Читать книгу: «Интеллектуальная энергетика»

К 100-летию принятия

плана ГОЭЛРО

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«АЛТАЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. И. И. ПОЛЗУНОВА»

ООО «МЕЖРЕГИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ЭЛЕКТРОННЫХ ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ РЕСУРСОВ»

Материалы изданы в авторской редакции.

Редакционная коллегия (составители):

С. О. Хомутов, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Электроснабжение промышленных предприятий» АлтГТУ;

В. И. Сташко, кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» АлтГТУ.

© С. О. Хомутов, В. И. Сташко, 2021

© ООО «МЦ ЭОР», 2021

От плана электрификации России к энергетическому переходу и трансформациипарадигмы энергоснабжения

Сташко Василий Иванович, diael@mail.ru

Аннотация:

В статье представлена информация, связанная с сущностью, разработкой, и реализацией плана ГОЭЛРО. Также, исследованы вопросы, касающиеся состояния отечественной энергетики в начале XX века, и указаны причины, помешавшие реализовать план электрификации России до 1917 г. Рассмотрены основные этапы становления отечественной энергетики, и причины вызвавшие необходимость проведения реформирования РАО «ЕЭС России». Основной целью исследований является анализ процессов, которые проходили в электроэнергетике России за прошедшее столетие, и определение дальнейших перспектив в связи с началом нового, четвертого энергетического перехода. Актуальность исследований обусловлена тем, что в России принят плана по развитию водородной энергетики, который, по сути, является катализатором динамичного перехода отечественной энергетики от ископаемого топлива к «зелёному» водороду.

Ключевые слова: ГОЭЛРО, энергетика, электроэнергетика, электростанция, мощность, энергия, ВИЭ, энергетический переход, водород.

План ГОЭЛРО (Государственная комиссия по электрификации России) – это план электрификации России, который стал основой не только для индустриализации, но и в целом, для более динамичного развития нашей страны во всех сферах социально-экономической деятельности. План ГОЭЛРО был успешно реализован в достаточно короткие сроки, а его значение невозможно переоценить. Так, именно развитие электроэнергетики в 20-30-е годы прошлого столетия, позволило ускорить процесс социально-экономических преобразований в СССР, и быстро перейти к индустриальному этапу развития экономики с более развитыми новыми технологиями в промышленном производстве. В результате, Победа в Великой Отечественной войне была обеспечена, в том числе, и огромному вкладу промышленности, которая фактически с нуля была создана благодаря планам индустриализации и ГОЭЛРО.

Государственный план электрификации России (рисунок 1) был принят 22 декабря 1920 года, и именно в этот день отмечается профессиональный праздник работников энергетической промышленности – День энергетика.

Согласно данных некоторых источников, в основу плана ГОЭЛРО положены наработки энергетической академической Комиссии, которая была создана в 1916 г., для изучения естественных производительных сил в Российской империи (КЕПС). Примечателен тот факт, что в 1930 г. КЕПС была преобразована в Энергетический институт АН СССР.

По другим данным, разработка плана масштабной электрификации России была начата до революции немецкими инженерами, которые были специально для этого наняты Петербургской электрической компанией. Но, так как в 1914 г. началась Первая мировая война, то все работы по разработке этого грандиозного плана были прекращены.

Рисунок 1

Государственный план электрификации России (ГОЭЛРО)

В России начала XX века власти понимали важность развития экономики, основой которой должна была стать электроэнергетика. Россия уступала многим странам по выработке электроэнергии. Для сравнения в 1913 г. в США было выработано 26,3 млрд. квтч в год, что почти в 10 раз больше, чем в России.

Кроме того, нельзя было не учитывать тот факт, что в стране уже давно существовала развитая электротехническая научная школа, проводились Всероссийские электротехнические съезды, разрабатывались проекты электрификации, планы по оптимальному распределению электроэнергии по всей территории страны и т. д. К сожалению, осуществление планов и проектов электрификации России тормозилось существованием множества неразрешимых проблем. Главными из них были следующие проблемы:

– частная собственность на землю;

– отсутствие или несовершенство нормативной и правовой базы;

– отсутствие единой системы управления;

– более 50 % энергообъектов принадлежало иностранному капиталу.

Все эти проблемы исчезли сами собой в октябре 1917 г., и уже через три года, в труднейшие для страны времена (шла гражданская война и продолжалась интервенция), в кротчайшие сроки руководством РСФСР был разработан план электрификации, и для его реализации была создана комиссия под руководством Г. М. Кржижановского (рисунок 2). Здесь особо следует отметить тот факт, что учёный в области энергетики, академик АН СССР, советский государственный деятель Г. М. Кржижановский является основателем научных подходов в развитии отечественных энергетических систем и электрификации всех отраслей экономики. В результате, под руководством Кржижановского, в конце 50-х годов прошлого столетия, был разработан план комплексный научно-исследовательских работ, целью которых являлось создание в СССР единой энергетической системы.

Примечателен также и тот факт, что Г. М. Кржижановский уделял огромное внимание вопросам не только вовлечения в топливный баланс вторичных энергоресурсов и использования комбинированного топлива, но и использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ), причем, речь не только гидроэнергетике. Так, после создания Энергетического института (ЭИН) в 1930 г., по инициативе Г. М. Кржижановского, была создана исследовательская группа по использованию солнечной и ветровой энергии. Позже, в ЭИН была создана отдельная научно-исследовательская лаборатория, которая занималась разработками в области использования ВИЭ.

Рисунок 2

Комиссия по разработке плана ГОЭЛРО. Слева направо:

К. А. Круг, Г. М. Кржижановский, Б. И. Угримов, Р. А. Ферман, Н. И. Вашков, М. А. Смирнов

План ГОЭЛРО был рассчитан максимум на 15 лет, но, уже через 10 лет после начала его реализации, был фактически перевыполнен. Реализация плана ГОЭЛРО представлена в таблице 1.

Таблица 1

Реализация плана ГОЭЛРО (показатели 1913–1927 гг.)

Наиболее тяжелейшим испытанием для всех жителей нашей страны стала Великая Отечественная война, в ходе которой значение энергетики достаточно сложно переоценить, так как именно она была основой экономического, а следовательно и военного могущества СССР. И именно поэтому, гитлеровская Германия ставила перед собой одну из наиболее важных задач, уничтожение и захватит главных энергетических ресурсов. Поэтому уже в первые месяцы войны, вражеской авиацией в нашей стране было уничтожено более половины хранилищ топлива, в результате чего танки и авиация остались без горючего. Также, начиная с первых дней войны, был нанесен колоссальный ущерб электросетевому комплексу, были нанесены удары и разрушены объекты энергетической инфраструктуры и топливно-энергетического комплекса.

