоты. Но раз имеется в наличии

70

достаточная прибыль, капитал становится смелым. Обеспечьте 10 процентов и капитал согласен на всякое применение, при 20 процентах он становится оживленным, при 50 процентах положительно готов сломать себе голову, при 100 процентах он попирает все человеческие законы, при 300 процентах нет такого преступления, на которое он не рискнул бы, хотя бы под страхом виселицы. Если шум и брань приносят прибыль, капитал станет способствовать тому и другому» [57]. Стало быть рассматриваемый рынок приборов и систем учета электроэнергии относится к рынку, на котором «капитал готов сломать себе голову» и «попирать все человеческие законы». Российский рынок обеспечивает широкий спрос на приборы и системы учета, как обеспечивающие получение больших прибылей в кратчайшие сроки. Оценим количественную потребность рынка в приборах и системах учета. Максимальна пропускная мощность линий электропередач 6-10 кВ, питающих промышленных потребителей, при сечении 240 мм2 и при допустимой токовой нагрузке 350 А находится в пределах 3,6-6 МВт. Реально при коэффициенте загрузки 0,5 этот диапазон уменьшается до 1,8-3 МВт. Если предположить, что все потребители РФ питаются по таким линиям, их число - n определится следующим образом:

n=

Pмакс Pn

= (45800 ÷ 27500) шт ,

– предполагаемое значение потребляемой мощности по РФ; где P макс

Pn –

предполагаемое значение нагрузки одной линии электропередач. Указанный диапазон чисел представляет собой ориентировочное количество точек учета и количественную потребность рынка в приборах и системах учета. В действительности количество точек учета значительно больше. Часть потребителей питается по линиям с меньшей пропускной способностью, т.е. сечением менее 240 мм2. Для расчета n принимался Pm 1995 года, совпадающего с периодом экономического кризиса и спада производства. В этот период большая часть промышленных потребителей приняли участие в максимуме с коэффициентом загрузки линий менее 0,5 или не принимали участия в максимуме нагрузки, т.е. P может быть макс

значительно больше. Теперь о покупателях, перспективах существования, развития и насыщения рынка. Рыночный спрос на приборы и системы определяется заинтересованностью промышленных потребителей, на которых распространяются «Правила применения скидок и надбавок к тарифам». Заинтересованность проявляется также при условиях, когда потребитель получает от энергосистемы электроэнергию, не соответствующую ГОСТ 1310997, а сам при этом не вносит искажений в ПКЭ выше допустимых значений.

71

В таком случае потребитель имеет скидки и является первоочередным покупателем приборов и систем. Потребителям, нагрузка которых вносит искажения в ПКЭ, по собственной инициативе устанавливать приборы учета невыгодно, так как они не могут воспользоваться скидками к тарифам. Однако это не значит, что эта часть потребителей не будет участвовать в рынке сбыта приборов. Они будут приобретать приборы учета, после того как потребители, не виновные в ухудшении ПКЭ, докажут получение некачественной электроэнергии и потребуют от энергосистемы скидок к тарифу. Энергосистема понесет убытки от продажи некачественной электроэнергии. Такое состояние не может устраивать энергосистему. Она должна принимать меры к отысканию виновников ухудшения ПКЭ с целью покрытия своих убытков за счет надбавок к тарифам для этих виновников. Надбавки к тарифам, так же как и скидки, предусмотрены действующими Правилами [16] по четырем показателям качества электроэнергии. Их значение может достигать 10% по каждому из показателей. Возможен следующий вариант развития событий. Энергосистема для доказательства виновности потребителя в ухудшении ПКЭ проводит измерения переносными приборами с помощью лаборатории, имеющей государственную аккредитацию. На основании замеров в течение одних суток в соответствии с ГОСТ 13109-97 энергоснабжающая организация устанавливает потребителю надбавки на весь расчетный период, сезон или год, что может не соответствовать реальному вкладу потребителя за этот период. Потребитель, обремененный надбавками к тарифам, вынужден стремиться к определению реального вклада в ухудшение ПКЭ и устранять его причины. Показать реальный вклад в ухудшении ПКЭ возможно только после приобретения и установки стационарных приборов учета. Такой потребитель, так же как и потребитель, не ухудшающий ПКЭ, для снижения оплаты за электроэнергию будет приобретать приборы учета. Все потребители электрической энергии являются потенциальными покупателями стационарных приборов и систем учета ПКЭ. Заказчиком переносных универсальных приборов могут быть энергоснабжащие организации и испытательные лаборатории. Насыщение рынка приборами заставит производителя электроэнергии проводить работы и вкладывать средства для поддержания качества электроэнергии на должном уровне по тем ПКЭ, на которые предусмотрены скидки и надбавки к тарифам. Дальнейшее развитие рынка приборов возможно в направлении технического совершенства приборов с расчетом на замену существующих, в том числе по истечении срока службы. В перспективе возможно появление потребности в увеличении числа ПКЭ, регистрируемых приборами коммерческого учета до 11, предусмотренными ГОСТ 13109-97. Это потребует разработки новых приборов для удовлетворения рыночного спроса.

72

Измерительные системы, регистрирующие количественные показатели электроэнергии, уже выпускаются на отечественных предприятиях [67]. Производственные мощности РФ могут удовлетворить потребности рынка в таких товарах. Хуже обстоит дело с измерительными приборами и системами, регистрирующими параметры качества электрической энергии, которые пока представлены на российском рынке всего двумя фирмами. Это – прибор Пензенского НПО «Энерготехника» Ресурс-UF, зарегистрированный в Госреестре средств измерений под № 1944-99, и анализатор качества электрической энергии «ИРИС-КЭ» Московского энергетического института, сертифицированный в установленном порядке. Импортные приборы измерения ПКЭ, изготовленные и аттестованные за границей, пока не могут пройти метрологическую аттестацию в РФ из-за разных требований стандартов. Это обстоятельство закрывает российский рынок для зарубежных производителей и способствует развитию отечественного производства. Крайне низкая насыщенность рынка приборами учета, их техническое несовершенство, связанное с новизной, отсутствием опыта эксплуатации подобных приборов, сдерживает процесс улучшения качества электроэнергии в энергосистеме. Изменить ситуацию может только рынок, насыщенный широким спектром измерительных приборов, разработанных с учетом специфики конкретных потребителей, условий эксплуатации, функциональных возможностей, удовлетворяющих требованиям сторон, стоящих по разные стороны «прилавка». Рыночная тарифная политика должна создать условия для широкого внедрения приборов и систем учета электроэнергии и обеспечить возможность прорыва в вопросах энергосбережения.

3.6. Тарифы за электроэнергию на потребительском рынке Эффективным средством воздействия на руководителей со стороны государства в части признания и введения в электрохозяйстве потребителей энергетического менеджмента являются тарифы, индивидуально устанавливаемые каждому потребителю в зависимости от степени участия в регулировании режимов потребления. Средний тариф потребителей, не участвующих в регулировании режимов, должен быть выше тарифа для потребителей, обеспечивающих указанное регулирование, и оказывать существенное влияние на себестоимость выпускаемой продукции. Регулирование тарифов может осуществляться при помощи многоставочных и дифференцированных тарифов, скидок и надбавок к ним. Административные рычаги воздействия вряд ли могут обеспечить осознание руководством и введение энергетического менеджмента у потребителей электроэнергии.

