//Электрика. – 2008. – № 11.– С. 712.

 

КАК ОЦЕНИТЬ И ОПЛАТИТЬ НАДЁЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ?

А. И. Сюсюкин

 

Надёжность технических изделий (техники) и их систем – понятие установившееся, хотя её определения в действующих документах [1, 2 и др.] имеют различия, иногда значительные. Самое короткое определение дано в ГОСТ ИСО 8402–86: "надёжность – это способность изделия выполнять требуемые функции в заданных условиях в течение заданного периода времени".

Более развёрнутое определение приведено в [2]: "надёжность – это свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования".

В академическом сборнике специальных терминов для энергетики [3] дано следующее определение: "надёжность – это комплексное свойство объекта (изделия) выполнять требуемые функции в заданном объёме при определённых условиях применения в течение заданного периода времени". Это определение не противоречит определению по [2], но уточняет его применительно к системам энергетики. Поэтому по понятным причинам в определении нет слов о транспортировании и хранении. Как и в [2], в последнем определении подчёркнута комплексность свойства надёжности, состоящего из отдельных единичных свойств, но введён ряд дополнительных единичных свойств: устойчивоспособность и живучесть (для описания систем в целом) и управляемость (для описания состояний как отдельных изделий, так и совокупности изделий – систем).

В 80–90-е годы прошлого столетия у нас проводились обширные исследования по надёжности систем электроснабжения, основные результаты которых были опубликованы не только в многочисленных научных отчётах и статьях, но и в технической литературе, например [4–11]. Разработаны различные методы количественной оценки показателей надёжности для систем электроснабжения по показателям надёжности отдельных составляющих их элементов, приведены методы оптимизации уровней надёжности систем электроснабжения предприятий промышленности [4–10], в том числе по экономическим критериям [11]. Однако в период экономического кризиса в России эти работы были свёрнуты и частично преданы забвению, а нового практически ничего не сделано.

Между тем во всех документах по реформированию электроэнергетики декларируется, что увеличение надёжности является одной из главных целей этих реформ, и красной нитью проходит мысль, что чем выше надёжность электроснабжения, тем больше должен платить потребитель за электроэнергию.

В соответствии с законом "Об электроэнергетике" [13] ответственной организацией за "обеспечение соблюдения утверждённых параметров надёжности функционирования ЕНЭС России и качества электроэнергии", соответствующих "требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным иными нормативными актами" (п. 2 ст. 11 и п. 1 ст. 14 главы IV), является Системный оператор (СО). Непосредственно перед потребителями в соответствии с п. 1 ст. 38 гл. VII [13] за "надёжность обеспечения их электроэнергией и её качество в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями, установленными иными нормативными актами" отвечают энергоснабжающие организации розничного рынка электроэнергии (энергосбытовые организации, гарантирующие поставщики и территориальные сетевые организации). Последние в соответствии с п. 15,б Правил [14] обязаны "осуществлять передачу электроэнергии в соответствии с согласованной категорией надёжности энергопринимающих устройств потребителя услуг (потребителя электроэнергии)". В соответствии с п. 9,е Правил [15] Потребителям необходимо только указать в своей заявке при заключении договора на технологическое присоединение к электрической сети "заявленный уровень надёжности энергопринимающих устройств".

Беда в том, что указанными нормативными документами не установлено: что такое надёжность энергопринимающих устройств, что такое уровень надёжности и правила (процедуры) их определения. Пока не утверждено ни одного технического регламента, который устанавливал бы нормативы по системной надёжности или по надёжности энергопринимающих устройств потребителей, а вот "плата за услуги по обеспечению системной надёжности, оказываемой СО субъектам оптового рынка", уже устанавливается и взимается. К "иным нормативным актам" можно было бы отнести Правила устройства электроустановок [16], но в них в отношении обеспечения надёжности электроснабжения определены категории только отдельных электроприёмников (ЭП).

В настоящее время в соответствии с [16] все ЭП разделены по необходимой степени надёжности электроснабжения на три категории – I, II и III, с выделением особой группы I категории. Электроприёмники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания  (ИП), и перерыв их электроснабжения от одного из ИП может быть допущен только на время автоматического восстановления питания. При существующей системе объединения значительного количества ИП и электрических сетей в Единую энергетическую систему невозможно обеспечить полную независимость ИП в случае электроснабжения потребителей от энергосистем и выдержать требование о длительности перерыва электроснабжения ЭП не более времени работы противоаварийной автоматики. Это положение подтверждено и в новой редакции ПУЭ (п. 1.2.13), где буквально утверждается, что "при выборе независимых взаимно резервирующих источников питания, являющихся объектами энергосистемы, следует учитывать вероятность … одновременного длительного исчезновения напряжения на этих источниках питания при тяжёлых системных авариях". Поэтому большинству потребителей при централизованном электроснабжении от энергосистем приходится решать вопрос о строительстве независимых ИП для электроснабжения особо ответственных электроприёмников (первой и особой группы первой категории) внутри своей системы электроснабжения.