Но, несмотря на то, что почти половину генерирующих мощностей были потеряны, в руководстве сраны понимали, что для скорейшей Победы без энергетики, как в тылу, так и на фронте, не обойтись (рисунок 3).

Рисунок 3

Энергетический плакат времен Великой Отечественной войны

Советские энергетики самоотверженно трудились в тылу, героически сражались на фронте, на передовой, и внесли свой исключительный вклад в Победу.

Восстановление объектов энергетики в СССР начиналось сразу же, после освобождения городов и территорий от немецко-фашистской оккупации.

Основным периодом послевоенного восстановления отечественной энергетики считается период с 1945 по 1959 годы. Некоторые важные этапы этого периода приведены в таблице 2.

Таблица 2

Важные этапы восстановления энергетики 1945–1959 гг.

Мощность вновь вводимых в 50-х годах генерирующих мощностей постоянно возрастала. Началось строительство крупнейших Красноярской, Братской и Волжской ГЭС, а также первой дальней линии электропередачи (ЛЭП) 400 кВ. Параллельно с этим развивались работающие раздельно три объединенные электроэнергетические системы Центра, Юга и Урала.

27 июня 1954 г. считается днем, когда энергетика мира вступила в новую эпоху. За день до этого, на первой в мире атомной электростанции – Обнинской АЭС, был запущен турбогенератор, и началась выработка электроэнергии. Первая в мире АЭС мощностью 5 МВт встала под промышленную нагрузку.

В 1964 г. ведены в эксплуатацию энергоблоки Нововоронежской (и 360 МВт) и Белоярской АЭС (200 МВт). Началось дальнейшее, бурное развитие отечественной атомной энергетики, которая и на сегодняшний день по уровню научно-технических разработок является одной из лучших в мире. Так, например, совсем недавно стало известно, что на предприятиях Росатома и Роскосмоса, начато строительство первого в мире космического атомного буксира «Нуклон» (рисунок 4) [1].

Рисунок 4

Космический буксир «Нуклон» с ядерным двигателем

В первой половине 60-х годов, все существующие на тот момент времени дальние ЛЭП, были переведены на напряжение 500 кВ, ставшие в последующие годы основными системообразующими сетями единой энергосистемы (ЕЭС) европейской части СССР. Системообразующей сети в объединенной энергосистеме (ОЭС) восточной части страны, также были переведены с 220 кВ на 500 кВ. ОЭС Северного Кавказа и Юга были соединены на параллельную работу по ЛЭП 110–220 кВ, вступила в строй первая опытно-промышленная линии ЛЭП постоянного тока напряжением 800 кВ, соединившая Донбасс и Волгоград.

Следующий этап развития энергетики нашей страны начался в 70-х годах, и связан он был с формированием ЕЭС СССР. Так, в состав ЕЭС, в 1972 г. вошли ОЭС Средней Азии и ОЭС Казахстана, а в 1978 г. завершено строительство транзитной ЛЭП напряжением 500 кВ, соединившей Урал, Казахстан, и Сибирь. В это же время, с ЕЭС СССР начали параллельную работу энергосистемы европейских стран членов СЭВ (Совет экономической взаимопомощи) и энергосистема Монголии.

Экспорт электроэнергии в Турцию от ЕЭС СССР был осуществлен в 70-х годах, а объединение с энергосистемами Скандинавских стран (Финляндия, Норвегия и др.) реализовано посредством вставки постоянного тока (ВПТ) в г. Выборге, эксплуатация которой началась в 1981 году.

Развитие системообразующих сетей в 70-80-е годы происходило поэтапно, путем последовательного перехода на более высокие ступени напряжений. Впервые, вводом в эксплуатацию ЛЭП Конаковская ГРЭС – Москва, было освоено напряжения 750 кВ. Возрастало напряжение, росла протяженность ЛЭП, в результате появлялась возможность объединения крупнейших энергосистем в единую энергосистему.

В начале 1990 г., девять из одиннадцати ОЭС, вошли в состав ЕЭС СССР, охватив почти 2/3 всей территории страны. Но, после распада СССР в 1991 г., некоторые части ЕЭС оказались на территории других государств, в результате чего некоторые связи с энергосистемами были нарушены.

Рассматривать структуру современной электроэнергетики России, необходимо исключительно в контексте преобразований в отрасли, которые произошли в результате реорганизации РАО «ЕЭС России». Данную реорганизацию называют реформой российской энергетики, она была начата в начале 2000-х годов, и завершилась в 2008 году.

С момента завершения этапа реформы электроэнергетики прошло относительно не много времени, поэтому для понимания происходящих в отрасли процессов, важно разобраться в тех причинах, которые и вызвали необходимость проведения реформирования РАО «ЕЭС России».

Основная проблема в процессе реформирования отечественной электроэнергетики заключалась в том, что в развитых странах с рыночной экономикой, демонополизация энергетики была начата почти на 20–25 лет раньше, чем в России. У нас же, реформирование электроэнергетики было начато и проходило в достаточно жестких условиях политического и экономического кризиса. На протяжении десятилетия, начиная с 1991 года, рыночные отношения в экономике страны еще не сложились, а вся система государственного регулирования, в том числе и в энергетике, была полностью демонтирована. Износ основных фондов в электроэнергетике, в отдельных регионах достигал 75 % и более, а объем инвестиций, как частных, так и государственных в отрасль, был минимальным. Соответственно, реформирование сопровождалось технологическим отставанием, и происходило на фоне постоянного падения экономических показателей.

До сих пор, между сторонниками и противниками реформирования российской электроэнергетики продолжается спор, суть которого сводится к тому, что для предотвращения деструктивных процессов в электроэнергетике, существовали и другие способы. И действительно, теоретически, существовали как минимум еще два способа избежать уже состоявшегося реформирования РАО «ЕЭС России».

Суть первого из этих способов заключалась в том, что все накопленные в Стабилизационном фонде средства, около 3,5 млрд руб., должны были быть направлены на поддержку отрасли, главным образом, на обновление основных фондов, обновление инфраструктуры, строительство и т. д. Но, при таком варианте развития событий, дефолт для макроэкономики был бы неизбежен. Суть второго способа сводилась к резкому повышению тарифов (в 3–5 раз) в достаточно короткий промежуток времени. Реализация такого варианта привела бы к лавинообразному росту цен, и к дестабилизации социально-политической обстановки в стране [2, 3].