73

Для экономического стимулирования регулирования коэффициента заполнения суточного графика нагрузки в нашей стране длительное время используется двухставочный тариф. Значение первой ставки двухставочного тарифа за мощность устанавливается таким образом, чтобы обеспечивалась компенсация обоснованных условно-постоянных затрат энергоснабжающей организации по поддержанию данной мощности генерирующих источников, электрических сетей и подстанций в работоспособном состоянии и формирование обоснованного размера прибыли. Тариф за мощность рассчитывается делением условно-постоянных затрат региональной энергосистемы на суммарную заявленную потребителями мощность. Значение второй ставки тарифа за электроэнергию устанавливается исходя из условия компенсации переменных затрат энергоснабжающей организации по производству (потреблению), передаче и распределению требуемого объема электроэнергии до потребителя (топливные затраты, часть затрат на покупную электроэнергию, потери в электрических сетях). Тариф за электроэнергию определяется делением условно-переменных затрат энергоснабжающей организации на полезный отпуск электроэнергии потребителям. Довольно высокая ставка за мощность, которая контролируется только в часы утреннего и вечернего максимума нагрузки энергосистемы, оказывает воздействие на потребителя, вынуждая его принимать меры к смещению собственного максимума нагрузки на другие часы. Однако этот тариф является довольно сложным для восприятия руководителями промышленных предприятий, как правило, не имеющими специального энергетического образования. Он не обеспечивает прозрачности представления информации об экономической целесообразности повышения коэффициента заполнения суточного графика нагрузки. Двухставочный тариф не требует сложных измерительных систем учета электрической энергии. Достаточна установка одного счетчика активной энергии. Мощность при этом может контролироваться периодически ручным способом по показаниям этого счетчика в часы максимума нагрузки энергосистемы. Этот тариф не стимулирует установку потребителем автоматизированных систем учета электрической энергии, не вынуждает потребителя сделать первый шаг в направлении регулирования режимов. Это характеризует двухставочный тариф как не имеющий перспектив дальнейшего существования. Более совершенным является тариф, дифференцированный по зонам суток. В этом тарифе ставки за электроэнергию в различное время суток имеют разные значения. Наиболее высокая ставка соответствует периоду максимума нагрузки энергосистемы – это пиковые зоны. Несколько меньшая ставка имеет место в полупиковые зоны и еще более низкая соответствует потреблению электроэнергии в ночное время. Систему тарифов, дифференцированных по зонам суток, предлагается рассматривать как экономические условия, побуждающие потребителей к регулированию режима электропотребления. Правильное сочетание зонных ставок тарифов

74

потребительского рынка способно обеспечить заинтересованность потребителей в расчетах за электроэнергию по зонной тарифной системе. В соответствии с «Методическими указаниями о порядке расчетов тарифов на электрическую энергию, дифференцированных по зонам суток, на потребительском рынке», разработанными ФЭК РФ, зонные ставки тарифа рассчитываются путем пересчета исходного двухставочного тарифа на эквивалентный тариф по зонам суток на основе баланса оплаты по этим тарифам. Ключевыми требованиями расчета тарифа является максимальное соответствие тарифа структуре издержек региональных энергоснабжающих организаций и стимулирование повышения эффективности работы энергосистемы и потребителей [69]. Анализ работы Ульяновской энергосистемы показывает, что устанавливаемые РЭК дифференцированные по зонам суток тарифы стимулируют к переходу на оплату по такому тарифу только потребителей с трехсменной работой и высоким значением коэффициента заполнения суточного графика нагрузки. Переход на дифференцированный тариф потребителей с двухсменной и односменной работой не дает экономического эффекта потребителю, при этом еще и требует установки специализированной системы учета электроэнергии. Чтобы стимулировать потребителя перейти на дифференцированный тариф и установить специализированную систему учета электроэнергии, необходимо при расчете зонных тарифных ставок учитывать дополнительный фактор, определяющий возможность снижения потребителем оплаты за электроэнергию в размере, необходимом для приобретения и установки специализированной системы учета электроэнергии. К сожалению, существующие методики расчета одноставочного, двухставочного и дифференцированного тарифов не обеспечивают существенной разницы в оплате при переходе на оплату по дифференцированному тарифу. Для повышения экономического воздействия на регулирование коэффициента заполнения суточного графика нагрузки в соответствии с (1.6) требуется комплексный подход к разработке методик расчета этих тарифов. В отношении регулирования режимов холостого хода силовых трансформаторов в соответствии с (1.9) и другого электрооборудования нормативно-правовая база не предусматривает экономических рычагов управления. В результате вопросам управления режимом работы силовых трансформаторов и другого оборудования не уделяется достаточного внимания. Слабозагруженные двигатели не заменяются на двигатели меньшей мощности. Во время спада нагрузки часть трансформаторов не отключается от сети за счет подключения нагрузки к трансформаторам, оставшимся в работе. Решение этих вопросов предоставляет потребителю электроэнергии дополнительные проблемы, связанные с повышением интенсивности работы коммутационной аппаратуры, что вызывает ее повышенный износ, повышает вероятность возникновения аварийных ситуаций. Зачастую потребитель безболезненно

75

оплачивает эти потери, не занимаясь регулированием режима. Этому способствуют относительно низкие цены на электроэнергию. Глобальная цель системы управления режимом электропотребления не достигается государством из-за массовости потребителей и незначительного единичного эффекта регулирования от отдельно взятого потребителя. Государству необходимо предусмотреть экономическое воздействие на каждого потребителя, создав ему условия, обеспечивающие необходимость регулирования режимов холостого хода силовых трансформаторов. Для этого необходимо разработать систему скидок и надбавок к базовому тарифу за экономичную передачу электроэнергии по сетям высокого напряжения потребителя. Основанием для предоставления скидки (надбавки) к тарифу может служить величина отклонения фактических потерь электроэнергии от нормативных (расчетных). Для определения фактических потерь электроэнергии потребуется установка коммерческих счетчиков активной энергии на выводах всех силовых трансформаторов 6-10/0,4 кВ и обеспечение доступа к ним энергоснабжающей организации. При отсутствии у потребителей таких приборов, значения величин фактических потерь должны определяться расчетным способом. Расчетные способы должны давать завышенные результаты, которые не учитывают наличие технических и организационных средств снижения потерь. Это будет стимулировать установку приборов учета на выводах силовых трансформаторов. По вопросам регулирования ПКЭ в соответствии с (1.8) нормативноправовая база должна предусматривать экономические стимулы в виде скидок и надбавок к тарифам [60]. Размеры скидок и надбавок оказывают достаточно ощутимое влияние на потребителя и энергоснабжающую организацию. Однако эффективность проявляется только при наличии приборов коммерческого учета параметров качества электрической энергии. При отсутствии приборов тариф не зависит от участия в регулировании ПКЭ. Форма оплаты не предусматривает экономических стимулов к установке приборов коммерческого учета ПКЭ. Возникает необходимость разработки механизма расчетного определения ПКЭ, применение которого позволит повысить тариф для потребителей, ухудшающих ПКЭ, и заставит их устанавливать приборы учета.

3.7. Концепция совершенствования системы управления режимами потребления электроэнергии Проведенный анализ позволил сформулировать концепцию совершенствования структуры управления режимами электропотребления. Основные ее положения заключаются в следующем.

76

1. Создание дополнительных экономических стимулов со стороны государства для привлечения потребителей к регулированию режимов электропотребления в виде повышенных и пониженных тарифов, обеспечивающих в первую очередь формирование спроса на средства учета и регулирования режимов, а также на интеллектуальную продукцию в области энергосбережения. 2. Создание административных рычагов воздействия на потребителей в направлении обязательного периодического повышения образовательного уровня руководителей и специалистов энергетических служб потребителей в области энергосбережения и энергетического менеджмента. 3. Создание административных рычагов воздействия на организации, обладающие творческим потенциалом в области энергосбережения, в направлении создания рынка образовательных услуг, методического обеспечения и другой интеллектуальной продукции для удовлетворения потребностей потребителей электроэнергии. Одним из положений предложенной концепции является развитие рынка интеллектуальной продукции, включающей в себя информационнотехнологическое обеспечение структуры управления режимами электропотребления. Это программные продукты, обеспечивающие обработку информации для принятия решений, высокопроизводительные средства обучения и контроля знаний персонала энергетических служб и т.п. Некоторые из таких программных продуктов разработаны нами и успешно применяются на предприятиях г. Ульяновска. Их описание представлено в следующей главе.