Недостатком классификации ЭП по требуемой степени надёжности в ПУЭ являются неполная чёткость, качественное (описательное) установление требований к необходимым уровням надёжности, отсутствие количественных нормативов и показателей надёжности. Удельный вес электропотребления ЭП различных категорий в общем электропотреблении и мощности отдельных ЭП различаются в разы даже для объектов одного предприятия, не говоря о разных потребителях. Но самое главное, классификация не может быть распространена на группу ЭП (энергопринимающие устройства потребителей и узловые подстанции энергосистем), тем более – не может быть критерием для финансовых расчётов между субъектами электроэнергетики, а также между ЭСО и потребителями электроэнергии.

Для энергопринимающих устройств потребителей теоретически можно рассчитать количественные показатели надёжности по показателям надёжности отдельных элементов (электрических устройств) [5–11]. Но где взять численные значения показателей надёжности оборудования и сетевых элементов? Мониторинг отказов оборудования различных типов и показателей их надёжности в настоящее время практически никто не ведёт: ни потребители, ни поставщики электротехнических изделий, ни проектные организации. Заводы-изготовители в паспортах на оборудование такие показатели, как правило, также не указывают.

В проекте технического регламента "Безопасность электроснабжения" [20] (в дальнейшем – регламент) приведена классификация электроустановок по требуемой степени надёжности электроснабжения с точки зрения безопасности объектов, во многом схожая с классификацией ПУЭ (хотя имеются и различия). В регламенте приведена следующая классификация систем электроснабжения по требованиям надёжности: категории 0, I и II. При этом они практически идентичны особой группе и соответствующим категориям по ПУЭ, хотя в регламенте приведены более чёткие требования (в сравнении с ПУЭ) по допустимой длительности перерыва электроснабжения. Для категории 0 при нарушении электроснабжения от одного из ИП допустúм перерыв электроснабжения только на время, максимально допустимое по условиям безаварийной остановки производства; для электроустановок I категории нарушение электроснабжения от одного из ИП допустúм перерыв электроснабжения только на время автоматического восстановления питания; для электроустановок II категории – перерыв электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной аварийной бригады.

За надёжность электроснабжения потребителей в соответствии с требованиями Правил розничного рынка электроэнергии [18] должны отвечать гарантирующие поставщики, энергосбытовые компании, энергоснабжающие организации, сетевые организации, СО и иные субъекты оперативно-диспетчерского управления, а также производители (поставщики) электрической энергии (во исполнение своих обязательств по договорам на оптовом и розничном рынках электрической энергии). Однако конкретные величины показателей по уровням надёжности электроснабжения потребителей нормативным документом [18] не установлены, за исключением III категории, а по I и II категориям надёжности приведены только описания требований, кстати – недостаточно внятные (даже по сравнению с ПУЭ, не говоря о вышеуказанном Регламенте). Да и для потребителей III категории надёжности электроснабжения установлены запредельные величины допустимых перерывов электроснабжения (72 ч за год, при непрерывной длительности одного перерыва электроснабжения не более 24 ч). По данным [19], в странах ЕС для аналогичных потребителей фактическая средняя длительность перерывов составляет не более 7–10 ч, а в России – 100 ч. Очевидно, что из последней цифры и исходили наши чиновники, устанавливая такой норматив допустимой длительности перерыва электроснабжения.

Но самое главное, что ответственность за надёжность электроснабжения в конечном итоге (в соответствии с [18]) возлагается на потребителя. Так как в случае, если им (или за его счёт) не будет установлен резервный источник питания, все перечисленные участники оптового и розничного рынков ответственности за надёжность электроснабжения по договору энергоснабжения не несут. Хотя повышенную плату за электроэнергию с потребителя будут взимать как за электроснабжение по I или II категории.

