Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
Постановление Правительства РФ от 01.01.2001 г. № 000 «Об утверждении правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике».
Методические указания по расчету тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке (Приказ Федеральной службы по тарифам от 01.01.2001 г. /2).
Аньшин бизнес: формы, проблемы, перспективы. М.: ВНТЦ. 1998. — 426 с.
, Ратников бизнес. М.: Дело. 2006. — 600 с.
Ламбер Ж-Ж. Менеджмент, ориентированный на рынок. СПб.: Питер. 2006. — 800 с.
, Иващенко и методы организационного управления инновационным развитием. М.: ЛЕНАНД. 2006. — 336 с.
Инновационный менеджмент в электроэнергетике. /Под ред. , , . М.: РАО «ЕЭС России», ВИПКэнерго. 2003. — 388 с.
100 лет теплофикации и централизованному теплоснабжению в России / Сборник статей под ред. . — М.: Новости теплоснабжения, 2003. — 248 с.
От холода к теплу. Политика в сфере теплоснабжения в странах с переходной экономикой. Монография. — ОЭСР/ МЭА, 2005. — 302 с.
Проблемы теплофикации в странах с переходной экономикой // Сборник докладов на Международном семинаре. — М.: , 2004. — 136 c.
Соколов и тепловые сети / Учебник для вузов. — М.: Издательство МЭИ, 1999. — 472 с.
Глава 7. Управление надежностью в электроэнергетике
7.1 Надежность объектов электроэнергетики и энергосистем
Надежность работы ЕЭС России имеет большую социальную и экономическую значимость, является одной из основ системы жизнеобеспечения общества, поддержания производственной деятельности, соблюдения экологических норм, важным аспектом энергетической безопасности страны.
Надежность ЕЭС — это комплексное свойство, определяющее способность осуществлять электроснабжение потребителей путем выполнения функций по производству, передаче и распределению электрической энергии нормированного (требуемого) качества при едином технологическом взаимодействии генерирующих установок, электрических сетей и электроустановок потребителей, удовлетворять в любой момент времени спрос на мощность и электроэнергию (адекватность, балансовая составляющая системной надежности), противостоять возмущениям, вызванным отказами отдельных элементов энергосистемы (безопасность, оперативная составляющая системной надежности).
До недавнего времени, в дореформенной электроэнергетике России задача обеспечения надежности ЕЭС решалась на основе единой технической политики и централизованного распределения финансовых ресурсов. Расходы возмещались в составе тарифов на электроэнергию. Участие конечного потребителя в обеспечении надежности электроснабжения не предусматривалось.
В составе комплексного свойства надежности технических систем, как правило, выделяют:
· безотказность — способность объекта сохранять работоспособность в течение некоторого времени или некоторой наработки;
· долговечность — способность объекта сохранять работоспособность до наступления заданного предельного срока при установленной системе технического обслуживания и ремонтов;
· устойчивость — способность объекта противостоять возмущениям;
· живучесть — способность объекта ограничивать глубину (тяжесть, последствия), отказа функционирования и работоспособности;
· восстанавливаемость — способность объекта к восстановлению после отказа.
· управляемость — способность объекта обеспечивать достижение целей управления (связана с наличием достаточных ресурсов управления и технических средств для его осуществления).
К числу основных показателей надежности относятся:
· параметр потока отказов — отношение числа отказавших в единицу времени элементов к общему числу испытываемых однотипных элементов при условии, что отказавшие элементы заменяются новыми;
· наработка на отказ — среднее значение времени между последовательными отказами;
· время восстановления — отношение суммарного времени восстановления технического устройства за выбранный календарный срок к количеству его отказов за тот же календарный срок;
· коэффициент готовности — отношение времени безотказной работы технического устройства к суммарному времени его безотказной работы и вынужденных простоев из-за отказов.
Существуют также и интегральные показатели: суммарное время простоя оборудования, отключения энергопринимающих установок потребителей, недоотпуски электроэнергии.
Все показатели надежности могут иметь техническое содержание, а интегральные также и экономическое содержание. Интегральные показатели могут использоваться для характеристики глубины отказа.
Следует отметить, что показатели надежности оборудования не связаны непосредственно с показателем надежности электроснабжения потребителей из-за зависимости надежности электроснабжения потребителей от конкретных схемно-режимных условий работы энергосистемы. В этом смысле все частные показатели являются не прямыми, а косвенными характеристиками конечной надежности, под которой понимается надежность электроснабжения потребителей.