77

4. ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ 4.1. Программная модель обработки и анализа суточных графиков потребления электроэнергии отдельных подразделений и звеньев потребителя Программа «EXPERT» предназначена для поиска оптимального размещения во времени графиков работы отдельных участков, цехов и других подразделений и звеньев потребителей. Целевой функцией модели является снижение заявленного максимума нагрузки предприятия [30]. Исходной информацией являются: - графики нагрузок отдельных подразделений и звеньев предприятия; - допустимые интервалы времени начала и конца работы отдельных подразделений и звеньев предприятия; - основная и дополнительная ставки тарифа за электроэнергию; - значение заявленного максимума предприятия. Исходная информация обрабатывается с использованием методов математической теории планирования эксперимента [20,26,61]. На основе многофакторного эксперимента на имитационной программной модели получается полиномальная модель процесса, позволяющая оценить весовую долю каждого фактора (номер отдельного потребителя) на степень снижения максимума нагрузки. В данной программе не предусмотрен автоматический поиск экстремума функции. Окончательное решение принимается на основе обработки информации лицом, принимающим решения. Информация пользователю программы выдается в виде коэффициентов полиномальной модели. Ниже приведены заставки экрана монитора, обеспечивающие диалоговый режим работы пользователя программы.

78

Программа «EXPERT» Экран 1

УЛЬЯНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра «Электроснабжение» EXPERT Программа оптимизации графика нагрузки на промышленном предприятии

г. Ульяновск 2003 г.

Экран 2 (Предназначен для контроля ввода данных предыдущего расчета или нулевых значений при первом обращении к программе)

ВВОД ИСХОДНЫХ ДАННЫХ Чтение файла данных с диска ▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓

Обработка прочитанных данных ▓▓▓▓▓▓▓▓▓▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒

79

Экран 3 (Основное меню)

РЕЖИМ

ИНСТРУКЦИЯ К ПРОГРАММЕ ПАРАМЕТРЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПАРАМЕТРЫ ПОТРЕБИТЕЛЯ РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА РЕЗУЛЬТАТ РАСЧЕТА ВЫХОД ИЗ ПРОГРАММЫ

Экран 4 (Ввод или корректировка исходных данных в соответствии с выбранным режимом) ПАРАМЕТРЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ Тарифы: Тариф за максимум руб/кВт ……………………………………….. 100.000 Тариф за превышение заявленного максимума руб/кВт ………… 500.000 Тариф за потребление руб/кВт.час ………………………………… 0.600 Часы утреннего максимума нагрузки: Начало ………………………………………………………………… Конец …………………………………………………………………

8.000 10.000

Часы вечернего максимума нагрузки: Начало ………………………………………………………………… Конец …………………………………………………………………

16.000 19.000

↑, ↓ - Выбор [Esc] – Выход

80

Экран 5 (Ввод или корректировка исходных данных в соответствии с выбранным режимом, выбор одного из цехов или других подразделений потребителя) ПАРАМЕТРЫ ПОТРЕБИТЕЛЯ Потребитель ……………. (название) АВИАСТАР Заявленный максимум …. (кВт) 10000. Цех1 Цех15 Цех2 Цех16 Цех3 Цех17 Цех4 Цех18 Цех5 Цех19 Цех6 Цех20 Цех7 Цех21 Цех8 Цех22 Цех9 Цех23 Цех10 Цех24 Цех11 Цех25 Цех12 Цех26 Цех13 Цех27 Цех14 Цех28 ↓, ↑ - Выбор Tab – Переход [Enter] – Выход [Esc] – Выход

Цех29 Цех30 Цех31 Цех32 Цех33 Цех34 Цех35 Цех36 Цех37 Цех38 Цех39 Цех40 ………………... ………………...

Экран 6 (Ввод или корректировка исходных данных в соответствии с выбранным режимом, выбор группы исходных данных) ПАРАМЕТРЫ ПОТРЕБИТЕЛЯ Потребитель ……………. (название) Заявленный максимум …. (кВт) Цех1 Цех2 Цех3 Цех4 Цех5 Цех6 Цех7 Цех8 Цех9 Цех10 Цех11 Цех12 Цех13 Цех14

АВИАСТАР 10000. Цех15 Цех16 Цех17

Цех29 Цех30 Цех31

Участок: Цех 1 ГРАФИК НАГРУЗКИ УЧАСТКА РЕЖИМ РАБОТЫ УЧАСТКА Цех25 Цех26 Цех27 Цех28

Цех39 Цех40 ………………... ………………...

↓, ↑ - Выбор Tab – Переход [Enter] – Вход [Esc] – Выход

81

Экран 7 (Ввод или корректировка графика нагрузки) ПАРАМЕТРЫ ПОТРЕБИТЕЛЯ По За

ГРАФИК НАГРУЗКИ УЧАСТКА ________ Участок: Цех 1 _______________________________ Часы суток – Мощность нагрузки (кВт) 00.00 – 100.00 00.30 – 100.00 01.00 – 100.00 01.30 – 100.00 02.00 – 100.00 02.30 – 100.00 03.00 – 100.00 03.30 – 100.00 04.00 – 100.00 04.30 – 100.00 05.00 – 120.00 05.30 – 120.00

06.00 – 300.00 06.30 – 350.00 07.00 – 800.00 07.30 – 800.00 08.00 – 1200.0 08.30 – 2000.0 09.00 – 2100.0 09.30 – 2000.0 10.00 – 1900.0 10.30 – 1800.0 11.00 – 1800.0 11.30 – 600.00

12.00 – 650.00 12.30 – 800.00 13.00 – 900.00 13.30 – 700.00 14.00 – 700.00 14.30 – 650.00 15.00 – 650.00 15.30 – 600.00 16.00 – 300.00 16.30 – 250.00 17.00 – 250.00 17.30 –250.00

18.00 – 200.00 18.30 – 220.00 19.00 – 230.00 19.30 – 250.00 20.00 – 200.00 20.30 – 150.00 21.00 – 150.00 21.30 – 150.00 22.00 - 100.00 22.30 – 100.00 23.00 – 90.00 23.00 – 90.00


Экран 8 (Ввод или корректировка данных режима работы) ПАРАМЕТРЫ ПОТРЕБИТЕЛЯ Потребитель ………(название) Заявленный максимум …… (кВт)

АВИАСТАР 10000.

РЕЖИМ РАБОТЫ УЧАСТКА ______ Участок: Цех1 ______________________________ Начало работы 1-й смены ……………….. (часы) 7.00 Возможное время смещения начала работы 1-й смены +/ – __ минут …….(минуты)

30.00

Начало обеденного перерыва …………….(часы) 11.00


82

Экран 9 (Контроль этапов выполнения программы) РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА • •

Вычисление коэффициентов полиномальной модели Проверка значимости коэффициентов по критерию Стьюдента • Проверка адекватности полиномальной модели по критерию Фишера

0 50 100 % ▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒

[Esc] – Выход

Экран 10 (Контроль вывода исходных данных)

ВЫВОД ИСХОДНЫХ ДАННЫХ Запись файла данных на диск ▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒▒

83

Экран 11 (Результаты расчета) Полученная математическая модель проверена по критерию адекватности Фишера МОДЕЛЬ – АДЕКВАТНА (при 5 % уровне значимости)

Оплата за электроэнергию (среднее значение в руб.) В (0) = 0.250Е + 07 Весовая доля в снижении оплаты Цех № 1 Цех № 2 Цех № 3 - - - - - - - - -

В(1) = – 0.5000Е+01 В(2) = +0.4600Е+01 В(3) = –0.6500Е+01 - - - - - - - - - - -

(Инструкция пользователя программы вызывается в соответствии с выбранным режимом) ИНСТРУКЦИЯ К ПРОГРАММЕ Программа предназначена для поиска оптимального размещения во времени графиков работы отдельных участков, цехов и т. д., направленного на снижение заявленного максимума нагрузки предприятия. Предусматривает ввод данных из файла с возможностью их корректировки в соответствии с выбранным пунктом меню. Работа с программой, включая ввод и корректировку информации, осуществляется в диалоговом режиме. В программе предусмотрена индикация хода выполнения процедур (ввод и корректировка данных, этапы вычислительного процесса, вывод результатов расчета). Процедура пользования программой отражена на заставках экрана. Программа реализует математическое моделирование факторного эксперимента с получением полиномальной модели с весовыми коэффициентами, характеризующими участие каждого цеха (подразделения) в снижении или увеличении оплаты за электроэнергию в зависимости от временных интервалов начала и конца их работы.