Самое главное для поставщика электроэнергии по новым Правилам определить требуемую категорию надёжности электроснабжения и назвать повышенную цену за электроэнергию по соответствующей категории, а дальше потребитель пусть сам принимает меры по обеспечению надёжности. Хотя, по здравому смыслу, поставщик заслуженно может получать эту повышенную цену на электроэнергию только в том случае, если именно он организовал и обеспечил на границе балансовой (эксплуатационной) ответственности необходимый уровень надёжности. Если же он этого не может сделать, а потребитель сам принимает меры по обеспечению надлежащего уровня надёжности, то никакой дополнительной оплаты поставщику электроэнергии он и не должен производить. В большинстве случаев при централизованном электроснабжении от ЭЭС, как указывалось выше, невозможно обеспечить электроснабжение электроприёмников I категории от двух действительно независимых источников питания, в связи с жёсткими технологическими связями процессов производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. Поэтому надо чётко определить в нормативных документах, что дополнительную плату поставщик электроэнергии за повышенную надёжность электроснабжения может получить только в том случае, когда сам, за свой счёт выполняет работы по установке и эксплуатации ИП, технологически не связанного с ЭЭС (так называемого независимого). При этом необходимо установить конкретные величины показателей надёжности электроснабжения на границе балансовой (эксплуатационной) ответственности или энергопринимающих устройств потребителя для соответствующей категории надёжности.

Может быть, как выход из положения для сегодняшней ситуации, необходимо ввести нормирование надёжности энергопринимающих устройств потребителей по такому стандартному [2] комплексному показателю, как коэффициент готовности? По крайней мере, вести мониторинг по отказам каждого ввода энергопринимающего устройства (ЭПУ) не представляет особого труда, и в настоящее время он фактически ведётся и потребителями, и электросетевыми организациями, но нет накопления данных по отказам, их не анализируют на длительных интервалах времени.

В соответствии с [2] коэффициент готовности определяют по формуле

              Тн

Кг=———— ,

            Тн + Тв

где Тн – средняя наработка на отказ; Тв – среднее время восстановления.

Для ЭПУ потребителей Кг можно, на наш взгляд, определять и по формуле

                                                    τн

                          Кг = —————  ,

                                      τн + τр + τв

где τн – среднее время безотказной работы ЭПУ за период наблюдения; τв – среднее время его восстановления; τр – среднее время нахождения ЭПУ в плановых испытаниях, техническом обслуживании или в ремонте.

В [12] такой коэффициент называется коэффициентом технического использования. Если точно следовать ГОСТ [2], по которому коэффициент готовности – это "вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается", то в знаменателе вышеприведённой формулы должно быть указано время, равное (8760–τр)=τнв, так как τнрв=8760 ч. Поскольку τр<<(τнв), то разница при таком определении Кг будет незначительной. Но при введении для описания возможных состояний ЭПУ дополнительно ещё двух коэффициентов простоев – планового (КПП) и вынужденного (КВП) – предлагаемая формула для Кг будет более логичной, так как эти коэффициенты определяют из следующих выражений:

 

                 τв

КВП=---------------  и

            τнрв

                    τр

КПП=---------------.

           τнрв

Очевидно, что Кг+КВП+КПП=1, а совокупность этих коэффициентов описывает все возможные состояния ЭПУ в течение года: нахождение его в работе, в вынужденном (аварийном) или плановом простое. Для ЭП безразлично, по какой причине ЭПУ не готово выполнять свои функции: находится оно в аварийном или плановом ремонте – вероятность этого в течение года равна (1–Кг); но важно, когда ЭПУ в течение года готово выполнять свои функции, и эта вероятность равна Кг. Время нахождения ЭПУ в ремонте в конкретном (предстоящем) году может определяться договором или другими согласованными между поставщиком и потребителем документами.

Величина Кг должна стать существенным условием договора об энергоснабжении между поставщиком и потребителем электроэнергии. Если фактический Кгф за прошедший год будет меньше договорного Кгд, энергоснабжающая организация должна уменьшить плату за потреблённую электроэнергию в этом году на величину, пропорциональную (КгфКгд)/КгФ, а если Кгф за прошедший год будет больше договорного, то потребитель должен произвести соответствующую дополнительную плату за потреблённую электроэнергию. Если следовать букве Гражданского кодекса РФ, возможно, за базу оплаты следует взять не стоимость потреблённой электроэнергии, а величину реального ущерба потребителя от перерывов электроснабжения за прошедший год. Но это уже не принципы, а детали, которые могут быть уточнены при разработке соответствующих нормативных документов. Показатели надёжности можно применить не только для систем электроснабжения, но и для других систем снабжения топливно-энергетическими ресурсами. Ведь для последних, в отличие от электроустановок, существующими нормативно-техническими документами вообще никаких нормативов по надёжности не установлено.