Отказы ЕЭС трактуются как снижение количества и качества электроэнергии, отдаваемой потребителю, по сравнению с требуемыми, которые оговорены договорными величинами и условиями поставки.
Для электростанции отказом считается снижение мощности, а для сети – пропускной способности, поскольку оценка их влияния на энергоснабжение потребителей требует в общем случае более глубокого анализа с учетом схем внешнего и внутреннего электроснабжения потребителей.
Под нарушением электроснабжения потребителя в общем случае понимается полное прекращение или недопустимое изменение параметров его электроснабжения. При этом качество электроэнергии как один из факторов надежности электроснабжения регламентируется ГОСТ .
Обеспечение надежности энергосистем, базируется на принципе разумной достаточности, и осуществляется за счет использования надежных элементов, выбора структуры объектов, с резервированием составляющих объект элементов, оптимизации режимов с учетом необходимого резерва по производительности, использования автоматического и ручного противоаварийного управления.
В электроэнергетике можно выделить четыре группы характерных объектов:
· единая энергосистема, объединенные и региональные энергосистемы (энергосистемы в границах операционных зон соответствующих диспетчерских центров);
· технологические объекты (линии электропередачи, подстанции, электростанции, схемы электроснабжения и др.);
· энергетическое оборудование и технические средства управления, в том числе релейная защита и автоматика, противоаварийная автоматика, аппаратура и каналы связи и др. (технические объекты);
· субъекты электроэнергетики и рынка, включая технологическую инфраструктуру и потребителей.
Для всех технических объектов в качестве базовых могут применяться показатели надежности, связанные с частотой отказов и временем восстановления, и наиболее распространенные из них — параметр потока отказов, наработка на отказ, время восстановления, коэффициент готовности, а также ресурсные показатели.
Для технологических объектов и энергосистем дополнительно используются показатели, характеризующие глубину отказа (снижение уровня функционирования или работоспособности объекта, например, отключенная мощность потребления или генерации, снижение пропускной способности сети).
Для энергосистем также используются интегральные показатели — недоотпуск электроэнергии, ущерб от недоотпуска и др.
Поддержание достигнутого уровня надежности ЕЭС России связано с необходимостью принятия масштабных мер, препятствующих развитию и снижающих негативные тенденции последних десятилетий, связанных в первую очередь со старением оборудования.
В настоящее время в энергосистемах имеется большая доля оборудования, отработавшего проектный срок службы. Высокий износ основных фондов ЕНЭС, их старение обуславливают возрастающее число случаев нарушения регламента работы оборудования. Изношенность электрооборудования повышает вероятность отказов и соответственно увеличивает значимость различных мероприятий по исследованию состояния и работоспособности как отдельных объектов, так и энергосистемы в целом.
Задача обеспечения надежности энергосистем (синтез надежности) рассматривается во всем мире в качестве одной из важнейших, решаемых как при эксплуатации, так и при планировании развития. В этой комплексной задаче обычно выделяют следующие частные задачи:
· определение оптимальных резервов мощности генерирующих источников в энергообъединении и распределение их по энергосистемам и электростанциям;
· выбор оптимальных схем электрических сетей и схем электроснабжения отдельных потребителей или их групп;
· выбор рациональных схем выдачи мощности электростанций;
· выбор рациональных схем распределительных устройств электростанций и подстанций;
· выбор состава средств управления, релейной защиты и автоматики;
· определение ограничений по условиям статической и динамической устойчивости;
· планирование ремонтов основного оборудования электрических сетей и электростанций.
Для планирования развития энергосистемы вводится понятие и требование адекватности, или достаточности, как способности системы обеспечивать покрытие перспективного спроса на электроэнергию требуемого качества в любое время при определенных условиях функционирования системы (надежность покрытия графиков нагрузки).
Используются следующие качественные критерии надежности энергосистем и электрических сетей:
· при проектировании и эксплуатации (n–1);
· при экономическом обосновании (n–k).
В соответствии с используемым в энергосистемах ряда стран подходом применительно к электрической сети критерий (n–1) означает, что схема сети должна обеспечивать расчетные перетоки мощности при отключении или отказе любого ее элемента. Критерий (n–k) означает, что в условиях работы полной схемы сети (при отсутствии плановых ремонтов) сеть должна обеспечивать расчетные перетоки мощности при выходе из строя любых k элементов из общего их количества. Следует отметить, что в ЕЭС России в настоящее время используется иной подход к определению области допустимых режимов работы энергосистем, основанный на обеспечении нормируемых требований к устойчивости при нормативных возмущениях.