↑, ↓ – Перемещение PgUp, PgDn, – Листание

84

4.2. Программная модель для определения оптимального графика регулирования мощности компенсирующих устройств Известно, что экономичность работы энергосистемы зависит от режима потребления реактивной электроэнергии. Этот режим определяется мощностью подключенных к сети компенсирующих устройств в различное время суток. Оплата за потребление реактивной мощности может производится по дифференцированным по зонам суток тарифам. Регулируя в соответствии со значением ставки тарифа потребление реактивной энергии, промышленное предприятие может обеспечить минимум затрат на оплату реактивной энергии [17,18,24]. Однако включение и отключение компенсирующих устройств может быть связано с неблагоприятными переходными процессами в сети, ухудшением качества электрической энергии, возможным браком продукции. Возникает необходимость сдвига времени переключения компенсирующих устройств на начало рабочих смен, обеденные перерывы. Может оказаться целесообразным сокращение числа переключений компенсирующих устройств, учитывая износостойкость коммутационной аппаратуры и возможные аварии при переключениях. В таких случаях режим потребления может оказаться неэкономичным. Для лица, принимающего решение, важно знать затраты, связанные с переплатой за электроэнергию, и сопоставить их с возможным ущербом. Задача является сложной и может быть решена на программной модели [19,21,23,53]. Созданная программная модель анализирует график реактивной нагрузки. В зависимости от желаемого числа и времени переключений в сутки определяет значение необходимой мощности компенсирующих устройств на каждой ступени регулирования, соответствующее минимуму оплаты, а также затраты на оплату электроэнергии. В программе реализована одноцелевая оптимизационная задача. Алгоритм построен на использовании математической теории планирования эксперимента. Поиск экстремума осуществляется методом Бокса-Уилсона в два прохода. Далее приводится вид заставок экрана монитора в процессе выполнения программы.

85

Вид заставок экрана Экран 1 Ульяновский государственный технический университет Кафедра "Электроснабжение" РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ НА ПРОМЫШЛЕННОМ ПРЕДПРИЯТИИ г. Ульяновск 2000 Нажмите клавишу <Enter>

Экран 2 НУЖНО ОПИСАНИЕ РАБОТЫ ПРОГРАММЫ ? Да - <Enter> / НЕТ - , <Enter>

Экран 3 Экран 3.1 EXPERT ( U1.1 ) ПРОГРАММА ОПТИМИЗАЦИИ ГРАФИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ Программа предназначена для определения оптимального закона регулирования мощности компенсирующих устройств в соответствии с графиком потребления реактивной мощности и может быть использована на любом промышленном предприятии. В качестве критерия оптимальности используются затраты, связанные с оплатой за реактивную мощность и энергию . Оптимизационное задание в программе решается с использованием теории планирования эксперимента. Для этого составляется план-матрица эксперимента, в котором указаны различные сочетания верхнего и нижнего уровней независимых факторов. Верхний уровень представляет собой значение мощности на ступенях графика без учета подключения располагаемой мощности компенсирующих устройств. Нижний – с учетом ее подключения. Число независимых факторов определяется числом ступеней суточного графика нагрузки. В соответствии с план-матрицей производится эксперимент (расчет) 1

86

Экран 3.2 на имитационной модели, представляющей собой подпрограмму расчета оплаты за реактивную мощность. Число экспериментов при полнофакторном эксперименте равно 2 в степени n, где n – количество факторов. По этой причине необходимо учитывать увеличение время работы программы с возрастанием числа факторов или ступеней графика нагрузки. В результате обработки результатов эксперимента рассчитывают коэффициенты регрессионной математической модели зависимости от всех независимых факторов. После чего производится проверка значимости коэффициентов по критерию Стьюдента и проверка полученной модели на адекватность по критерию Фишера. В случае, если модель или функция адекватна, производится поиск минимума этой функции. Получается сочетание независимых факторов (включенной мощности компенсирующих устройств на каждой ступени графика нагрузки), при которых обеспечивается минимум затрат, связанных с оплатой за реактивную энергию. Исходными данными для работы программы являются: суточный график нагрузки, располагаемая мощность компенсирующих устройств, начало времени больших нагрузок, конец времени больших нагрузок, 2 ВПЕРЕД - < Enter> / НАЗАД - , <Enter>

Экран 3.3 тариф за максимальную реактивную мощность, тариф за потребляемую реактивную электроэнергию в часы больших нагрузок, тариф за потребляемую реактивную электроэнергию в часы малых нагрузок, тариф за генерацию реактивной энергии. Все данные вводятся в диалоговом режиме. Выходные данные представляют собой номограмму, в которой мощность компенсирующих устройств на каждой ступени графика нагрузки показана в процентах от располагаемой. 3 ВПЕРЕД - < Enter> / НАЗАД - , <Enter>

87

Экран 4 ВВОД ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Исходные данные вводятся в диалоговом режиме, либо используются заложенными в программе с возможностью их корректировки

Экран 5 БУДЕТЕ ВВОДИТЬ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ? Да - <Enter> / НЕТ - , <Enter>

Экран 6 П ВВЕДЕННЫЕ ДАННЫЕ 1

Экономическое значение потребляемой энергии

2

ЕД. ИЗМ.

ЗНАЧЕНИЕ

квар·час

240000.0

Экономическое значение мощности

квар

400.00

3

Тариф за потребляемую реактивную мощность

руб./квар

0.80

4

Тариф за потребляемую реактивную мощность в часы больших нагрузок

руб./квар

0.08

5

Тариф за потребляемую реактивную энергию в часы малых нагрузок

руб./квар·час

0.02

6

Тариф за генерацию реактивной энергии

руб./квар·час

1.20

7

Время начала больших нагрузок

часы суток

7.00

8

Время конца больших нагрузок

часы суток

23.00

ЖЕЛАЕТЕ ИЗМЕНИТЬ ДАННЫЕ ? Да - <Enter> / НЕТ - , <Enter>

88

Экран 7 Число ступеней суточного графика нагрузки 24 ЖЕЛАЕТЕ ИЗМЕНИТЬ ДАННЫЕ ? Да - <Enter> / НЕТ - , <Enter>

Экран 8 ВВЕДЕННЫЙ ГРАФИК НАГРУЗКИ НОМЕР СТУПЕНИ

ЗНАЧЕНИЕ ВРЕМЯ

ГРАФИКА

РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

№ п\п

(час)

(квар)

1

0.00

100.00

2

0.30

100.00

3

1.00

100.00

4

1.30

100.00

5

2.00

100.00

6

2.30

150.00

7

3.00

150.00

8

3.30

200.00

-

-

-

24

23.30

100.00


Экран 9 №

ВВЕДЕННЫЕ ДАННЫЕ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

1

Число переключений

2

2

Располагаемая мощность (квар)

1000.0


89

Экран 10 НОМЕР

ВРЕМЯ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЙ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

1

6.00

2

23.00


Экран 11 Есть необходимость повторно проверить данные? Да - <Enter> / НЕТ - , <Enter>

Экран 12 ▓

0

1. Расчет коэффициентов полиномальной модели методом планирования полнофакторного эксперимента 2. Проверка значимости коэффициентов модели по критерию Стьюдента 3. Проверка модели на адекватность по критерию Фишера 4. Поиск экстремума функции методом Бокса-Уилсона

50 %

100 %

▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓ Экран 13 ЭТАПЫ УТОЧНЕННОГО РАСЧЕТА ▓ 1. Расчет коэффициентов полиномальной модели 2. Проверка значимости коэффициентов модели по критерию Стьюдента 3. Проверка модели на адекватность по критерию Фишера 4. Поиск экстремума функции методом Бокса-Уилсона

0

50 %

100 %

▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓

90

Экран 14 ОПЛАТА ЗА РЕАКТИВНУЮ ЭНЕРГИЮ В часы малых нагрузок

руб.