Таким образом, с целью вывода отечественной электроэнергетики из кризиса, привлечения частных и зарубежных инвестиций, снижения темпов роста цен на электроэнергию и т. д., в новые столетия реформирование отрасли продолжилось. При этом основным ориентиром было названо создание современного высокоэффективного рынка электроэнергии на основе конкурентных отношений [4].

В результате изменилась структура отрасли, функции естественно-монопольных (передача электроэнергии и оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии) были разделены. Вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, были созданы компании, которые специализировались на отдельных видах деятельности. В общем виде, с точки зрения функционирования, структура современной российской электроэнергетики представлена на рисунке 5.

Также, одним из главных результатов реформирования электроэнергетической отрасли явилось то, что образовался двухуровневый конкурентный рынок электроэнергии.

Рисунок 5

Функциональная схема электроэнергетики России

В 2019 г. вышел подготовленный Институтом энергетических исследований РАН совместно с Московской школой управления «Сколково» очередной «Прогноз развития энергетики мира и России», который подтвердил тот факт, что мировая энергетическая система находится в состоянии очередного периода изменений. При этом, изменения носят фундаментальный характер [5].

Если посмотреть на основные прогнозные показатели (рисунок 6), которые характеризуют будущее мировой энергетики, то нельзя не заметить достаточно существенный разброс экспертных оценок. А это, мягко говоря, создает огромную неопределённость, и при определённых обстоятельствах (политическая, экономическая нестабильность, и др.) может вызвать реальную угрозу энергобезопасности государства.

Таким образом, «Прогноз развития энергетики мира и России 2019» констатирует тот факт, что мир вступает в новый этап 4-го энергетического перехода (далее – Энергопереход), к широкому использованию ВИЭ.

Рисунок 6

Первичное энергопотребление в мире в 2040 г. млн т н. э.

Текущий, четвертый Энергопереход – это очередное фундаментальное преобразование мирового энергетического сектора. Динамика мирового энергопотребления по видам топлива с 1860 по 2040 годы, представлена на рисунке 7.

Рисунок 7

Энергетические переходы и энергопотребление

Каждый последующий энергетический переход – это результат коренных изменений в технологиях, которые позволяют существенно изменить структуру первичного энергопотребления.

Вообще «энергетический переход» – это перевод немецкого термина «Energiewende». И впервые этот термин был использован в 1980 г. в публикации Института прикладной экологии Германии. Называлась публикация так: «Энергетический поворот. Рост и благосостояние без нефти и урана». В данной работе доказывалась возможность экономического роста и устойчивого энергоснабжения без использования атомной энергии – за счёт возобновляемой энергетики.

С количественной точки зрения Энергопереход можно определить, как 10 % сокращение доли рынка определенного энергоресурса за 10 лет.

Первый энергетический переход происходил от биомассы к углю, в ходе него доля угля в общем объеме потребления первичной энергии с 1840 по 1900 гг. увеличилась с 5 % до 50 %. Уголь стал основным источником энергии индустриального мира;

Второй энергетический переход связан с распространением нефти – ее доля выросла с 3 % в 1915 г. до 45 % к 1975 г. Наиболее интенсивный период переключения с угля на нефть пришелся на годы после Второй мировой войны. Начался «век моторов» и доминирования нефти, который завершился в конце 1970-х гг. нефтяным кризисом;

Третий энергетический переход привел к широкому использованию природного газа (его доля выросла с 3 % в 1930 г. до 23 % в 2017 г.) за счет частичного вытеснения как угля, так и нефти [5].

4-й энергетический переход обуславливается не одной конкретной технологической революцией, а целой массой технологических прорывов.

Бурный рост технологических инноваций в энергетике и изменение государственных приоритетов в области энергетической политики в сторону более широкого применения ВИЭ позволяет отказаться от дорогостоящих и невозобновляемых энергоресурсов и открывает путь к диверсификации энергоснабжения. В первую очередь, речь сегодня идет об энергосистемах и системах электроснабжения, получающих электроэнергию от ВИЭ. Но, и здесь, судя по тенденции развития электроэнергетики в мире, традиционная схема «генерация – транспортировка – потребитель» претерпевает существенные изменения.

Декарбонизация является первопричиной трансформации. Декарбонизация – переход к экологически чистой «безуглеродной» экономике и энергетике, не сопровождающейся выбросами парниковых газов (в частности, диоксида углерода)

– увеличение доли ВИЭ в энергетическом балансе стран и их объединений;

– максимальный отказ от применения любых технологий, в которых формируются выбросы парниковых газов (угольной генерации, газового отопления, двигателей внутреннего сгорания);

– увеличение доли электрического транспорта, в первую очередь, частных электромобилей.

С каждым годом, всё больше и больше потребителей электроэнергии отказываются от централизованного энергоснабжения, и, по всему миру, уже около 13 % крупных производств, перешли на собственные источники генерации. Так, например, в Дании, уже более 50 % различных производств, получают электроэнергию от своих собственных источников [6].

Таким образом, можно констатировать тот факт, что системы распределенной энергетики и микрогенерации (производство электроэнергии объектами малой мощности) получают наибольшее развитие, полностью независимы от централизованных систем электроснабжения и предназначены для выработки электроэнергии непосредственно рядом с потребителем. Распределенная энергетика становится важнейшим элементом глобальной трансформации мировой энергосистемы, и динамика этих процессов усиливается с каждым годом.

Одновременно с этим, всё заметнее становятся изменения энергополитики ведущих стран мира, подталкивая энергетику в переходу от углеводородов к «зелёному» водороду. Стремление декарбонизации экономики, неизбежно выводит водород на первый план, который уже давно и по праву считается топливом будущего. Поэтому, транзит к энергии ВИЭ от энергии ископаемого топлива, накопление (аккумулирование и хранение) этой энергии – это те задачи XXI века, решить которые возможно только используя уникальные свойства водорода.

В 2020 г. в России был принят план развития водородной энергетики до 2024 г., и, тем самым, наша страна вступила глобальную «водородную гонку» [7]. Согласно принятому плану, который по праву можно назвать планом «ГОЭЛРО XXI века», предполагает не просто реализовать несколько крупномасштабных проектов, но и по сути, осуществить водородную революцию, начав широкомасштабный процесс генерации водорода для новой энергетики нашей страны.

Список используемой литературы

1. Нуклон (космический комплекс) [Электронный ресурс]: Википедия. Свободная энциклопедия. – Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/Нуклон_(космический_комплекс) (дата обращения: 21.12.2020).

2. Бадовская Н. Реформа электроэнергетики в России //Мировое и национальное хозяйство. – 2009. – №. 2. – С. 13–22.