Для обеспечения надежности при эксплуатации вводится и используется понятие безопасность (режимная или функциональная надежность) как способность системы противостоять нормативным возмущениям без непредусмотренных контрактами воздействий на потребителей и каскадного развития аварий.
Для стран, где осуществляется передача электроэнергии на большие расстояния (Австралия, Бразилия, Канада, Китай, Россия, Япония, Скандинавские страны, Южная Африка и США), приоритетной является задача обеспечения устойчивости. При этом применяются детерминированные методы анализа способности энергосистемы противостоять воздействиям нормативных возмущений. В ряде стран анализ выполняется на основании расчетов преимущественно статической устойчивости (Австралия, Китай), более часто — на основании расчетов в том числе и динамической устойчивости.
Стратегия принятия решения (планирования) на основе качественного критерия, по существу, сводится к применению следующего правила: если нарушается критерий (n–k), то признается необходимость ввода нового (модернизации существующего) оборудования и выполнения иных мероприятий, направленных на повышение надежности структуры объекта.
Наиболее используемым на практике является критерий (n–1). Все перечисленные выше страны применяют его к электрической сети, а большинство из них также и к энергосистеме в целом. В некоторых странах применяется более жесткий критерий (n–2).
Имеется также тенденция к внедрению показателей и норм надежности, основанных на вероятностном подходе. В Канаде, Франции и Италии используют модели для совместной оценки надежности систем генерации и передачи энергии, также основанные на применении вероятностных методов.
Более близкими к российским представляются показатели и нормативы надежности основной электрической сети, принятые в Англии и Уэльсе, которые включают в себя следующие требования:
· к надежности присоединения электростанций к энергосистеме;
· к пропускной способности в сечениях основной сети при ее проектировании;
· к надежности основной сети при проектировании;
· к устойчивости параллельной работы электростанций;
· к надежности электроснабжения потребителей.
Важным параметром для формулирования нормативов надежности присоединений электростанций является мощность наиболее крупного генерирующего оборудования (котла, реактора) в энергосистеме. При этом поскольку удовлетворительное функционирование энергосистемы должно обеспечиваться при одновременной потере двух наиболее крупных генераторов в энергосистеме, устанавливаются следующие требования:
· выдача мощности электростанции, максимальная выдаваемая мощность которой не превышает мощности двух наиболее крупных генераторов, должна обеспечиваться при длительном отключении (плановом или аварийном) одного присоединения, а электростанции большей мощности — при длительном отключении двух присоединений. Исходя из этого принципа минимальное количество присоединений (линий электропередачи), отходящих от шин электростанции, должно составлять для указанных электростанций два и три соответственно;
· главная схема электрических соединений электростанции должна формироваться таким образом, чтобы никакая одиночная авария (кроме аварии на секции шин или в шиносоединительном выключателе) не приводила к немедленной потере выработки электроэнергии большей чем мощность наиболее крупного генерирующего источника в энергосистеме;
· Никакой отказ секции шин, шиносоединительного выключателя или двух одноцепных линий не должен приводить к потере генерации большей, чем мощность двух наиболее крупных генерирующих источников в энергосистеме.
Требования к пропускной способности в сечениях сети определяются двумя составляющими: плановым перетоком и резервом пропускной способности. В соответствии с действующими в Российской Федерации нормативами передающая сеть должна обеспечивать:
· переток, равный сумме планируемого перетока и полного запаса пропускной способности межсистемной связи при отключении любой одной цепи;
· переток, равный сумме планируемого перетока и половине необходимого резерва пропускной способности межсистемной связи без перегрузки какой-либо цепи при одновременном отключении любых двух цепей.
Основная (системообразующая) электрическая сеть и подключенные к ней электростанции должны, как правило, проектироваться таким образом, чтобы сохранять устойчивость без ограничения отпуска электроэнергии от электростанций при отключении любой одноцепной или двухцепной воздушной линии или кабеля независимо от ее длины или любого питающего трансформатора.
Решения по надежности при проектировании развития и эксплуатации ЕЭС, ЕНЭС в основном принимаются на основании нормативов. Нормативы создаются на основе обобщения опыта эксплуатации, результатов технико-экономических расчетов и экспертных оценок.