Сгенерировано, квар.ч

.00000Е + 00

.000Е + 00

Потреблено, квар.ч

.1000Е + 03

.000Е + 0

В часы больших нагрузок

руб.

Сгенерировано, квар.ч

.00000Е + 00

.0000Е + 00

Потреблено, квар.ч

.31600Е + 03

.0000Е + 03

Итого:

.0000Е + 00

100%

График включения компенсирующих устройств

▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓ ▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓ 50%

▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓ ▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓ ▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓ ▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓ ▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓▓ 0

4

8

12

16

20

24 час

Нажмите клавишу <Enter>

Экран 15

Желаете повторить расчет ? Да - <Enter> / НЕТ - , <Enter>

91

4.3. Программные продукты для руководителей энергетических служб потребителей 4.3.1. Программа расчета оплаты за электроэнергию для предприимчивых и бережливых руководителей организаций Программный продукт предназначен для расчета оплаты за электроэнергию. Он может быть использован для любых потребителей электрической энергии, имеющих желание иметь оперативную информацию о расходах на оплату электроэнергии. Программный продукт в наглядной форме представляет составляющие оплаты и возможности их снижения. Программа включает в себя расчет оплаты за активную и реактивную мощность и энергию. Информация о потреблении электроэнергии представлена в программе в наглядной табличной форме как за текущий месяц, так и за весь период с начала года. Такая форма позволяет легко анализировать электропотребление по каждой составляющей оплаты за любой период. Программа представляет собой программную модель процесса потребления электроэнергии, на которой в познавательных целях можно исследовать влияние всех факторов (значение заявленного максимума, потребление активной энергии, реактивной, наличие или отсутствие компенсирующих устройств и приборов учета и т. д.) на конечную сумму оплаты за электроэнергию. Это позволяет найти значимые, с точки зрения снижения оплаты, факторы, определить возможности их оптимизации. Программа позволяет исследовать процесс электропотребления и дать достоверную информацию для принятия технических, организационных и административных решений в части изменения режимов электропотребления, установки дополнительных приборов учета, средств компенсации реактивной мощности и т. д. Сценарий и форма представления информации делает программу многофункциональной. Во-первых, это расчетная программа в классическом представлении. Во-вторых, это программная модель процесса электропотребления. В-третьих, это обучающая программа. Программа составлена в расчете на пользователя, имеющего элементарные навыки работы с персональным компьютером. Требует умения запускать программу на исполнение, вводить с клавиатуры цифры, пользоваться клавишами «забой символа», «пробел», «ENTER», «ESC», клавишами управления курсором для перемещения окна и возврата к предыдущему состоянию экрана. В любом состоянии экрана в нижней строке имеется подсказка, определяющая дальнейшие действия. Программные прерывания и искажение информации из-за неправильных действий невозможны. Программа работает на IBM – совместимом компьютере с VGA монитором и руссификатором, поддерживающим

92

30 – строчный вывод текста в графическом режиме работы (IBM 286 AT и выше) . Сценарий программы предусматривает вывод на экран трех таблиц, в которых содержатся сведения о данных, введенных ранее за все предыдущие месяцы, включая текущий. Строка, соответствующая текущему месяцу, выделяется цветом как строка ввода. Окно для ввода значений перемещается по строке ввода клавишами «ENTER» и «стрелка влево». Таблица 3 содержит графические изображения приборов учета в колонке, соответствующей вводу параметра, измеряемого этим прибором. Здесь наглядно представлены все необходимые приборы для полного учета электроэнергии. В программе предусмотрена возможность определения потребления расчетным способом при отсутствии любого (любых) приборов учета. Это происходит в том случае, если соответствующий прибор отмечен через оконное меню как отсутствующий (становится перечеркнутым крест - накрест). Оконное меню перемещается с помощью клавиши «ENTER» и «стрелка влево». После подтверждения наличия и отсутствия приборов учета на экране наглядно представляется информация о том, как обстоит дело с учетом электроэнергии у потребителя. Далее образуется окно ввода значений в строке, соответствующей текущему месяцу. Окно ввода перемещается и останавливается, требуя ввода значений только в тех колонках, где подтверждено наличие приборов учета. В колонках с отсутствующими приборами появляются значения, вычисленные расчетным способом. Для наглядности эти значения выделены цветом. После окончания ввода на экране в колонке «счет за электроэнергию» появляется число, соответствующее сумме оплаты по каждой составляющей, и появляется таблица 4. В этой таблице приводятся составляющие оплаты за текущий месяц, а также итоговые данные с начала года, включая текущий месяц. Под таблицей 4 предусмотрена строка, дающая информацию об ошибке в денежном выражении, вызванной неточностью прогноза максимума нагрузки за месяц и с начала года. Эта информация обязывает лицо, принимающее решение о значении заявленного максимума, более серьезно относиться к этому вопросу. Клавишами «стрелка вверх» и «стрелка вниз» предусмотрено перемещение таблицы 4 для просмотра сведений за прошедшие месяцы. Вся информация о годовом потреблении электроэнергии представлена на одном экране, в том числе информация о суммах, выплаченных за потребление, не зарегистрированное приборами учета, что вынуждает всерьез задуматься о необходимости их установки. Очевидно, что программа, в конечном счете, будет способствовать повышению образовательного уровня персонала потребителей, проявлению инициативы, ускорению получения практических результатов, которые экономически выгодны как энергосистеме, так и потребителю.

93

4.3.2. Основные сведения о программе «Расчет экономических значений реактивной мощности и энергии» Экономические значения реактивной мощности и энергии необходимы для правильного выбора мощности компенсирующих устройств и режима их работы. Компенсация реактивной мощности целесообразна только до экономических значений. Компенсировать ее до значений ниже экономических не выгодно, так как затраты на компенсацию будут превышать экономию от снижения потерь, обусловленных передачей реактивной мощности. Механизм расчета экономических значений мощности и энергии достаточно сложный, подробно и наглядно не представлен в технической литературе, что затрудняет его понимание. Предложенный программный продукт является средством решения проблемы. Сценарий программы подчинен цели наглядной демонстрации и ускорению восприятия механизма расчета экономических значений реактивной мощности и энергии, способствует проявлению инициативы инженерно-технического персонала при решении вопросов компенсации реактивной мощности. Ниже приводятся сведения о программе, даны некоторые рекомендации. Основное назначение программы сводится к расчету экономических значений реактивной мощности и энергии для всех потребителей электроэнергии, рассчитывающихся за электроэнергию как по одноставочному, так и по двухставочному тарифу. Расчет экономического значения коэффициента реактивной мощности tg(φ)э производится нормативным методом для расчетной точки учета электроэнергии, расположенной на шинах понижающих подстанций. Если точка учета не совпадает с расчетной (приборы учета электроэнергии установлены не на границе балансовой принадлежности сети), а также при расчете tg(φ)э оптимизационным методом значение tg(φ)э корректируется при выполнении программы с помощью клавиатуры. В программе предусмотрена также корректировка других коэффициентов, полученных расчетным путем. Программа представляет собой программную модель, на которой в познавательных целях можно исследовать влияние всех факторов (значение заявленного максимума, потребление активной энергии, т. д.) на величины экономических значений реактивной мощности и энергии. Это позволяет найти значимые, с точки зрения снижения потерь, факторы, определить возможности их оптимизации. Программа позволяет дать достоверную информацию для принятия технических, организационных и административных решений в части изменения режимов электропотребления.