3. Реформа электроэнергетики в новой России // Студми. Учебные материалы для студентов. Режим доступа: https://studme.org/138450/tehnika/reforma_elektro-energetiki_novoy_rossii (дата обращения: 21.12.2020).

4. Уильямсон О. И. Экономические институты капитализма: Фирмы, рынки, «отношенческая» контрактация / Научн. ред. и вступительная статья В. С. Катькало; пер. с англ. Ю. Е. Благова, В. С. Катькало, Д. С. Славнова, Ю. В. Федотова, Н. Н. Цытович. СПб.: Лениздат; CEV Press, 1996, 702 с.

5. Прогноз развития энергетики мира и России 2019 / под ред. А. А. Макарова, Т. А. Митровой, В. А. Кулагина; ИНЭИ РАН – Московская школа управления СКОЛКОВО – Москва, 2019. – 210 с. – ISBN978-5-91438-028-8.

6. Электроэнергетика Дании – Electricity sector in Denmark Электроэнергетика [Электронный ресурс]: Из Википедии, бесплатной энциклопедии. – Режим доступа: https://ru.qaz.wiki/wiki/Electricity_sector_in_Denmark (дата обращения: 21.12.2020).

7. План мероприятий («дорожная карта») по развитию водородной энергетики в Российской Федерации до 2024 года [Электронный ресурс]: Официальный сайт Министерства энергетики Российской Федерации. – Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/19194 (дата обращения: 21.12.2020).

Информация об авторах

Сташко В. И., кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» Алтайского государственного технического университета им. И. И. Ползунова, г. Барнаул.

Актуальность внедрение АСКУЭ в России: борьба с потерями электроэнергии и внедрение дифференцированных по зонам суток тарифов

Рассохина Екатерина Олеговна, ekaterina_rassokhina@mail.ru

Хомутов Станислав Олегович, homutov.so@yandex.ru

Аннотация:

Современную энергосистему невозможно представить без потерь различного характера. В этом контексте довольно остро стоит проблема потерь электроэнергии, поскольку из-за них энергокомпании терпят существенные убытки. Одним из путей выхода из данной ситуации является внедрение АСКУЭ, которая способствует уменьшению коммерческих потерь. Этот тип потерь нередко обусловлены воровством потребителей, поэтому современные технологии стимулируют их вести законопослушный образ жизни. Помимо этого АСКУЭ позволяет внедрить дифференцированную по зонам суток тарификацию, что может быть выгодно как потребителю, так и энергокомпании. В данной статье рассматривается упрощённый вариант подобной тарификации на заданном примере. Также немаловажным является вопрос энергоэффективности, который обсуждается и решается на законодательном уровне посредством принятия соответствующих законов и нормативно-правовых актов. В этом вопросе также может помочь АСКУЭ.

Ключевые слова: Энергоэффективность, коммерческие потери, тарифы на электроэнергию, АСКУЭ, энергосбережение, тарификация, дифференцированные по зонам суток тарифы, тарифы на электроэнергию.

Современные технологии не стоят на месте. С каждый днём в нашу жизнь входит всё больше оборудования и технологий, которые не только позволяют облегчить жизнь человеку, но и способствуют эффективному и экономичному расходованию различных ресурсов. Одним из таких ресурсов является электрическая энергия.

При рассмотрении данного понятия стоит помнить, что рядом с ним, бок о бок, всегда идут потери. Это обусловлено тем, что по ряду причин потребитель получает не весь объём поставляемого товара (в современной энергетике электроэнергию рассматривают как товар).

Энергетики укрупнённо делят потери на две довольно обширных категории: технологические и коммерческие. В этой статье рассматривается второй вид, поскольку в формате АСКУЭ ― автоматизированной системы коммерческого учёта электроэнергии его можно считать наиболее актуальным.

Под этой аббревиатурой стоит понимать такую современную систему учёта, которая позволяет собирать, обрабатывать и передавать данные непосредственно в энергокомпании различного уровня. Это позволяет выявлять не только недобросовестных потребителей путём простейших математических расчётов, но и вовремя отслеживать, например, сломанные счётчики, поскольку с них может переставать поступать информация.

При этом стоит отметить, что помимо этого внедрение АСКУЭ актуально и с точки зрения законодательства. С 2010 года Российская Федерация активно занимается вопросами энергоэффективности. Так, например, был принят закон № 261-ФЗ «Об энергосбережении…» (на государственном уровне согласовывался годом ранее – в 2009 году), который задаёт вектор дальнейшего развития для отечественной энергетики.

Также при работе с АСКУЭ можно говорить о дифференцированной по зонам суток тарификации. Такой вид тарификации выгоден как потребителю, так и энергетической отрасли, поскольку первый экономит финансы, а вторая – улучшает свои показатели в различных областях (например, выравнивает график нагрузки энергосистемы).

Однако стоит отметить, что для реализации данной идеи необходимо отслеживание показателей в определённые промежутки времени, поэтому следует понимать, что, например, индукционный счётчик в этом случае не подойдёт из-за своих ограниченных технических возможностей.

Далее вопрос внедрения дифференцированного тарифа будет рассмотрен с точки зрения выгоды для потребителя. Примером послужила жилая 2-ух комнатная квартира в Алтайском крае. При этом данная жилплощадь имеет электрическую плиту и располагается на территории одного из городов края. Среднее потребление электроэнергии в месяц составляет 274 кВт∙ч. Тарификация выбрана на основе данных АО «Барнаульская горэлектросеть».

Расчёт произведён для дифференцированного по двум зонам суток тарифа. Стоит оговориться, что рассмотрено для наглядности три варианта. Суммарное потребление электроэнергии с заданной квартиры за месяц выбрано за 100 процентов, а минимальный шаг для изменения соотношения – 10 процентов.

Первый вариант представляет собой распределение ежемесячного потребления электроэнергии в следующих частях – 10 процентов в дневное время и 90 процентов в ночное.

Таблица 1

Тарификация электроэнергии при 10 процентах потребления в дневное время и 90 процентах в ночное

Из таблицы видно, что при заданных условиях потребитель будет существенно экономить, в частности, потенциально сэкономленных денег (разница между выбранными системами тарификации) хватит для оплаты электроэнергии более чем за три месяца при старом одноставочном тарифе.

Во втором варианте представлена наиболее негативная ситуация, поскольку «выгодные» часы используются минимально и потребитель тратит «дорогую» электроэнергию.

Таблица 2

Тарификация электроэнергии при 90 процентах потребления в дневное время и 10 процентах в ночное

Разница между выбранными системами тарификации составляет 1131,072 рублей, что говорит о том, что выбранный вариант крайне неэффективен для потребителя, поскольку он, упрощённо можно сказать, оплачивает ещё и «тринадцатый месяц» (959 рублей стоит ежемесячная оплата при одноставочной тарификации).