Для потребителей, имеющих производства со сложными непрерывными технологическими процессами, очень важным показателем надёжности является не только частота и длительность перерывов электроснабжения, но и частота кратковременных глубоких снижений напряжения на ЭПУ, так называемых провалов напряжений. Это объясняется рядом причин. Пока этот показатель качества электроэнергии не нормируется и потому не является для ЭСО обязательным; значит, предъявить какие-либо претензии к ней со стороны потребителя практически невозможно. Кроме того, провал напряжения длительностью до 30 с (так установлено ГОСТ 13109–97) – это практически кратковременный перерыв электроснабжения, который на предприятиях с непрерывными малоинерционными технологическими процессами (нефтехимия, металлургия, нефтепереработка и др.) приводит, как правило, к остановке производства. Непонятно только, почему этот показатель отнесён к ПКЭ, если он является, более всего, показателем надёжности электроснабжения. Для этого показателя должно быть установлено допустимое число (частота) провалов напряжения в течение года по каждому ЭПУ. При этом система расчётов между субъектом электроэнергетики и потребителями по этому показателю может быть выстроена по принципу, изложенному выше для показателя Кг.

При проведении коммерческих и технико-экономических обоснований необходимого уровня надёжности энергоснабжения и показателей качества энергии можно использовать "Методические указания по экономическому обоснованию оптимального уровня надёжности электроснабжения промышленных предприятий" и "Указания по определению экономической эффективности мероприятий по повышению качества электрической энергии в электрических сетях промышленных предприятий", приведённые в [9]. Но в эти документы необходимо внести некоторые изменения, которые, в основном, должны коснуться не методической части, а количественных значений цен на материальные и энергетические ресурсы. Кроме того, при стоимостных оценках уровня надёжности энергоснабжения в расчётах необходимо учитывать требования и других действующих в настоящее время нормативных документов (например [17]) и пользоваться базисными, мировыми, прогнозными и расчётными ценами. Эти требования являются очень важными в условиях значительных величин инфляции и быстрого роста цен (тарифов) на топливно-энергетические ресурсы, как это наблюдается в России в настоящее время и будет в ближайшем будущем. Так, по официальным оценкам МЭРТ, цены на топливный газ увеличатся к 01.01.2011 г. в 2,3 раза, а на электроэнергию – более чем в два раза. По оценкам же некоторых экспертов, этот рост будет происходить ещё более быстрыми темпами.

Список литературы

1.                     ГОСТ 27.002–89 Надёжность в технике. Основные понятия и определения. М.: Стандартиздат, 1989. 30 с.

2.                     Надёжность систем энергетики. Терминология: Сб. рекомендуемых терминов. М.: Наука, 1980. 9 с.

3.                     Эдельман В. И. Надёжность технических систем: экономическая оценка. М.: Экономика, 1989. 150 с.

4.                     Розанов М. Н. Надёжность электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1984. 176 с.

5.                     Михайлов В. В. Надёжность электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1983. 152 с.

6.                     Теоретико-методические проблемы надёжности систем энергетики. / Под редакцией Ю. Н. Руденко. Новосибирск: Наука, 1985. 224 с.

7.                     Китушин В. Г. Надёжность энергетических систем: Учеб. пособие для электроэнергетических специальностей ВУЗов. М.: Высш. шк., 1984. 256 с.

8.                     Надёжность систем электроснабжения / В. В. Зорин, В. В. Тисленко, Ф. Клеппель, Г. Адир. Киев: Вища шк. Головное изд-во, 1984. 192 с.

9.                     Инструктивные материалы Главэнергонадзора. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1986. 352 с.

10.                Фокин Ю. А. Вероятностно-статистические методы в расчётах систем электроснабжения. М.: Энергоатомиздат, 1985.

11.                Рекомендации по проектированию и эксплуатации систем электроснабжения новых, расширяемых и реконструируемых нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий / Под ред. В. И. Старостина. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Миннефтехимпром СССР, 1983. 140 с.

12.                Жалилов Р. Б. Об особенностях применения комплексного метода для оценки надёжности электроснабжения потребителей // Промышленная энергетика. 2007. № 11. С. 11–17.

13.                Федеральный закон "Об электроэнергетике".

14.                Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказанию этих услуг. Утв. постановлением Правительства РФ от 27.12.04 г. № 861 (в редакции постановлений Правительства РФ от 31.08.2006 г. № 530 и от 21.03.2007 г. № 168).

15.                Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям. Утв. постановлением Правительства РФ от 27.12.04 г. № 861 (в редакции постановлений Правительства РФ от 31.08.2006 г. № 530 и от 21.03.2007 г. № 168).

16.                Правила устройства электроустановок. 7-е изд., перераб. и доп. СПб.: Изд-во ДЕАН, 2002–2004.

17.                Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Офиц. изд. М.: Госстрой РФ, 1995. 80 с.

18.                Постановление Правительства РФ от 31.08.2006 г. № 530 "Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики".

19.                Кудрин Б. И. Об энергетической безопасности России //Электрика. 2007. № 2. С. 6–12.

20.                Проект технического регламента "О безопасности электроснабжения" // Вести в электроэнергетике. 2007. № 2.