ЭКОНОМИКА ЭНЕРГЕТИКИ

При передаче и распределении электроэнергии по всей цепи электроснабжения от источника до потребителя в условиях действия энергорынка почти все задачи, связанные с экономикой этой передачи и распределения, требуют пересмотра, так как действующие ранее критерии, в основу которых был положен народно-хозяйственный подход, уже вступают в противоречие с подходами отдельных энергокомпаний и потребителей. Так, в [1], касаясь вопросов выбора мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем, отмечено, что в связи с созданием акционерных обществ в электрических сетях стало сложным проведение согласованной технической политики в области выбора этих мероприятий, особенно в случае привлечения дополнительных материальных средств.

Подобный тезис подтвержден конкретным примером на основании оптимизационных расче- тов в питающих (330 кВ) и распределительных сетях (110 кВ и ниже), принадлежащих двум энергокомпаниям, по методике [2]. Как отмечено в [1], выполненные с учетом неоднородности графиков нагрузок и генераций оптимизационные расчеты позволили обосновать уменьшение потерь энергии в линиях 110 кВ на 37,3% при увеличении их в линиях 330 кВ на 14,3%.

Таким образом, совместная оптимизация режимов в электрических сетях, принадлежащих двум энергокомпаниям, ставит одну из них в невыгодные условия. Такая же ситуация имеет место и при совместной оптимизации режимов по активной и реактивной мощности сетей, принадлежащих производственным энергообъединениям (ПЭО) и потребителям. В результате подобной оптимизации, как правило, получается, что, например, такое затратное мероприятие, как установка конденсаторных батарей в сетях 6 – 10 кВ, принадлежащих потребителям, дает основной эффект электроснабжающей организации за счет снижения потерь активной энергии на передачу реактивной по питающим сетям. В то же время может случиться, что некоторое объединение (например, объединение генерирующих источников) может получить отрицательный эффект вследствие того, что дополнительная компенсация реактивной мощности при-

ведет к недопустимому повышению напряжений на питающих шинах.

Рассмотрим подобный пример в общем виде с помощью ðèñ. 1, à, на котором кривая Zï отражает изменение затрат потребителя с нарастающим итогом по годам на внедрение мероприятия с уче- том фактора времени и инфляции, кривая Rï характеризует изменение результатов потребителя также с нарастающим итогом, кривая Rý – то же энергосистемы, кривая Rè – то же источников электроснабжения. Как видно из рисунка, результат Rè – отрицательный и его величина прямо пропорциональна времени t, при котором мероприятие считается внедренным.

Как следует из пояснений к обозначениям, под результатом понимается не только экономия в любом виде, но и возможный ущерб, который может быть нанесен некоторому из участников мероприятий.

Рассмотрим сечение кривых Z è R по вертикали в некоторое время t, при котором соблюдается баланс затрат и результатов, т.е.

При балансе согласно равенству (1) затраты потребителя полностью окупаются эффектом потребителя и энергосистемы и покрывают ущерб, понесенный источниками энергоснабжения. В случае, когда Rýt = Rèt, эффект энергосистемы уходит на покрытие ущерба, понесенного энергоисточниками, однако законодательно ввиду самостоятельности организаций такое мероприятие, как восполнение ущерба, понесенного одной фирмой за счет другой, не практикуется.

Åñëè Rýt > Rèt, то даже при полной компенсации ущерба Rèt энергосистеме останется разницаR = Rýt – Rèt, которая в данном случае должна относиться на счет потребителя согласно условию

(1) с тем, чтобы понесенные им затраты Zt полностью окупились. Действительно,

Заметим, что значение R в настоящее время потребителю не компенсируется, это снижает его

заинтересованность во внедрении рассматриваемого мероприятия.

Рассмотрим более подробно этот случай с помощью интегральных кривых затрат и результатов, показанных на ðèñ. 1, á, на котором выбрано сечение по вертикали в некоторое время t, такое, где

отчислений посреднику, определяемые следующим образом:

тересам, так как мероприятие окупается за более короткий срок и при централизованном перераспределении результатов через некоторый посреднический (он может быть государственным) орган обеспечивает долю отчислений и на его счет (0,2 млн. руб. при Kã = 0,1).