Различают нормативы двух типов: прямые — в виде требований к значениям определенных показателей надежности и косвенные — в виде требований к техническим характеристикам объекта и его элементов.
В дореформенный период применительно к ЕЭС России в целом осуществлялась декомпозиция задачи обеспечения надежности с выделением задачи обеспечения надежности параллельной работы крупных электростанций, энергосистем и их объединений в составе ЕЭС, а также задач надежности внутри вертикально-интегрированых компаний — от поставок топлива до поставок тепла и электроэнергии. Для их решения применялся жесткий административный подход, корпоративные механизмы, производилось перераспределение финансовых ресурсов, осуществлялось централизованное диспетчерское управление.
Надежность работы основной электрической сети как элемента энергосистемы, обеспечивалась нормированием технических требований к линейному и подстанционному оборудованию, ее структуре, совершенству релейной защиты и линейной автоматики, диспетчерскому управлению. Особое внимание уделялось устройствам противоаварийной автоматики.
Требований к надежности основной сети в общем виде не существовало, однако они возникали как следствие требований к энергосистеме, установленных рядом методических и руководящих материалов. Эти требования сконцентрированы в двух основных документах: методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем и методических указаниях по устойчивости энергосистем.
В соответствии с этими требованиями схема основной электрической сети должна обеспечивать:
· необходимую пропускную способность сети в сечениях ЕЭС, позволяющую осуществлять взаиморезервирование электростанций и, тем самым гарантировать надежность покрытия нагрузки при расчетных неблагоприятных сочетаниях аварийных ремонтов основного генерирующего оборудования электростанций и непредвиденных изменениях перспективных нагрузок;
· выполнение регламентированных требований к режимам работы энергосистемы и электроснабжению потребителей в условиях, возникающих после вывода из работы для проведения аварийных ремонтов тех или иных элементов электрической сети или их сочетаний;
· сохранение устойчивости энергосистем в результате нормативных возмущений.
Установлены требования и к допустимым режимам энергосистемы. В соответствии с этими требованиями в сети напряжением 500 кВ и ниже устойчивость должна сохраняться без применения противоаварийной автоматики после отключения любого элемента вследствие однофазного короткого замыкания (КЗ) с успешным и неуспешным АПВ (ОАПВ) и после отключения энергоблока, кроме наиболее мощных генераторов, имеющихся в небольшом количестве в данной ОЭС. В сети 750 кВ и выше для сохранения устойчивости допускается применение противоаварийной автоматики, но объем отключаемой нагрузки должен быть не более 30% передаваемой по сечению мощности. При этом не допускается воздействия противоаварийной автоматики на разгрузку АЭС при отключении любого элемента сети любого напряжения.
В перспективе необходимо стремиться к проектированию электрической сети с учетом соблюдения критерия (n–1) без противоаварийного управления, то есть к отсутствию управляющих воздействий при возникновении одного любого нормативного возмущения в энергосистеме.
7.2. Обеспечение надежности
7.2.1. Механизмы управления надежностью.
При переходе электроэнергетики к рыночным отношениям задача обеспечения надежности ЕЭС значительно усложняется вследствие влияния рыночных механизмов на изменение режимной ситуации в энергосистемах.
По мнению зарубежных экспертов, серия крупных системных аварий последнего времени вызвана, в том числе, несоответствием действующей системы обеспечения надежности в крупных энергообъединениях новым рыночным условиям. В частности, в общих выводах и заключениях по крупным системным авариям в США и Западной Европе отмечается, что энергообъединениям необходимо разработать эффективные регулирующие и законодательные механизмы для упорядочения рыночных операций по сделкам на поставки электроэнергии. До сих пор, несмотря на крупные аварии и погашения энергосистем в Европе и Америке, участники рынков электроэнергии расширяют объемы контрактов на коммерческие поставки сверх всяких технически возможных и разумных пределов.
Необходимо учитывать тенденцию в западном обществе, направленную на ужесточение требований к системной надежности на основе правовых механизмов. В России отставание в создании эффективных механизмов инвестирования в развитие генерации и электрических сетей от развития рыночных отношений может породить значительные риски и, в частности, риск невозможности удовлетворения перспективного спроса по причине низкой эффективности инвестиционных решений.
При этом следует отметить, что обеспечение централизованного оперативно-диспетчерского управления и проведение торгов электроэнергией исключительно в пределах области допустимых режимов (определяемых системным оператором) существенно снижает упомянутые выше риски.