Таблица 3

Тарификация электроэнергии при 50 процентах потребления в дневное время и 50 процентах в ночное

Аналогично первому и второму вариантам рассматривается третий, который включает равное процентное соотношение между дневными и ночными часами.

Как видно из таблицы, из трёх вариантов данный является наиболее оптимальным, поскольку сочетает в себе более разумное распределение потребления электроэнергии за сутки, а также приводит к экономической выгоде для потребителя.

Таким образом, можно сделать вывод, что АСКУЭ является актуальным системой, которая способствует эффективному расходованию энергоресурсов. Помимо борьбы с коммерческими потерями, она выступает активным элементом при внедрении дифференцированных по зонам суток тарифов электроэнергии.

В упрощённом виде на рассмотренном примере было выявлено, что наиболее оптимальный вариант данной дифференцированной тарификации представляет собой равное распределение потребление электроэнергии между дневными и ночными часами.

Список используемой литературы

1. Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в отдельные акты Российской Федерации: Федеральный закон № 261-ФЗ: [принят Государственной думой 11 ноября 2009 года: одобрен Советом Федерации 18 ноября 2009 года]: (с изменениями на 26 июля 2019 года). – Доступ из справ. – правовой системы «КонсультантПлюс» (дата обращения: 10.11.2020). – Текст: электронный.

2. Барнаульская горэлектросеть: [сайт]. – Барнаул, 2019 —. – URL: http://bges.ru/ (дата обращения: 07.11.2020). – Текст: электронный.

Информация об авторах

Хомутов С. О. – д.т.н., профессор, Рассохина Е. О. – студент группы 8Э-01, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Методика формирования математических моделей для расчёта удельной мощности для помещений промышленного и общественного назначения

Тюрина Наталья Александровна, turinanatalie@yandex.ru

Грибанов Алексей Александрович, diread@mail.ru

Аннотация:

В статье подробно рассмотрен метод регрессионного моделирования для формирования математической модели расчета для последующего расчета удельной мощности для проектирования освещения в помещениях промышленного и общественного назначений. Также в статье представлен подробный расчет относительной погрешности модели.

Ключевые слова: метод удельной мощности, математическая модель, регрессионное моделирование, освещенность, источники света.

Расчет электрических нагрузок является основополагающим этапом проектирования систем электроснабжения. Электрические нагрузки подразделяются на силовые и осветительные. На сегодняшний день существуют три наиболее популярных метода расчета осветительных нагрузок: метод удельной мощности, точечный метод, метод коэффициента использования. Метод удельной мощности наиболее часто используется проектировщиками для приближенного расчета мощности осветительного оборудования, отличается простотой использования и сравнительно малым объемом исходных данных, что значительно расширяет круг его использования. Значения удельной мощности были получены в середине двадцатого столетия и, к сожалению, их использование для современных светодиодных и люминесцентных источников некорректно[1]. В ходе эксперимента мною были получены актуальные значения для таких источников.

В рамках исследования было проведено 830 экспериментов путем расчета в среде Dialux evo, рассмотрено 29 расчетных случаев. Расчетный случай – это помещение общественного и промышленного назначения, для которых определялись нормируемая освещенность, высота подвеса источников света, площадь. Помимо этого, для каждого расчетного случая было отобрано 6 источников света. Всего в эксперименте участвовало 49 источников света.

В ходе исследования были получены математические модели, для каждой из которых посчитаны относительная погрешность источника света и относительная погрешность для расчетного случая. Значения относительных погрешностей лежат в допустимом диапазоне, что позволяет в дальнейшем рассчитывать мощность источников света для проектирования освещения в помещениях промышленного и общественного назначений для входных параметров, не участвовавших в эксперименте.

Общий вид математической модели (1):

𝑊=𝑎∙𝑆⁴+𝑏∙𝐸⁴+𝑐∙𝑆³+𝑑∙𝐸³+𝑒∙𝑆³𝐸+𝑓∙𝑆³𝐻_𝑝+𝑔∙𝐸³𝐻_𝑝+ℎ∙

𝐸³𝑆+𝑖∙𝐻_𝑝²+𝑗∙𝑆²+𝑘∙𝐸²+𝑙∙𝐻_𝑝²𝑆+𝑚∙𝐻_𝑝²𝑆²+𝑛∙𝐻_𝑝²𝐸²+𝑜∙𝑆²𝐸²+𝑝∙

𝐻_𝑝²𝐸+𝑞∙𝑆²𝐻_𝑝+𝑟∙𝑆²𝐸+𝑠∙𝐸²𝑆+𝑡∙𝐸²𝐻_𝑝+𝑢∙𝐻_𝑝²∙𝑆∙𝐸+𝑣∙𝐻_𝑝∙𝑆²∙𝐸+

𝑤∙𝐻_𝑝∙𝑆∙𝐸²+𝑥∙𝐻_𝑝+𝑦∙𝑆+𝑧∙𝐸+𝛼∙𝐻_𝑝∙𝑆+𝛽∙𝐻_𝑝∙𝐸+γ∙𝑆∙𝐸+𝛿∙𝐻_𝑝∙𝑆+𝜀

(1)

где – значение удельной мощности осветительной нагрузки на единицу площади помещения, Вт/м²;

a, b, c, d, e, f, g, h, i, j,k, l, m, n, o, p, q, r, s, t, u, v, w, x, y, z, 𝛼,𝛽,γ,𝛿,𝜀 – коэффициенты регрессионного уравнения, которые необходимо определить.

Для определения значения уровня варьирования применялась следующая формула (2):

где 𝑋_пр𝑖 – значение параметра, приведённое к шкале от −1 до +1;

𝑋_𝑖 – текущее значение параметра, абс. ед.;

𝑋_𝑚𝑎𝑥 – максимальное значение параметра, абс. ед.;

𝑋_𝑚𝑖𝑛 – минимальное значение параметра, абс. ед.

Уровни варьирования для использовавшихся в экспериментах параметров ниже приведены в таблице 1.

Таблица 1

Уровни варьирования параметров

Для определения коэффициентов уравнения приведем результаты расчётного эксперимента к табличному виду. В дальнейших таблицах для упрощения введён параметр X₀=1, соответствующий свободной переменной, перед которой стоит коэффициент.

Данные эксперимента для источника света ULV-R24J представлены в таблице 2.

