Обеспечение надёжности и эффективности электроснабжения

потребителей (на примере коммунально-бытового сектора)[21]

Для снабжения потребителей электроэнергией в требуемом количестве при надлежащем качестве необходимо обеспечение надёжности электрической сети, к которой подключены их электроустановки. При заключении договора на технологическое присоединение с территориальной сетевой организацией (ТСО) или при изменении его условий потребитель с целью повышения своей надёжности может выбрать более высокую, согласно ПУЭ, категорию, обеспечив компенсацию затрат на сооружение дополнительных источников питания.

В соответствии с требованиями первой или второй категории потребитель имеет право указать в договоре с ТСО интересующие его величины допустимой длительности внезапных и преднамеренных отключений и сроки восстановления электроснабжения, меньшие предусмотренных ПУЭ.

Выполнение этих требований возможно лишь при согласии ТСО и наличии соответствующей технологической возможности, что приводит к возникновению ситуаций, в которых потребитель часто не может добиться желаемых результатов. Поэтому целесообразно рассмотрение вопросов повышения надёжности и эффективности функционирования потребителей как на этапе подключения к электрической сети, так и в условиях действующего договора на передачу электроэнергии, заключённого с ТСО. Разграничение ответственности за надёжность электрических сетей между потребителем и ТСО решается согласно акту установления границ балансовой принадлежности (ГБП) и эксплуатационной ответственности. Анализ схем присоединения к электрической сети электроустановок ряда потребителей Нижегородской области позволяет выделить три основных варианта электроснабжения:

1) ГБП устанавливается на вводном распределительном устройстве (ВРУ) потребителя (рис. 2.4, а, г. б. п. 2);

2) ГБП устанавливается в РУ подстанций ТСО (рис. 2.4, а, г. б. п. 1);

3) ГБП устанавливается на опорах отходящей к потребителю линии электропередачи в местах присоединения отпаек (рис. 2.4, б, г. б. п. 2).

Рисунок 2.4 – Варианты разграничения границ балансовой принадлежности между потребителем и ТСО

Все перечисленные варианты разграничения г.б.п. полностью соответствуют действующему законодательству РФ в области тарифообразования и могут использоваться на любом уровне напряжения присоединения. В зависимости от типа потребителей, места установки расчётного счётчика и точки г.б.п. возникает ряд технических и экономических рисков, приводящих к снижению надёжности и эффективности электроснабжения

Рассмотрим каждую ситуацию более подробно

1. ГБП устанавливается на ВРУ потребителя. Такой вариант является предпочтительным для сетевых организаций, поскольку помимо обслуживания питающих сетей потребителя тариф на передачу электрической энергии для ТСО определяется в соответствии с фактическим напряжением электроустановок потребителя, а не напряжением присоединения. При этом управление уровнем надёжности электроснабжения и его обеспечение осуществляется на уровне ТСО, поскольку на балансе потребителя находятся только внутрицеховые или внутридомовые сети.

Основной недостаток для потребителя − невозможность влиять на режим работы питающих линий и, соответственно, на основные показатели надёжности этого участка сети. Тариф на электроэнергию при этом относится к максимальной стоимостной категории, однако расчёт осуществляться согласно показаниям счётчика потребителя (Wh4, рис. 8.4,а) и потери всех участков питающей сети включаются в ставку тарифа.

2. ГБП устанавливается в РУ подстанций ТСО. В этом случае питающие линии (Л1, рис. 8.4,а) находятся на балансе потребителя, который своими силами или путём привлечения сторонних организаций проводит работы по плановому и аварийному обслуживанию электрооборудования. ТСО в таком случае не несёт ответственности за содержание потребительских сетей и, в случае выхода их строя, имеет ущерб только в виде недополученной прибыли за счёт недоотпуска электроэнергии. В случае первой или второй категорий надёжности по ПУЭ питание осуществляется по нескольким линиям, однако все они также находятся на балансе потребителя, который оплачивает полученную электроэнергию по тарифу Т^СН2 согласно показаниям счётчиков расчётного учёта, поскольку не использует транспортную электрическую сеть низкого напряжения (НН).

Возможны два варианта установки расчетного счетчика:

1. счётчик устанавливается в РУ НН подстанции ТСО (Wh1, рис. 2.4,а);

2. счётчик устанавливается в ВРУ потребителя (Wh2, рис.2.4,а).

В первом случае оплата электроэнергии производится непосредственно по показаниям счётчика, поскольку он расположен на г.б.п. Однако возникает трудность снятия этих показаний, поскольку приборы учёта расположены на подстанции ТСО, а показания снимает потребитель.

Во втором случае к показаниям счётчика необходимо прибавить потери электроэнергии в питающих линиях, которые тоже должен оплачивать потребитель, поскольку этот участок сети находится на его балансе.