94

4.3.3. Контролирующая программа-экзаменатор Программа «Программа-экзаменатор» позволяет изучать нормативноправовые документы и контролировать их знание [4,5]. Программа предназначена для подготовки к аттестации и аттестации прошедших курс обучения. Предусматривает случайный выбор и последовательный вывод на экран до 10 вопросов из их неограниченного числа. Тексты вопросов группируются преподавателем в специальных текстовых файлах и размещаются в них в виде, необходимом для представления на экране в текстовом окне фиксированного размера. Правильные ответы на вопросы располагаются преподавателем также в текстовых файлах. Аттестация возможна как по одной из тем, так и по всем темам в комплексе с использованием всех файлов с вопросами [25,29,54]. Программа предусматривает два режима работы. Режим самоподготовки используется для приобретения навыков работы с программой и ознакомления с вопросами по любой теме. Предусматривает возможность многократно оценивать знания с помощью компьютера и дает основание для самооценки готовности прошедшего курс обучения. Второй режим (режим зачета) используется для аттестации прошедших курс обучения и записи результатов в память компьютера. В этом режиме исключается возможность повторного сеанса работы без вмешательства преподавателя. Для работы в этом режиме необходима предварительная регистрация преподавателем идентификаторов учебных групп, прошедших курс обучения, в памяти компьютера. Выбор режима работы осуществляется через соответствующее оконное меню. Программа позволяет осуществлять контроль и индикацию текущих параметров сеанса работы. Дисциплина и наименование или номер темы отображаются в верхней строке экрана. Фамилия аттестуемого отображается в верхнем левом углу экрана. Ввод ответа на вопрос осуществляется в левом нижнем углу экрана. Время сеанса контролируется с помощью шкального индикатора в левой части экрана. Основное время сеанса отображается шкалой желтого цвета. Его предельное значение соответствует 10-20 минутам или секундам (по желанию заказчика). Окончание основного времени сопровождается закрашиванием шкалы на полную длину. В дальнейшем индикация затраченного времени осуществляется шкалой красного цвета, а превышение времени в процентах от основного отображается в строке «Превышение времени», появляющейся на экране после окончания основного времени. Число баллов за правильные ответы, а также число баллов с учетом штрафных за превышение основного времени отображается на шкале «Число баллов». Число баллов с учетом штрафных отображается шкалой красного цвета. Число баллов за правильные ответы – шкалой сиреневого цвета. Если основное время сеанса не превышено, число баллов за правильные ответы и число баллов с учетом штрафных совпадают, поэтому шкала сиреневого цвета закрывается шкалой красного цвета. При превышении времени над основным

95

на каждые 10% число баллов снижается на 0,5 , что вызывает уменьшение длины шкалы красного цвета и появление шкалы сиреневого цвета. Сеанс работы прерывается, когда число баллов становится равным нулю. Для предотвращения этого желательно ответить на все 10 вопросов за основное время. Порядковый номер вопроса, выведенного на экран, отображается на шкале «Номер вопроса» мигающей цифрой, расположенной внутри квадрата. Число квадратов соответствует числу задаваемых во время сеанса вопросов. Результат ответа на вопрос также отображается на шкале «Номер вопроса» цветом квадрата, номер которого соответствует порядковому номеру заданного вопроса. При правильном ответе на вопрос квадрат окрашивается в зеленый цвет. При неправильном ответе цвет квадрата становится красным. Некоторые промышленные предприятия уже приобрели у нас эти программы.

96

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Рыночные преобразования затронули все сферы хозяйственной деятельности, в том числе электроэнергетику. Однако производство, передача и потребление электрической энергии в отличие от производства, транспорта и потребления других видов товаров имеет специфические особенности. Эти особенности связаны с неразрывностью процесса во времени, что обусловливает влияние режимов электропотребления на экономичность передачи и производства электрической энергии на электрических станциях. Массовость потребителей осложняет управление этими режимами. Отмеченные особенности требуют особого подхода к управлению в условиях рынка. С переходом к рыночным отношениям единая электроэнергетическая система разделилась на собственников – продавцов и покупателей. Их частные интересы ограничены пределами своей собственности. Общие вопросы энергосбережения, касающиеся энергосистемы в целом и зависящие от взаимоотношений собственников, практически ими не решаются. Существовавшая до разделения энергосистемы государственная структура управления режимами электропотребления разрушена. Существующая административная структура, основанная на постоянном мониторинге и непосредственном участии государства, неэффективна. Попытка управления режимами электропотребления посредством экономических стимулов потерпела неудачу. Предложенные и внедренные механизмы тарифного управления режимом потребления реактивной мощности и показателей качества электрической энергии оказались в противоречии с законодательной базой и были отменены. На сегодняшний день процесс регулирования режимов электропотребления практически неуправляем. Это связано с расточительным расходом невосполняемого национального запаса топливно-энергетических ресурсов, высокими тарифами на электроэнергию, которые ложатся на плечи потребителей. В книге рассмотрены особенности процесса производства, передачи и потребления электрической энергии, обозначены взаимосвязи между элементами структуры управления электрохозяйством потребителя и процессом производства и передачи электрической энергии по сетям энергоснабжающих организаций. Синтезирована структурная схема системы управления электропотреблением в электрохозяйстве потребителя. Рассмотрены ее элементы. На основе критического анализа отмененного механизма тарифного управления режимом реактивной мощности найдены

97

возможные пути решения проблемы приведения скидок и надбавок в соответствие законодательству. Предложены рекомендации по устранению недостатков этого механизма. Поставлена задача разработки подобного тарифного механизма управления другими режимами электропотребления: режимом регулирования показателей качества электрической энергии, режимом загрузки силовых трансформаторов и другого оборудования. Предложена новая структура управления режимами электропотребления, основанная на использовании свойства саморегулирования рыночных отношений в соответствии с законом спроса и предложения при административной поддержке государства без его прямого участия в процессе. Содержатся сведения о разработке информационнотехнологического обеспечения структуры в виде программных продуктов, обеспечивающих обработку и представление информации для принятия решений. Изложенная информация представляет интерес и может быть использована инженерами, экономистами, юристами, работающими в структурах государственного регулирования тарифов на электроэнергию на потребительском рынке. Книга также может быть полезна персоналу энергетических служб энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии, а также студентам электроэнергетических специальностей техникумов и вузов.