Таблица 2

Таблица эксперимента для источника света ULV-R24J

Для определения коэффициентов уравнения была составлена матрица Х, включающая в себя закодированные условия эксперимента (столбцы 2-32 таблицы 2) и матрица Y, включающая в себя результаты эксперимента (столбец 33 таблицы 2). Далее матрица Х транспонируется и умножается на исходную матрицу Х, получается матрица X^т ·X. Матрица Y также умножается на транспонированную матрицу X, получается матрица X^т ·Y. Затем для матрицы X^т ·X вычисляется обратная матрица матрицы X^т·X^-1. Перемножив обратную матрицу X^т ·X^-1 и матрицу X^т ·Y получим матрицу коэффициентов уравнения. Аналогичные действия были проведены и для других источников. Коэффициенты уравнения представлены в таблице 3.

Таблица 3

Значения коэффициентов уравнения для источника света ULV-R24J

Подставив в уравнение регрессионной модели значение коэффициентов получим расчетные значения удельной мощности. Для проверки модели необходимо определить погрешность по следующей формуле (3):

где 𝛿- относительная погрешность модели;

Э-значение, полученное экспериментальным путем

Р- значение, полученной в ходе расчетов.

Погрешность модели представлена в таблице 4.

Таблица 4

Погрешность модели

Средняя относительная погрешность модели рассчитывается по формуле (4):

Список используемой литературы

1. СП52 13330.2016. Естественное и искусственное освещение. Общее положение: дата ведения 1996-01-01. – Москва: Стандартинформ, 2017. – 135с.

Информация об авторах

Грибанов А. А. – к. т. н., доцент, Тюрина Н. А. – студент группы 8Э-01, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Средства повышения качества электрической энергии в магистральных электрических сетях

Белицын Игорь Владимирович, b_i_w@mail.ru

Попов Андрей Николаевич, oleandr78@mail.ru

Попов Константин Павлович, kotik5637@mail.ru

Аннотация:

Одной из важнейших задач электроэнергетики является повышение качества электрической электроэнергии. В работе произведен анализ нормативных документов регламентирующих показатели качества электрической энергии. Рассмотрены основные технические мероприятия позволяющие повысить качество электроэнергии.

Ключевые слова: качество электрической энергии, импульсные напряжения, система электроснабжения, компенсация реактивной мощности, регулирование напряжения.

MEANS OF IMPROVING THE QUALITY OF ELECTRIC ENERGY IN MAIN ELECTRIC NETWORKS

Belitsyn Igor Vladimirovich, Associate Professor, b_i_w@mail.ru

Popov Andrey Nikolaevich, oleandr78@mail.ru

Popov Konstantin Pavlovich, kotik5637@mail.ru

Abstract:

One One of the most important tasks of the electric power industry is to improve the quality of electric power. The paper analyzes the normative documents regulating the quality indicators of electric energy. The main technical measures to improve the quality of electricity are considered.

Keywords: quality of electrical energy, pulse voltages, power supply system, reactive power compensation, voltage regulation.

Снижение качества электроэнергии является неотъемлемой частью цикла производства и потребления. На всех стадиях электроэнергия претерпевает изменения, поэтому получение идеальной синусоидальной трехфазной системы напряжений задача труднореализуемая. Поэтому основной задачей является именно минимизация влияния всех ступеней электроэнергетической системы на качество энергии.

Если говорить о системе генерации, то реализация задачи повышения качества упирается в совершенствование конкретных силовых машин, а именно генераторов, более точная подгонка деталей, использование новых магнитных материалов, работа с системами стабилизации генераторов, по типу АРВ, во время возникновения крупных аварий.

Поэтому еще на стадии генерации мы получаем синусоиду отличную от идеально, но наибольшее искажение электроэнергия претерпевает именно в системах передачи, распределения и потребления. Большая часть энергии просто теряется в линиях электропередач, переходя в тепло, а форма кривой напряжения искажается нагрузкой.

Все это негативно сказывается на системе в целом, и на потребителях этой самой энергии в первую очередь.

В понятие качества электроэнергии входит большое количество параметров, которые регламентируются стандартами ГОСТ 32144-2013.

К параметрам качества электроэнергии относят:

– Отклонение частоты;

– Отклонение напряжения;

– Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения;

– Колебания напряжения и фликер;

– Несинуидальность напряжения;

– Несимметрия напряжения;

– Провалы напряжения и перенапряжения;

– Импульсные напряжения;

– Максимальное значение и длительность перенапряжения.

Также параметры качества электроэнергии принято делить на две группы: длительные и кратковременные.

Возникновение кратковременных изменений параметров качества электроэнергии, как правило, обусловлено коммутацией нагрузки большой мощности, грозовой активностью, авариями в сети.

Например, появление кратковременных перенапряжений может быть вызвано ударами молний вблизи линий электропередач или подстанций. Провалы напряжения могут быть следствием возникновения коротких замыканий, или включение в сеть мощной нагрузки.

Причины длительных отклонений параметров качества могут быть обусловлены особой нагрузкой, либо структурой сети, проектными ошибками, связанными с выбором оборудования или уровней напряжения, либо возрастающим уровнем нагрузки в сети, дисбалансом активной и реактивной мощности. Также сюда можно отнести длительные ненормальные режимы в распределительных сетях.

Со стороны потребителя выделяют приемники с нелинейной вольтамперной характеристикой, или несимметричной пофазной нагрузкой.

К нелинейной нагрузке относятся вентильные преобразователи, электродуговые сталеплавильные печи, установки дуговой и контактной сварки. Работа таких устройств вызывает возникновение высших гармонических составляющих, которые накладываются на основную частоту кривой напряжения, искажая ее. В преобразователях могут возникать гармоники вплоть до 25-го порядка, в печах это гармоники с 3 по 7, в сварке с 5 по 11.

Искажение формы кривой напряжения приводит к возникновению дополнительных потерь активной мощности во всех элементах сети: линиях электропередач, трансформаторах, электрических машинах, поскольку их сопротивление зависит от частоты. Также может возникать перегрев обмоток двигателей из-за возникновения паразитных полей, ускорение процесса старения изоляции в кабелях, трансформаторах и электрических машинах.

Несимметричная нагрузка обладает фазными токами, отличающимися своими величинами, что приводит к различным потерям напряжения в разных фазах. Несимметрия напряжений в сети вызывает перегрев обмоток асинхронных двигателей, в синхронных машинах возникают опасные вибрации.

Большое влияние на качество электроэнергии оказывает сама структура сетей и их топология. Говоря о совокупности сетей и качества электроэнергии обычно говорят о проблеме больших потерь электроэнергии. Поскольку наибольших уровень потерь, а именно, более 60 % от общего числа приходится именно на передачу электроэнергии по линиям электропередач и еще около 17 % приходится на эффект возникновения коронного разряда в магистральных сетях высокого напряжения. В распределительных сетях большие потери обусловлен высоким уровнем морального и технического устаревания сетевого комплекса.