Механизмы управления надежностью могут базироваться на различных принципах: административном, нормативно-правовом и экономическом. Это не означает, что вся система управления надежностью в конкретный период и в конкретной энергосистеме строится на каком-то одном из указанных принципов. Как правило, используется та или иная комбинация механизмов, базирующихся на различных принципах управления.
В условиях вертикально-интегрированной структуры электроэнергетики преимущественно использовалось административное и нормативно-правовое управление. На основании отраслевых приказов и распоряжений в соответствии с отраслевыми регламентами осуществлялась единая техническая политика с перераспределением финансовых ресурсов на решение наиболее острых задач.
При переходе электроэнергетики к рыночным отношениям с высокой самостоятельностью участников рынка электроэнергии и несовпадением их интересов административный подход теряет свою былую эффективность. Неизбежным становится сочетание экономического и нормативно-правового управления надежностью.
Переход к рыночным методам и экономическим механизмам не исключает полностью возможности и эффективности использования в некоторых случаях административного управления. Определенный приоритет оно может иметь в критических либо аварийных условиях.
Надежность электроснабжения потребителей должна стать товаром с соответствующей ценой и предметом договорных отношений между субъектами энергетического рынка, реализуемым через рыночные услуги.
Поддержание необходимого уровня надежности требует определенных затрат, однако, общая рыночная логика, направленная на извлечение максимальной прибыли от реализации товаров и услуг, не создает привлекательного для участников рынка экономического механизма поддержания надежности. Основанием такого механизма может стать создание рынка системных услуг, в котором участники рынка предоставляют через системного оператора всей ЕЭС в целом дополнительный услуги (первичного и вторичного регулирования частоты, регулирования реактивной мощности, запуск системы с нуля и т. д.).
Единство технологического процесса в ЕЭС России, осуществляемого множеством субъектов электроэнергетики, определяет их совместное участие в обеспечении, как системной надежности, так и надежности электроснабжения потребителей. Это обстоятельство требует выстраивания системы экономических взаимоотношений между хозяйствующими субъектами в сфере обеспечения надежности. Необходимо установить соответствующие требования и показатели надежности, меры ответственности за их выполнение на границах взаимодействия.
Генерирующие компании должны обеспечивать безотказность, управляемость генерирующего оборудования и распределительных устройств, выполнять обязательства по выработке ЭЭ в соответствии с диспетчерскими графиками, осуществлять регулирование частоты и активной мощности, напряжения и реактивной мощности, выполнять требования по устойчивости и живучести электростанций, включая возможность восстановления генерации после погашения системы. Реализация требований осуществляется посредством резервирования станционных систем и ресурсов, поддержания согласованных характеристик оборудования и настройки систем управления.
Сетевые компании должны обеспечивать адекватные схемы выдачи мощности электростанций и их текущую надежность, согласованные схемы присоединения потребителей и текущую надежность их электроснабжения, а также регламентированную надежность электрической сети. Реализация требований осуществляется посредством резервирования структуры и пропускной способности сети, применения эффективных управляемых источников реактивной мощности, средств релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Потребители должны использовать энергопринимающие установки, устойчивые к расчетным внешним возмущениям, обладающие достаточной собственной безотказностью, электрической и технологической живучестью, способностью восстановления без значительных потерь после нарушения технологического процесса. Для этого могут применяться системы самозапуска и повторного пуска двигателей, автономные источники питания, устройства регулирования реактивной мощности, технологическое резервирование и средства управления. Потребители должны поддерживать заданный коэффициент мощности, а также принимать участие (в договорном объеме) своей нагрузкой в противоаварийном управлении.
Системный оператор при планировании режимов должен обеспечивать требуемую надежность ЕЭС (энергосистем). При управлении электроэнергетическим режимом он должен эффективно использовать имеющиеся в энергосистеме резервы генерирующих мощностей и пропускной способности электрической сети для локализации и предотвращения развития нарушений нормального режима, обеспечивать его скорейшее восстановление. При этом им используется АСДТУ, системы автоматического управления режимом (АРЧМ, ПА), настроенные с учетом требований обеспечения надежности в текущих условиях.
Требования к энергопринимающим установкам потребителей, помимо названных ранее, должны ограничивать их негативное влияние на качество электрической энергии во внешних сетях и, таким образом, на надежность электроснабжения других потребителей и системы в целом на границе балансовой принадлежности.