В случае, если расчеты показывают на высокую эффективность мероприятия, а отдельно каждый инвестор не имеет для его внедрения достаточных средств, возможно совместное инвестирование по принципу, согласно которому затраты, как и ожидаемые результаты, разбиваются на составляющие. В этом случае суммарный экономи- ческий эффект Ý будет определен как разница R – Z , ò.å.

Ý = R1 + R2 – R3 – (Z1 + Z2 + Z3) =

ãäå Z1, Z2, Z3 – доли затрат первого, второго и третьего инвесторов; Z 3 – доля затрат третьего инвестора с учетом отрицательного результата R3.

Эффект Ý , рассчитанный по уравнению (10) для некоторого времени t, распределяется между инвесторами следующим образом:

Как следует из рассмотрения приведенных на ðèñ. 1 кривых, основной сложностью является их построение, причем наибольшую сложность вызывает не расчет затрат Zï, а расчет результатов, в том числе и отрицательных.

В нашем случае положительным результатом является снижение потерь активной энергии на передачу реактивной как в цепи внешнего электроснабжения, так и в распределительных сетях, принадлежащих потребителю. Расчет этих потерь производится по имеющимся в распоряжении специалистов материалам, например, инструкции [3], публикациях [4, 5] и др.

Расчет отрицательных последствий для энергосистемы и источников энергии от компенсации реактивной мощности в распределительных сетях потребителя энергии заключается не только в дополнительных расчетах диспетчерских режимов, которые в некоторых случаях вынужденно становятся менее экономичными, но и в оценке прямого ущерба, который наносится генераторам электростанций, работающих не на отдачу, а на прием реактивной энергии из сети. Особенно отрицательны последствия компенсации реактивной мощности в узлах, где активные нагрузки резкопеременны по часам суток или низки в целом из-за снижения электропотребления, что является достаточно распространенной ситуацией. В связи с этим, в п. 1.13 [6] записано: “В связи с происходящим в последние годы снижением электропотребления в электрических сетях существенно повысились уровни напряжения, достигнув в ряде узлов опасно высоких значений. Для нормализации положения энергоснабжающая организация имеет право устанавливать в договоре на пользование электроэнергией периоды специальных режимов работы конденсаторных установок (КУ), заключающихся, как правило, в отключении продолжительностью не менее месяца части или всех КУ. За потребление реактивной энергии в эти периоды сверх экономических значений, установленных в договоре, потребителю предоставляется скидка с тарифа. Надбавка к тарифу в эти периоды не применяется”.

Учитывая не только сказанное в п. 1.13 [6], но и изложенное в тексте данной статьи, считаем, что возможности, энергоснабжающей организации

должны быть шире, чем только установка в договоре на пользование энергией периодов специальных режимов работы конденсаторных установок. Следует учесть, что многие промышленные предприятия, как и энергосистемы, ведут постоянный мониторинг (отслеживание) нагрузок с помощью современных электронных средств энергоучета, в связи с чем управление режимами компенсации реактивной мощности может и должно вестись регулярно с учетом сложившейся ситуации с уровнями напряжения и перекоммутаций в схеме внешнего электроснабжения.

Для этой цели в [6] рекомендуется применение оптимизационного метода расчета. Однако при всей прогрессивности этого метода применение его основано на расчете экономически обоснованного значения tg только в часы суточного максимума нагрузки за зимний день контрольных замеров, проводимых энергосистемой. К тому же критерием оптимизации является минимум затрат энергосистемы на передачу по сети реактивной мощности и энергии потребителям и затрат потребителей на установку КУ. Учитывая, что энергосистема и потребитель являются независимыми хозрасчетными структурами и что затраты на установку КУ несет потребитель, подобный критерий оптимизации не может считаться объективным без последующего перераспределения результатов, полученных после проведения оптимизационных расчетов. Подкрепим это конкретным примером.