Расчёт потерь производится согласно договору энергоснабжения, заключаемому между потребителем и энергосбытовой организацией (ЭСО)

Преимуществом рассмотренного варианта установления г.б.п. для потребителя является более низкая тарифная ставка.

Основным недостатком является риск обеспечения надёжности при повреждении питающих линий. Для максимально быстрого восстановления электроснабжения потребителю необходимо иметь собственный эксплуатационно-ремонтный персонал и резервы по запасным частям. Обеспечение таких условий возможно только для крупных промышленных предприятий с развитой электрической сетью и сложным технологическим процессом.

Для малых предприятий наличие эксплуатационно-технического персонала в штате экономически нецелесообразно, поэтому необходимо привлечение сторонних организаций для проведения работ по ППР и аварийному восстановлению оборудования. В такой ситуации возникают риски, связанные с возможным ремонтом или заменой питающих линий.

Заключение договора на обслуживание необходимо производить до аварийного повреждения. Иначе, в силу организационных и юридических причин, в случае повреждения, максимальное время восстановление вместо определённых ПУЭ 24 часов для 3-й категории надёжности может занять несколько суток (выбор подрядчика, проведение тендера, заключение договора, оплата за услуги, ремонт и включение оборудования), что приведёт к полной остановке производственного процесса и возникновению значительного ущерба.

Таким образом, установление г.б.п. при присоединении к сети на шинах НН питающей подстанции эффективно только для крупных предприятий с большим объёмом потребления электроэнергии и развитой электрической сетью. Для малых предприятий необходимо произвести сопоставление возможной величины ущерба в случае нарушения электроснабжения со снижением затрат за счёт более низкого тарифа.

Описанные принципы обеспечения эффективности электроснабжения действительны только в условиях свободного ценообразования на электроэнергию. Население и приравненные к нему категории, производят оплату по полностью регулируемым тарифам.

Рассмотрим типичную схему электроснабжения многоквартирного жилого дома. Согласно договору энергоснабжения, расчёт за электроэнергию производится за объём, учтённый в месте разграничения балансовой принадлежности между потребителем и ТСО (W_А2, определяемый по показаниям счётчика Wh₂, установленного в ВРУ дома, как и г.б.п. 3, рис. 2.4). При этом как ЭСО, так и ТСО, не несут ответственности за содержание общедомового имущества, в состав которого входит электрическое оборудование, находящееся в многоквартирном доме. Поэтому содержание внутридомовых электрических сетей и обеспечение надёжности их функционирования является обязанностью самого коммунально-бытового потребителя.

Для ряда ТСЖ сложилась ситуация, когда г.б.п. установлена не в ВРУ жилого дома (г.б.п. 3, рис. 2.4), а в РУ НН подстанции ТСО. Это характерно в основном для жилых домов, построенных в 90-х гг. ХХ века, когда сооружение питающей сети осуществлялось на средства застройщика, а ввиду несовершенства действовавшего законодательства в области тарифообразования право собственности на питающие линии закреплялось за жилым домом.

В отличие от промышленных потребителей, ставка тарифа на электроэнергию для которых зависит от напряжения присоединения, ТСЖ оплачивают электроэнергию по регулируемому тарифу, величина которого не зависит от места установления г.б.п., напряжения присоединения и утверждается региональной службой по тарифам одинаковой для всех потребителей категории «население» на территории региона.

Возникает ситуация, когда потребитель в лице ТСЖ или ДУКа вынужден оплачивать потери в питающей линии, хотя средневзвешенная ставка тарифа на транспорт по сетям всех уровней напряжения уже включена в регулируемый тариф, по которому производится расчёт согласно показаниям индивидуальных приборов учёта и оплата общедомовых нужд (ОДН).

Таким образом, в рамках действующей тарифной системы указанная величина потерь уже была включена в тариф на транспорт электроэнергии, а теперь повторно взимается ЭСО при заключении договора энергоснабжения с потребителем категории «население». При расчёте индивидуального тарифа на транспорт для ТСО, с которой у потребителя установлена г.б.п. и заключён посредством ЭСО договор на оказание услуг по передаче электрической энергии (Л1, рис. 2.4), потери в указанной линии не учитываются, и в состав необходимой валовой выручки не включается. Излишек собранных денежных средств оседает у «держателя котла». Коммунально-бытовой потребитель несёт ущерб:

У₂=DW_Л×T_{НН НРЕГ},

где DW_Л - потери электроэнергии в питающей линии, кВт×ч;

Т_{НН НРЕГ} – нерегулируемый тариф низкого напряжения.

Рассчитанная величина потерь полностью включается в состав ОДН и оплачивается всеми жильцами дома. При этом необходимо отметить, что в отличие от остальных составляющих, она оплачивается по более высокому свободному нерегулируемому тарифу.