Большие потери снижают общий уровень экономичности сетей и качества электроэнергии в целом, приводя к снижению питающего напряжения на шинах потребителя. От пониженного уровня напряжения в первую очередь страдают асинхронные двигатели, увеличивая свой потребляемый ток, что приводит к перегреву обмоток и старению изоляции. В целом работа на напряжении ниже номинального для всех видов нагрузок приводит к уменьшению их срока службы, а иногда и полному выходу из строя.

Для повышения качества электроэнергии используются различные технические мероприятия.

Традиционно, для повышения качества электроэнергии в электрических сетях применяют следующие технические мероприятия:

– Регулирование напряжения;

– Компенсация реактивной мощности;

– Установка фильтров;

– Оптимизация схем и режимов работы сети;

– Установка вольтодобавочных трансформаторов.

– Применение динамических компенсаторов искажения напряжения;

– Выравнивание нагрузок фаз;

Список используемой литературы

1. ГОСТ 32144–2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – Введ. 2014–07–01. – М.: Стандартинформ, 2014. – 19 с.

2. Железко. Ю. С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов. М.: ЭНАС, 2009. – 456 с.

3. Жежеленко, И. В… Высшие гармоники в системах электроснабжения промпредприятий / Жежеленко И. В. – М.: Энергоатомиздат, 2000.

4. Belitsyn I.V. The quality of electric power as a complex index / I.V. Belitsyn // International Conference «Process Management and Scientific Developments», Birmingham, United Kingdom, September. 2017. pp. 113–121.

5. Белицын, И. В. Оптимальный параметр регуляризации для определения электромагнитной совместимости линии электропередачи / И. В. Белицын // III международная научно-практическая конференция «Европейские научные исследования», Пенза, МЦНС «Наука и просвещение», 2017. С 48–53.

6. Белицын, И. В. Качество электрической энергии, проблемы нормативной базы / И. В. Белицын // Международная научно-практическая конференция «Прикладные и теоретические исследования», Самара, ЦНИК «Наука и просвещение», 2017. С 24–27.

Информация об авторах

Белицын И. В. – к. п. н., доцент, Попов А. Н. – к. т. н., доцент, Попов К. П. – студент группы 8Э-91, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Разработка оптимальной конструкции автоматического пункта секционирования для воздушных электрических сетей напряжением 6-10 кв

Попов Андрей Николаевич, popov.a.n@mail.altstu.ru

Прийма Дмитрий Игоревич, priyma_dima@mail.ru

Аннотация:

С целью повышения надежности электроснабжения в электрических сетях используются автоматические пункты секционирования (АПС), которые разделяют (секционируют) линию на участки, что приводит к значительному сокращению времени отключенного состояния потребителей в случае возникновения аварии. Наиболее часто технологические нарушения происходят в сетях напряжением 6 – 10 кВ и приводят к большому недоотпуску электрической энергии. Наиболее протяженные фидеры, которые имеют длинные ответвления или ответственных потребителей, делят на части (секционируют), где и ставится автоматический пункт секционирования.

Наличие большого количества функций реклоузера приводит к усложнению конструкции, и в следствии этого, высокой стоимости. Установка дорогостоящих реклоузеров на воздушную линию напряжением 6 – 10 кВ не даёт положительного экономического эффекта на большинстве линий, а, следовательно, проблема с большим количеством недоотпуска электроэнергии в сетях 6 – 10 кВ остается нерешенной. Целью данной работы является разработка оптимальной конструкции автоматического пункта секционирования, использование которого позволит повысить эффективность процессов передачи и распределения электрической энергии путем совершенствования системы секционирования электрических сетей напряжением 6 – 10 кВ в условиях существующих линий электроснабжения и тем самым повысить надежность электроснабжения и сократить время перерывов в электроснабжении потребителей. В данной статье приводится описание предложенных вариантов оптимизации конструкции реклоузера для электрических сетей напряжением 6 – 10 кВ.

Ключевые слова: автоматический пункт, надежность, секционирование, конструкция, эффект, цифровизация, электроснабжение, блок управления.

Наиболее эффективным способом повышения надежности электроснабжения в воздушных электрических сетях среднего напряжения является секционирование линии коммутационными аппаратами (разъединителями, управляемыми разъединителями, пунктами секционирования). В существующих схемах построения распределительных сетей чаще всего используется ручной подход к управлению аварийными режимами.

Исследования специалистов свидетельствуют о том, что одним из наиболее эффективных способов повышения надежности электроснабжения в воздушных распределительных сетях является реализация автоматического подхода к управлению аварийными режимами, при котором обеспечивается полная независимость работы пунктов секционирования от внешнего управления. Этот подход также получил название децентрализованного. Каждый отдельный аппарат, являясь интеллектуальным устройством, анализирует режимы работы электрической сети и автоматически производит ее реконфигурацию в аварийных режимах, то есть локализацию места повреждения и восстановление электроснабжения потребителей неповрежденных участков сети [1].

Традиционные пункты секционирования, выполненные на базе ячеек КРУН, имеют в своем составе классические защиты, выполненные на электромеханических или микропроцессорных терминалах реле. Такие защиты весьма затруднительно использовать на магистральных участках сети, особенно в сетях с двухсторонним питанием. К классическим защитам не предъявляются требования о возможности реализации многократных АПВ, не требуются и независимые установки при различных направлениях потока мощности. Минимальная ступень селективности классических микропроцессорных защит составляет 0,3 с, электромеханических – от 0,5 с. Всего этого недостаточно для реализации децентрализованного подхода. Как следствие, большая часть установленных пунктов секционирования чаще всего работает по ручному принципу.

Аппаратом, отвечающим всем требованиям децентрализованного подхода, является вакуумный реклоузер, представляющий собой совокупность вакуумного коммутационного модуля со встроенной системой измерения токов и напряжения и шкафа управления с микропроцессорной системой релейной защиты, и автоматики [2].

Реклоузер выполняет:

– оперативные переключения в распределительной сети (местная и дистанционная реконфигурация);

– автоматическое отключение поврежденного участка;

– автоматическое повторное включение воздушных ЛЭП;

– автоматическое выделение поврежденного участка;

– автоматический ввод резерва;

– автоматический сбор, обработку и передачу информации о параметрах режимов работы сети и состоянии собственных элементов.