Наличие у одного потребителя нескольких взаимосвязанных точек присоединения, в том числе к электроустановкам нескольких субъектов, может потребовать заключения многостороннего договора и установления комплексных показателей гарантируемого уровня надежности.
Достаточно очевидно, что ни системная надежность, ни надежность электроснабжения потребителей не может быть абсолютной по техническим причинам, а исходя из экономических соображений, ее нецелесообразно приближать к таковой. С учетом этого обстоятельства ответственность субъектов электроэнергетики за надежность может быть как ограниченной, так и полной в зависимости от договорных условий и структуры формирования тарифа на надежность.
При распределении ответственности следует исходить из того, что энергосистема должна выдерживать нормативные возмущения — не допускать нарушений электроснабжения, недопустимых отклонений частоты, напряжения, уровней токов короткого замыкания и перегрузок оборудования, потери статической и динамической устойчивости и др. В границах номативных для энергосистемы возмущений субъекты, являющиеся их источниками, должны нести имущественную ответственность за ущерб, связанный с повреждением собственного и чужого оборудования, с дополнительными эксплуатационными издержками других субъектов рынка, а также с общей упущенной выгодой.
При возмущениях, превышающих нормативные, в энергосистеме может не сохраняться устойчивость, что может привести к нарушению электроснабжения потребителей. В этих условиях соответствующие субъекты электроэнергетики, допустившие нарушение установленных требований надежности функционирования собственных объектов, которые стали причиной нарушения электроснабжения потребителей, должны нести кроме указанной выше имущественной ответственности дополнительную ответственность за ущерб потребителей, для которых был нарушен договорный уровень надежности электроснабжения.
7.2.2. Технологические и организационно-экономические возможности регулирования уровня надежности
Организация экономического управления надежностью нуждается в строгом определении факторов, воздействие на которые приводит к желаемому результату.
К технологическим факторам относятся:
· резервы генерирующих мощностей требуемой маневренности и их рассредоточение на обслуживаемой территории;
· структура электрической сети с резервами пропускной способности, резервными линиями электропередачи и трансформаторными мощностями подстанций;
· количество питающих вводов от независимых источников у энергопринимающих установок потребителей;
· наличие у потребителей собственных резервных электрических генерирующих мощностей;
· оснащенность объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей необходимыми средствами автоматики и релейной защиты;
· уровень профессиональной подготовленности эксплуатационного персонала технологических субъектов энергосистемы;
· уровень эксплуатационного обслуживания объектов электроэнергетики, в энергосистеме.
Организационными факторами являются:
· эффективность системы оперативно-диспетчерского управления при предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима ЕЭС России;
· создание рынка системных услуг и привлечение на этот рынок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой;
· дифференциация потребителей электрической энергии по предъявляемым ими требованиям к уровню надежности электроснабжения,
· дифференциация цен (тарифов) на электрическую энергию для потребителей по уровню надежности электроснабжения;
· распределение ответственности субъектов электроэнергетики за нарушение договорных условий надежности;
· создание благоприятного инвестиционного климата в области развития генерации и электрических сетей для субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, обеспечивающего опережающий рост предложения над спросом;
· развитие энергосбытовых организаций и гарантирующих поставщиков на рынке электрической энергии;
· формирование нормативно-правовой базы рынка, учитывающей необходимость обеспечения системной надежности и надежности электроснабжения потребителей.
В качестве ценовых инструментов управления надежностью могут использоваться дифференцированные цены (тарифы) на электроэнергию, формируемые посредством надбавок-скидок к действующим ценам (тарифам) на поставляемую потребителю электроэнергию, либо специальные цены (тарифы) на особый вид системной услуги по обеспечению заданного уровня надежности. Дифференцированная цена на электроэнергию, учитывающая обеспечиваемый уровень надежности и включающая как затраты, связанные с повышением надежности электроснабжения, так и экономический эффект у потребителя (снижение ущерба), является наиболее простым и эффективным инструментом управления надежностью в условиях рынка. Поставщик услуг гарантирует потребителю договорный уровень надежности и в случае его нарушения несет соответствующую имущественную ответственность.
В перспективе часть потребителей будет готова производить дополнительную оплату, если им будет гарантирован в договорном порядке необходимый уровень надежности поставки энергии, а ущерб, связанный с перерывами в подаче энергии будет полностью возмещаться. Часть потребителей, по-видимому, согласится на сохранение существующего уровня надежности на существующих условиях или даже на его снижение на договорной возмездной основе.