Для ликвидации создавшейся ситуации возможны три пути:

1. заключение договора с эксплуатационной организацией об обслуживании питающих сетей потребителя;

2. передача питающих линий на баланс администрации муниципальных образований;

3. передача питающих линий на баланс ТСО.

В первом случае решается вопрос проведения работ по восстановлению сетей после повреждения, но остаётся неопределённым источник финансирования их проведения. Кроме того, оплата потерь в питающих сетях также производится за счёт средств потребителя.

Реализация второго варианта основана на том, что внешней границей сетей электроснабжения, входящих в состав общего имущества, является место соединения коллективного (общедомового) прибора учёта с сетью, входящей в многоквартирный дом. Таким образом, коммунально-бытовой потребитель имеет право отказаться от права собственности на питающие линии, снимая с себя обязательства по оплате потерь в них. В таком случае линии переходят в собственность муниципалитета, и, если не найдутся ТСО, желающие взять их на баланс, они становятся объектами бесхозных сетей. Тогда при аварийном отключении питающих линий, возникает риск длительного нарушения электроснабжения ввиду отсутствия ответственных за проведение ремонтов и восстановлений. При этом речь идёт не только о нарушении требований категорий надёжности электроснабжения, но и возникает риск необеспечения энергетической безопасности населения в целом, причём на неопределённый срок.

Третий вариант является более предпочтительным, поскольку передача питающих линий на баланс ТСО лишает коммунально-бытовых потребителей обязанности оплачивать уже включённые в регулируемый тариф потери, а также закрепляет ответственность за надёжность функционирования сети за новым собственником. Основным препятствием в данном случае становится отсутствие финансовых стимулов для ТСО к увеличению объёма оборудования за счёт потребительских сетей НН.

3. ГБП устанавливается на опорах отходящей к потребителю линии электропередачи в местах присоединения отпаек. Такой вариант наиболее характерен для крупных сельскохозяйственных потребителей, для которых наблюдается низкая плотность нагрузок и небольшая единичная мощность электроустановок. Как правило, электрооборудование расположено на нескольких территориально обособленных участках, каждый из которых получает питание от шин ТП напряжением 0,4 кВ (рис. 2.4, б). Коммерческий учёт потребления электроэнергии осуществляется с помощью счётчиков, установленных в ТП (Wh1, рис. 8.4, б), а питающие линии поделены на несколько зон ответственности между ТСО и потребителем (магистральный участок линии на балансе ТСО, отпайки на балансе потребителя).

Рассматриваемый вариант г.б.п. крайне нежелателен для потребителя, поскольку показания расчётного счётчика учитывают потери в сетях ТСО, а расчёт за электроэнергию производится по более высокому тарифу Т^НН.

С точки зрения повышения надёжности электроснабжения эта ситуация также неэффективна, так как для обеспечения функционирования отпаек необходимо создание эксплуатационно-ремонтной службы, обеспеченной необходимым оборудованием для проведения планово-предупредительных и ремонтно-восстановительных работ, либо заключение договоров на обслуживание с ТСО. При этом потребитель не может влиять на эксплуатацию магистральных участков и, соответственно, не может обеспечить требуемый уровень надёжности питающих линий, а вместе с тем и конечных электроприёмников.

Основным направлением повышения эффективности для крупных потребителей является перенесение г.б.п. на шины питающей подстанции. В этом случае, при неизменном объёме потребления, ставка тарифа будет ниже Т^СН2, что позволит сократить плату за электроэнергию до 20 %. Ответственность за надёжность питающих линий при этом полностью возлагается на потребителя, что для крупных предприятий позволяет решить задачу управления ее уровнем и привлечения дополнительных инвестиций для реконструкции и развития сети.

Для малых предприятий с небольшой установленной мощностью (до 100 кВт) целесообразно рассмотрение вопроса о переносе г.б.п. непосредственно в места подключения электроприёмников (ВРУ1, ВРУ2 и ВРУ3, рис. 2.4, б) и оборудование их индивидуальными приборами учёта. Такой вариант подключения к сетям ТСО позволит избежать оплаты потерь в питающих линиях при неизменном тарифе на электроэнергию Т^НН. Ответственность за содержание сетей будет полностью закреплена за ТСО.

Контрольные вопросы

1. Стандарты энергосбережения и энергетической эффективности.

2. Основные группы показателей (индикаторов) реализации энергосбережения.

3. Основы для разработки нормативных показателей энергетической эффективности, устанавливаемых в нормативных документах по стандартизации.

4. Классификация показателей энергетической эффективности.

5. Методы определения показателей энергетической эффективности.

6. Модель системы энергоменеджмента. Модель системы энергоменеджмента, используемая в стандарте ISO 50001:2011.

7. Показатели использования энергетических ресурсов в энергопотребляющих установках.

8. Возможности снижения потерь в электрических сетях.

9. Структура коммерческих потерь электроэнергии.

10. Три пути ликвидации потерь электроэнергии.