С середины 2000 г. ОАО Татнефть, перейдя на расчет с энергосистемой за электроэнергию по тарифам, дифференцированным по зонам времени, провело ряд организационно-технических мер, в результате чего совмещенные графики нагрузки в

целом по ОАО в рабочие дни существенно изменились. В часы контрольных интервалов имелись не пики, а провалы нагрузок (ðèñ. 2).

Снижение нагрузок осуществлено в основном за счет отключения в рабочие дни (часы пиковых нагрузок) некоторой части насосных агрегатов для закачки воды в нефтеносные зоны с целью поддержания пластового давления. Так как приводом к насосным агрегатам являются преимущественно синхронные двигатели, работающие с целью снижения потребления реактивной мощности с некоторым перевозбуждением, то их отключение (до 80 тыс. кВт в целом по ОАО) вызывает рост потребления реактивной мощности и соответственно рост значения tg выше нормативного, что приводит к росту оплаты за потребляемую реактивную мощность, так как, хотя часы провала нагрузок у потребителя попадают на часы пиковых нагрузок в энергосистеме, расчет надбавок за реактивную мощность по-прежнему проводится исходя из интересов энергосистемы.

По нашему мнению, в случаях, когда потребитель вступает в режимное взаимодействие с энергосистемой, все оптимизационные расчеты, призванные обеспечить взаимную выгоду взаимодействующим сторонам, должны проводиться совместно и только потом находить разрешение в прямых договорах на отпуск электроэнергии или иным способом, если взаимодействующих сторон больше двух, что на рынке энергии уже является реальным, так как реструктуризация энергетики продолжается с выделением новых самостоятельных структурных подразделений (например, диспетчерских управлений, объединений генерирующих источников и др.).

Одним из существенных результатов энергосистемы при обосновании подходов к режимному взаимодействию является, например, снижение удельных расходов топлива на выработку электроэнергии в случае, когда в энергосистеме имеется недостаток маневренных источников. Рассмотрим это на конкретном примере, используя упрощенную формулу, предложенную в [7],

ï = 0,1 – коэффициент потерь электроэнергии на участке от шин станции до потребителя; ñí = 0,08

– коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды; Ýí, Ýïï, Ýï – потребление электроэнергии в часы ночных, полупиковых и пиковых нагрузок; í, ïï, ï – удельные расходы топлива соответственно в зонах ночного провала нагрузок, на полупиковых и пиковых интервалах, кг (кВт ч).

 таблице è íà ðèñ. 3 приведены результаты проведенных расчетов при различных сочетаниях

Ïý = 57 000 100 = 5,7 ìëí. äîë.

Отметим, что с мая по декабрь 2000 г. в результате перехода на режим управления нагрузками ОАО сократило плату за электропотребление и мощность на 34,8 млн. руб., что в пересчете на год составляет

Ï ï 34,8 12 = 52,2 ìëí. ðóá = 1,74 ìëí. äîë. 8

Если произвести перерасчет полученной потребителем экономии на топливо, сэкономленное энергосистемой с учетом выработки и передачи энергии, то энергосистема скомпенсирует недобор платы за электропотребление при следующем снижении удельного расхода топлива на выработанный и отпущенный киловатт-час

что намного ниже, чем в рассмотренном примере и, на наш взгляд, вполне реально даже, учитывая, что в энергосистеме Татэнерго имеется маневренный источник электроснабжения – Нижнекамская ГЭС, работающая в часы пиковых нагрузок, однако объема ее водохранилища для полного покрытия пиковых нагрузок недостаточно. К тому же при сложившихся нагрузках гидрогенераторы ГЭС вынуждены работать с недовозбуждением, т.е. на прием реактивной мощности, что требует при расчете диспетчерских режимов не только учета удельных расходов топлива в энергосистеме, но и ограничений по напряжениям.

Подобная ситуация в зоне Татарской энергосистемы не единична и свидетельствует о том, что