7.2.3. Рынок системных услуг и основные направления повышения надежности
Услуги по обеспечению системной надежности входят в число дополнительных (к услугам по передаче электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению) системных услуг, которые являются основным инструментом реализации участия субъектов в автоматическом и оперативном управлении режимом энергосистемы.
Рынок системных услуг (ДСУ) является одним из наиболее действенных и эффективных механизмов поддержания требуемого уровня надежности энергосистемы и надлежащего качества электроэнергии. Помимо этого рынок системных услуг является механизмом экономического стимулирования участников к предоставлению таких услуг — эффективно организованной системой, являющейся дополнением и стабилизатором конкурентного рынка электроэнергии (см. 6.1).
Оказание этих услуг потребителями электрической энергии позволяет повысить управляемость нагрузкой в энергосистеме, сократить ущерб при аварийных отключениях энергопринимающих установок, а также при ограничениях электропотребления и облегчают реализацию эффективного противоаварийного управления. Для обеспечения управляемости в аварийных режимах существенно наличие средств дистанционного, в том числе избирательного, автоматического управления нагрузкой, что дает возможность выполнять аварийное ограничение и отключение потребителей с учетом их ответственности и готовности оказывать системные услуги.
К системным услугам относятся:
· предоставление резервов активной мощности разной степени мобильности;
· участие в регулировании частоты и активной мощности, напряжения и реактивной мощности;
· участие в противоаварийных мероприятиях и восстановлении нормального режима электроснабжения после нарушения.
Системные услуги предоставляются субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии с управляемой нагрузкой для достижения следующих целей:
· стабилизации частоты и обеспечения резервов мощности;
· регулирования реактивной мощности и поддержания напряжения;
· предотвращения аварий, сбоев в электроснабжении потребителей;
· послеаварийного восстановления энергосистемы.
В ходе реформирования российской электроэнергетики формируются принципы и порядок оплаты системных услуг, уточняется и само понятие системных услуг. Исходя из экономической целесообразности предоставление части таких услуг может быть организовано на регулируемой основе по фиксированным ценам (тарифам), что подразумевается ст. 38 ФЗ «Об электроэнергетике» в отношении услуг потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций и иных согласованных с ними услуг.
В переходном периоде участие субъектов рынка в обеспечении ДСУ должно быть обязательным и оплачиваемым. Обязательность участия субъектов рынка в ДСУ и механизмы оплаты должны быть определены нормативным актом федерального уровня. Принцип оплаты за услуги сводится к возмещению затрат субъектов по обеспечению требуемых характеристик, в том числе по установке и эксплуатации необходимых устройств управления, а также затрат на поддержание готовности к оказанию услуг и затрат на фактическое участие в их оказании. В перспективе целесообразно переходить полностью на рыночные механизмы, стимулирующие добровольное участие субъектов в рынке системных услуг с целью получения ими прибыли.
Обеспечение надежности функционирования и развития ЕЭС России является сложной многокритериальной задачей, решение которой необходимо искать в зависимости от установленных приоритетов, значимости каждого критерия и проводить по следующим основным направлениям:
· развитие рыночных механизмов планирования и обеспечения надежности ЕЭС;
· формирование нормативной базы и организационных принципов функционирования рынка системных услуг;
· освоение современных методов планирования и обеспечения надежности;
· внедрение программного обеспечения анализа и оптимизации надежности для этапов планирования и эксплуатации;
· оценка экономических последствий нарушений электроснабжения, включая полные, частичные и кратковременные отключения, снижение качества электроэнергии у потребителей;
· организация мониторинга и статистического анализа аварийности линий электропередачи и оборудования электростанций и подстанций, разработка и внедрение современных систем регистрации аварийных событий и процессов;
· совершенствование планирования и организации ремонтов оборудования с учетом фактического состояния оборудования по данным диагностики и мониторинга;
· долгосрочное планирование развития ЕЭС России с учетом балансовой составляющей системной надежности;
· анализ на регулярной основе зарубежного опыта по обеспечению надежности энергосистем и энергообъединений.
Рекомендуемая литература к главе 7
7.1. , Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии: пер. с англ. – М.: Мир, 2006. – 623с.
7.2. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. – М.: Энергоатомиздат, 2005. – 416с.