98

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Арзамасцев Д. А. Модели оптимизации развития энергосистем: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов/ Д. А. Арзамасцев, А. В. Липес, А. Л. Мызин/ Под ред. Д. А. Арзамасцева. – М.: Высш. шк.,1987.– 272 с.: ил. 2. Арзамасцев Д. А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем: Учебное пособие. – Свердловск: Изд–во УПИ им. С. М. Кирова, 1984.– 88 с. 3. Башмаков И. А. Десять вопросов по поводу «Временного положения о проведении энергетических обследований организаций» // Энергоменеджер. Ежекварт. бюл. АСЭМ. – 1997.– Лето.– С. 12-13. 4. Бондаренко Е. В., Кузнецов А. В. Опыт применения расчетных, обучающих и контролирующих программ в учебном процессе специальности «Электроснабжение» // Тез. докл. на выставке-конференции «Новые информационные технологии в школах и вузах». – М: МАИ, 1993. 5. Бондаренко Е. В., Кузнецов А. В. Программное обеспечение кафедры, выпускающей студентов специальности «Электроснабжение» // Всеросс. науч.техн. конф. «Компьютерные технологии в высшем образовании»/ Ин-т. точной механики и оптики: Тез. докл.– С.- Петербург, 1994. 6. Быстрицкий В. Е., Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Конъюнктура рынка сбыта приборов и систем учета электрической энергии // Энергосбережение в Поволжье. Ежекварт. науч.-техн. журнал.–2000.– Вып. №2.– С.34-38. 7. Быстрицкий В. Е., Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Анализ рынка приборов и систем коммерческого учета электрической энергии // Электротехника.– 2001.– №5.– С.38-40. 8. Буткеев А. Н. , Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Концепции построения систем учета электроэнергии // Энергосбережение. Ежекварт. научн.-техн. журнал. –1999. – Вып. №1. – С.8. 9. Васильев А. Г., Смирнов А. О., Рожков М. А. и др. Совершенствование регулирования тарифов, действующих на потребительском рынке // Энергоменеджер. Ежекварт. бюл. АСЭМ. –1998. – Лето. – С. 12-14. 10. Гражданский кодекс РФ. Полный текст (часть первая и часть вторая). – М.: Ассоциация авторов и издателей «Тандем». Изд-во «ЭКМОС», 2000. – 228 с. 11. Железко Ю. С. Стоимость реактивной мощности и энергии // Электрические станции. – 1989. – №9. – С.23-26. 12. Железко Ю. С. Вопросы качества электроэнергии, условий потребления и генерации реактивной энергии в договорах на энергоснабжение

99

// Энергоменеджер. Ежекварт. бюл. АСЭМ. –1998. – Лето. – С. 16-20. 13. Железко Ю. С. Технологические скидки (надбавки) как способ снижения тарифов на электроэнергию // Электрика. –2001. – №6. – С.12-14. 14. Железко Ю. С. О нормативных документах в области качества электроэнергии и условий потребления реактивной мощности // Электрические станции. – 2002. – №6. – С.18-24. 15. Зарубин А. Н., Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Маврин Ю. С., Мысин С. А. Кондитерская фабрика «Волжанка» снижает оплату за электроэнергию// Энергосбережение в Поволжье. Ежекварт. научн.-техн. журнал. – 2000. – Вып. №3. – С.83-88. 16. Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию (Зарегистрирована Минюстом РФ 28 декабря 1993 г. №449) // Экономика и жизнь. –1994. – №3. – Январь. 17. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Плиско А. Л. К вопросу об оптимизации режима потребления реактивной мощности в связи с введением новых тарифов // Всесоюзн. науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы электроэнергетики»: Тез. докл. – Севастополь, 1991. – С.22-23. 18. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Плиско А. Л. Моделирование режима потребления реактивной мощности промышленным предприятием // Всесоюз. науч.-техн. конф. «Региональные проблемы повышения качества и экономии электроэнергии»: Тез.докл. – Астрахань,1991. – С.86-87. 19. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Плиско А. Л. Разработка программной модели процесса потребления реактивной мощности // Международ. науч.-техн. конф. «Состояние и перспективы развития электротехнологии»: Тез. докл. – Иваново,1992. – С.35. 20. Кузнецов А. В, Магазинник Л. Т., Плиско А. Л. Планирование эксперимента в курсовом и дипломном проектировании // Всесоюз. науч.метод. конф. «Компьютеризация учебного процесса по электротехническим дисциплинам»: Тез. докл. – Астрахань,1993. – С.82. 21. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Плиско А. Л. Программа расчета режима потребления реактивной мощности на промышленном предприятии // Всесоюз. науч.-метод. конф. «Компьютеризация учебного процесса по электротехническим дисциплинам»: Тез. докл. – Астрахань, 1993. – С.83. 22. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т, Клементьев В. Р. Оптимизация режима реактивной мощности промышленного предприятия // Науч.-техн. конф. «Энергосбережение, электропотребление и электрооборудование»: Тез. докл. – М.,1994. – С.32-33. 23. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Манузин А. Б., Северюхин А. Н. Программа расчета оптимального регулирования мощности компенсирующих устройств // Науч.-техн. конф. «Состояние комплексов электротехнического оборудования высоковольтной преобразовательной, сильноточной и полупроводниковой техники»/ ВЭИ: Тез.докл. – М.,1994. – С.294-295. 24. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Плиско А. Л. Регулирование режима

100

реактивной мощности // Науч.-техн. конф. «Электрооборудование, электроснабжение электропотребление»: Тез. докл. – М., 1995. – С.59 25. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Пакет контролирующих программ для студентов специальности «Электроснабжение» // Межвуз. науч.-метод. конф. «Компьютеризация учебного процесса по электротехническим дисциплинам»: Тез. докл. – Астрахань,1995. – С. 26. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Программная модель оптимизации потребления реактивной мощности // Международ. науч.-техн. конф. «Модели технических систем». Т. 3: Тез. докл. – Ульяновск, 1995. – С.72 27. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Клементьев В. Р. К вопросу о новой форме оплаты за реактивную мощность и энергию // Промышленная энергетика. – 1996. – №4. – С.3-6. 28. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Клементьев В. Р. О новой форме оплаты за реактивную мощность и энергию // Науч.-техн. конф. «Крайний Север 96. Технологии, методы, средства»: Тез. докл. – Норильск. – 1996. 29. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Клементьев В. Р. Оболочка контролирующих программ для интенсификации подготовки студентов // Всерос. межвуз. конф. «Информационные технологии в электротехнике и электроэнергетике» (ИТЭЭ-96): Тез. докл. – Чебоксары, 1996. – С.194. 30. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Клементьев В. Р. О снижении заявленного максимума нагрузки. Науч.-техн. конф. «Электросбережение, электроснабжение, электрооборудование»: Тез. докл. – Новомосковск, 1996. 31. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Клементьев В. Р. Возможности региональной энергетической комиссии по привлечению потребителей к регулированию режима реактивной мощности // Электрификация металлургических предприятий Сибири. Вып. 7: Тез.докл. науч.-техн. и метод. конф. (18-21 ноября 1997 года) / Под общ. ред. Б. И. Кудрина. – Томск: Изд-во Томского гос. ун-та. 1997. – С.247. 32. Кузнецов А .В., Магазинник Л. Т., Клементьев В. Р. Возможности региональной энергетической комиссии по привлечению потребителей к регулированию режима реактивной мощности // Электрификация горных и металлургических предприятий Сибири: Тез.докл. Международн. науч.-практ. конф. (18-21 ноября 1997 года) / Под общ. ред. Е. В. Пугачева, И. З. Глейзера / СибГГМА. – Новокузнецк,1997. – С.8-10. 33. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Ключ к решению проблемы учета электроэнергии в промышленности// Энергосбережение. Ежекварт. науч.-техн. журнал. – 1998. – Вып. №3. – С.62-64. 34. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Новые функции энергетических служб промышленных предприятий// Энергосбережение. Ежекварт. науч.техн. журнал. – 1998. – Вып. №3. – С.29-31. 35. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Изменение конъюнктуры рынка труда выпускников кафедры «Электроснабжение»// Энергосбережение. Ежекварт. науч.-техн. журнал. –1998. – Вып. №3. – С.55-57.