7.3. , и др. под ред. Шарова качеством электроэнергии. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 320 с.
7.4. ЕЭС России»: Компании целевой структуры электроэнергетики, 2006 год. – приложение к годовому отчету ЕЭС России» за 2006 год.
7.5. Положение о Технической политике ЕЭС». – М. 2006. – 126 с.
7.6. Основы современной энергетики: Курс лекций для менеджеров энергетических компаний. В двух частях / Под общей редакцией чл.-корр. РАН – Часть 1. , , Клименко теплоэнергетика: - М.: Издательство МЭИ, 2002. – 368с.
7.7. , Энергетический бизнес: Учеб. пособие. – М.: Дело, 2006. – 600 с.
7.8. Электротехнический справочник в 4 т., Т.3 Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ и др. (гл. ред. ) – 8-е изд., испр. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 964 с.
* ВЭУ –ветроэнергетические установки
[1] ЛЭП построена в габаритах 1150 кВ, но работает на напряжении 500 кВ
* СПЭ – сшитый полиэтилен – химический термин.
*Заглавные буквы термина «Управляемые системы электропередачи переменного тока» на англ. яз.
[2] См. http://www. *****/Products/Intrama/markal-b. html
[3] «Основные положения (Концепция) технической политики в электроэнергетике России на период до 2030 г.» http://www. *****/ru/invest_inov/concept_2030.pdf
* Вертикально интегрированные компании (ВИК) – компании, совмещающие конкурентные функции с функциями естественных монополий (в контексте электроэнергетики). Подробнее – см. в разделе 5.1.2.
* «Экономия от масштаба» — экономический термин, который применяется, когда удельные издержки производства единицы продукции обратно пропорциональны размерам производства. В этом случае при росте объема производства происходит снижение средних затрат на единицу продукции.
* Под генерацией, здесь и далее, авторы понимают системы производства электроэнергии.
* Авторы имеют ввиду прямые поставки электроэнергии от производителя – потребителю.
* Условие, при котором подводящие сети обладают необходимой пропускной способностью.
* Спот – сделка с немедленной оплатой – экономический термин.
* В них вошли все угольные электростанции, и одна государственная компания, которой переданы все атомные электростанции
* Синхронная зона — объединение нескольких параллельно работающих электроэнергетических систем, связанных общностью режимов, едиными принципами управления и поддерживающих единую частоту переменного тока.
[§] О реформировании электроэнергетики Российской Федерации. Постановление Правительства РФ от 01.01.01 г., № 000
[**] Этим термином обозначают компании (генерирующие, транспортирующие или потребляющие электроэнергию), которые никак не участвовали в строительстве линий электропередач, но пользуются ими.
[††] См. С. Хант и Г. Шаттлуорта «Конкуренция и выбор в электроэнергетике»
* Федеральный закон №36-ФЗ от 01.01.2001 в редакции Федерального закона от 01.01.2001 с изменениями, внесенными Федеральным законом от 01.01.2001
* Averch H., Johnson L. Behaviour of the Firm under Regulatory Constraint. American Economic Review. 1962. № 5. —Vol. 52. P. 102—1069.
* При увеличении доли постоянных затрат результирующее влияние фактических объемов продаж на фактическую валовую выручку компании снижается.
[‡‡] По нормативам от начала строительства до пуска в эксплуатацию первого энергоблока угольной ГРЭС с агрегатами 300-800 МВт отводится 48 месяцев, 10-12 месяцев уходит на проектирование, 6-9 месяцев на заказ оборудования и заключение контрактов со строительно-монтажными организациями и 9-12 месяцев – на согласование площадки размещения, поставщика топлива, условий кредитования проекта и прочих его аспектов. В итоге решение о строительстве такой ГРЭС должно приниматься за 6-7 лет до ввода объекта в эксплуатацию, а последний (например, шестой) агрегат станции войдёт в строй в лучшем случае на десятый год. Для газовых электростанций соответствующие сроки на 2-3 года меньше, а для атомных – настолько же больше. Проектирование и строительство крупных ГЭС с подготовкой ложа и заполнением водохранилища занимает 12-15 лет.
[g1]
[E. V.2]
[E. V.3]
[E. V.4]
[E. V.5]О реформировании электроэнергетики Российской Федерации. Постановление Правительства РФ от 01.01.01 г., № 000
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 |
Основные порталы (построено редакторами)