101

36. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. О Правилах применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии// Энергосбережение. Ежекварт. науч.-техн. журнал. – 1998. – Вып. №4. – С.30-33. 37. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Программа расчета оплаты за электроэнергию для предприимчивых и бережливых руководителей организаций// Энергосбережение. Ежекварт. науч.-техн. журнал. –1998. – Вып. №4. – С.33-35. 38. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Программа расчета «Оплата за электроэнергию»// Энергосбережение,электроснабжение,электрооборудование: Тез.докл. Всерос. научн.- техн. конф. – Новомосковск, 1998. – С.116-117. 39. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Принципы построения систем учета электроэнергии // Всерос. электротехн. конгресс с международ. участием: Тез. докл. Т.1. – М., 1999. – С.57-59. 40. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Учитывая конъюнктуру рынка электроэнергии // Энергосбережение. Ежекварт. науч.-техн. журнал. – 1999. – Вып. №4. – С.11-16. 41. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Учет электроэнергии в соответствии с Правилами применения скидок и надбавок к тарифам за потребление и генерацию реактивной мощности // Электроснабжение, энергосбережение и электроремонт: Тез.докл. Всерос. научн.-техн. конф. – Новомосковск, 2000. – С.101-105. 42. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Выбор системы коммерческого учета электроэнергии для промышленного потребителя // Энергосбережение в городском хозяйстве: Материалы третьей Рос. науч.-техн. конф. г. Ульяновск, 24-25 апреля 2001 г. – Ульяновск: УлГТУ, 2001. – С.71-74. 43. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т., Сторожков А. П. О совершенствовании Правил применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии // Энергосбережение в Поволжье. Ежекварт. науч.-техн. журнал. – 2001. – Вып. №2. – С.18-20. 44. Кузнецов А. В., Магазинник Л. Т. Об уточнении расчета тарифов на электроэнергию на потребительском рынке // Электрика. – 2002. – №2. – С.7-10. 45. Кузнецов А. В. Об оплате потребителями услуг по поставке и поглощению реактивной электрической энергии // Энергосбережение в Поволжье. Ежекварт. науч.-техн. журнал. – 2002. – Вып. №3. – С.37-40. 46. Кузнецов А. В. Концепция совершенствования организационноправовой формы управления режимами потребления электроэнергии// Энергосбережение в Поволжье. Ежекварт. науч.-техн. журнал. – 2002. – Вып. №3. – С.23-26. 47. Кузнецов А. В. Совершенствование организационно-правовой формы управления режимами потребления электроэнергии // Электрика. – 2002. – №12. – С.3-6.

102

48. Кузнецов А. В. Экономические и административные методы управления регулированием режимов потребления электрической энергии // Науч.-техн. конф. «Электроснабжение, электрооборудование, энергосбережение»: Тез. докл. – Новомосковск, 2002. – С.103-105. 49. Кузнецов А. В., Магагинник Л. Т. Шингаров В. П. Об экономических рычагах управления режимами потребления реактивной мощности // Электрика. – 2003. – №1. – С.17-19. 50. Кузнецов А. В. Об оплате потребителями реактивной электрической мощности и энергии // Электрические станции. – 2003. – №3. – С.12-15. 51. Кучмин Н. А. Мы прорвались на оптовый рынок // Энергоменеджер. Ежекварт. бюл. АСЭМ. –1996. – Лето. – С.12-14. 52. Кушнарев Ф. А., Платонов В. В. Энергетический кризис: Причины и пути устранения. – Ростов-на-Дону: Изд-во СКНЦ ВШ, 1996. – 24 с. 53. Магазинник Л. Т., Кузнецов А. В., Магазинник А. Г., Шингаров В. П. Оптимизация электропотребления промышленного предприятия // Проблемы автоматизированного электропривода: Тез. докл. второй Международ. (ХIII Всерос.) науч.-техн. конф. (23-25 сентября 1998 года) / Под ред. М. А. Боровикова. – Ульяновск: УлГТУ,1998. – С. 55-56. 54. Магазинник Л. Т., Кузнецов А. В., Пестов С. М. Контролирующая программа для персонала, обслуживающего электрические машины и аппараты // Проблемы автоматизированного электропривода: Тез. докл. второй Международ. (ХIII Всерос.) науч.-техн. конф. (23-25 сентября 1998 года) / Под ред. М. А. Боровикова. – Ульяновск: УлГТУ,1998. – С. 116-117. 55. Магазинник Л. Т., Кузнецов А. В. Об эффективности управления регулированием режимов потребления электрической энергии // IV Всерос. конф. «Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения»: Тез. докл. – Нижний Новгород, 2002. – С.90. 56. Магазинник Л. Т., Кузнецов А. В. Модель системы управления потреблением электроэнергии в электрохозяйстве потребителя // Труды Международ. науч. конф. «Континуальные алгебраические логики, исчисления и нейроматематика в науке, технике и экономике». – Ульяновск, 2002. – С.96-98. 57. Маркс К., Энгельс. Ф. Сочинения. Изд. 2. Т. 23 / К. Маркс. Капитал.– М., 1960. – 770 с. 58. Миронов Л. М. Новая специализация «Менеджмент в электрохозяйстве» // Энергоменеджер. Ежекварт. бюл. АСЭМ. – 1996.- Лето. – С.14-15. 59. Миронов Л. М., Москаленко В. В. О работе и перспективах развития курсов для подготовки энергоменеджеров // Энергоменеджер. Ежекварт. бюл. АСЭМ. –1997. – Лето. – С. 30. 60. Никифорова В. Н. Законодательное, нормативное и метрологическое обеспечение качества электрической энергиии // Энергоменеджер. Ежекварт. бюл. АСЭМ. –1996. – Лето.– С. 8-11. 61. Планирование эксперимента в исследовании технологических

103

процессов / К. Хартнан (ГДР), Э. Лоцкий (СССР), В. Шефер (ГДР): Пер. с нем. Г. А. Фомина и Н. С. Лецкой; под ред. Э. К. Лецкого. – М.: Мир, 1977. – 552 с. 62. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии. (Введены в действие с 1 декабря 1997 г.) // Промышленная энергетика. – 1998. – №10. – С.43-52. 63. Правила применения скидок и надбавок к тарифам за качество электроэнергии // Промышленная энергетика. – 1991. – №8. – С. 49-52. 64. Прокопчик В. В., Сычев А. В. Компенсация реактивной мощности нагрузки в условиях рыночных отношений // Электрика.–2001.– №6.– С.19-25. 65. Сюсюкин А. И.. Рационализация и управление электропотреблением на промышленном предприятии // Электрификация металлургических предприятий Сибири. – 1997. – Вып. 7. – С. 145-165. 66. Сюсюкин А. И. О тарифном регулировании отношений между поставщиками и потребителями электроэнергии // Электрика. – 2001. – №6. – С.15-18. 67. Тубинис В. В. Учет электрической энергии в России // Энергоменеджер. Ежекварт. бюл. АСЭМ. – 1996. – Лето. – С. 15-18. 68. Хайд Д. Уменьшение энергозатрат путем совершенствования энергетического менеджмента // Энергоменеджер. Ежекварт. бюл. АСЭМ. – 1996. – Лето. – С. 25-27. 69. Электроэнергетический рынок и тарифы: Учебное пособие / Б. В. Папков; Нижегород. гос. техн. ун-т. – Н.Новгород, 2002. – 252 с. 70. Энергосберегающая технология электроснабжения народного хозяйства: В 5 кн. : Практ. пособие / Под ред. В. А. Веникова. Кн. 5. Экономия электроэнергии на промышленных предприятиях / Т. В. Анчарова, С. И. Гамазин, В. В. Шевченко. – М.: Высш. шк., 1990. – 143 с.

104

Научное издание КУЗНЕЦОВ Анатолий Викторович МАГАЗИННИК Лев Теодорович ШИНГАРОВ Виктор Павлович СТРУКТУРА И ТАРИФНОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Редактор Н. А. Евдокимова

Подписано в печать 12.05.2003. Формат 60×84/16. Бумага писчая. Печать трафаретная. Гарнитура Таймс. Усл. печ. л. 7.00. Уч-изд. л. 6,50. Тираж 100 экз. Заказ Ульяновский государственный технический университет 432027, г. Ульяновск, ул. Сев. Венец, д. 32. Типография УлГТУ, 432027, г. Ульяновск, ул. Сев. Венец, д. 32.

Структура и тарифное стимулирование управления режимами потребления электрической энергии

Recommend Documents