Основным элементом реклоузера, его коммутирующим устройством является вакуумный выключатель. Для вакуумных выключателей характерна высокая скорость срабатывания (десятые доли секунды) и возможность автоматического управления в нештатных ситуациях.

Вакуумные выключатели на номинальное напряжение 6 – 10 кВ выпускаются многими предприятиями нашей страны. В настоящее время в реклоузерах чаще всего применяются следующие вакуумные выключатели отечественных производителей:

– ВВ/TEL-10, «Таврида Электрик» (г. Москва);

– ВВР-10, «Росвакуум» (г. Москва);

– ВВМ-СЭЩ-3-10, «Самараэлектрощит» (г. Самара);

– EX-ВВ, «КЭПС» (г. Новосибирск);

– ВВ/AST-10, «Астер Электро» (г. Новосибирск).

Первые четыре позиции в списке занимают вакуумные выключатели внутренней установки, что означает, что они должны быть заключены в корпус, защищающий аппарат от осадков и других нежелательных внешних воздействий. Выключатель ВВ/AST-10 позиционируется как устройство наружной установки, то есть может устанавливаться без защитного кожуха.

В настоящее время бытует мнение, что наилучшими качеством обладают вакуумные выключатели ВВ/TEL «Таврида Электрик». Возможно, так оно и есть, однако, существенных различий в надежности выключателей разных производителей пока не обнаружено, а вот по цене выключатели ВВ/TEL точно являются «лидерами», превосходя цену конкурентов иногда более, чем на 60 тысяч рублей.

Микропроцессорная защита – это устройство управления реклоузером. Чтобы вакуумный выключатель сработал и отключил линию в аварийной ситуации, нужно, чтобы кто-то обнаружил нештатную ситуацию отправил соответствующую команду на отключение. Причем сделать это необходимо за доли секунды, пока аварийная ситуация не привела к необратимым последствиям.

Команду на отключение вакуумного выключателя посылает устройство релейной защиты и автоматики (РЗА). Название "релейная защита" устоялось еще с тех пор, когда управляющими устройствами были обычные электромеханические реле. В настоящее время электромеханические реле повсеместно заменяются микропроцессорными устройствами защиты. Микропроцессорные устройства (микропроцессорные терминалы защиты) по цене сопоставимы с традиционными реле, не уступают им по надежности, но при этом значительно превосходят по функциональности и удобству настройки и обслуживания [3].

Существует четыре основных группы реклоузеров:

– реклоузеры на специализированных датчиках тока и напряжения;

– пункты секционирования на традиционных трансформаторах тока;

– пункты секционирования с функцией учета электроэнергии;

– пункты отключения линии на базе вакуумного выключателя нагрузки.

Все существующие 4 группы пунктов секционирования имеют ряд недостатков, которые не позволяют устанавливать их повсеместно на большинстве воздушных линий.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей и электроприемников, автоматизации процессов поиска и локализации повреждений на линии, нужно устройство для электрических сетей напряжением 6 – 10 кВ, способное производить двух – трех кратное автоматическое повторное включение линии при возникновении кратковременного короткого замыкания, автоматизировать устройство путем создания связи его работы с диспетчерским управлением, оптимизировать конструкцию путем включения вакуумного выключателя нагрузки, в замен дорогостоящих вакуумных выключателей, а также создать собственный блок управления, обеспечивающий все требуемые виды защит и автоматики.

Вакуумный выключатель нагрузки с моторным приводом позволит исключить из устройства линейные разъединители, так как сам позволяет наблюдать видимый разрыв и механически производить заземление.

Первым этапом практической реализации устройства стала разработка его структурной схемы. Она изображена на рисунке 1.

Рисунок 1

Структурная схема устройства

Основными составляющими устройства предполагаются: ВПТ – входной преобразователь тока; ВПН – входной преобразователь напряжения; БУ – блок управления; КМ – коммутационный модуль; ТСН – трансформатор собственных нужд; ДП – диспетчерский пункт.

Работа устройства осуществляется следующим образом: входные преобразователи преобразуют фазные токи и напряжения в величины доступные для восприятия блока управления, блок управления на основе полученных мгновенных значений фазных токов и напряжений осуществляет вычисление действующих значений и подает напряжение на привод коммутационного модуля.

Вторым этапом практической реализации устройства стала разработка его принципиальной схемы. Она изображена на рисунке 2.

Следующим этапом практической реализации устройства стала разработка блока управления. 3D-визуализация платы представлена на рисунках 3 и 4.

Комплексная цифровизация путем построения «умной сети» предполагает внедрение вторичного оборудования, обеспечивающего наблюдаемость и автоматическое режимное управление сетями и не предусматривает замену основного оборудования подстанций, реконструкцию линий электропередачи. Разработанное устройство позволит автоматизировать работу распределительных сетей 6 – 10 кВ посредством автоматического повторного включения без особо крупных затрат и с впечатляющим экономическим эффектом.

Рисунок 2

Принципиальная схема подключения устройства к ВЛ

Рисунок 3

3D-визуализация печатной платы (вид со стороны элементов)

Рисунок 4

3D-визуализация печатной платы (вид с оборотной стороны)

Годовой экономический эффект от внедрения одного устройства составляет 20 137,01 р./год [4].

При комплексном применении современных технологий, направленных на цифровизацию, планируется достижение следующих эффектов:

– снижение потерь электроэнергии;

– снижение затрат на обслуживание сетей напряжением 6 – 10 кВ;

– улучшение показателей надежности сетей напряжением 6 – 10 кВ (средней продолжительности и частоты отключений) на 75 %.

Использование предлагаемого устройства позволит:

– снизить длительности перерывов в электроснабжении потребителей;

– увеличить надежность электроснабжения потребителей;

– уменьшить недоотпуск электроэнергии;

– повысить производительность труда персонала и сократить затраты на ГСМ.

Разработанное устройство, принцип работы которого достаточно прост, несомненно является надежным и эффективным средством повышения надежности потребителей с конкурентной ценой на рынке.

Список используемой литературы

1. Алферова, Т. В. Надежность электроснабжения потребителей агропромышленного комплекса: Учеб. пособие. – Текст: непосредственный / Т. В. Алферова, О. Ю. Пухальская, А. А. Алферов. – Гомель: Изд-во ГГТУ им. П. О. Сухового, 2017. – С. 90–106.

2. Документация по реклоузерам серии REC15 и REC25.– Текст: электронный. – . Загл. с экрана. – URL: https://www.tavrida.com/upload/iblock/0f0/TER_RecDoc_PG_1.pdf. – Режим доступа: свободный.

3. Пухальская, О. Ю. Выбор мест установки пунктов автоматического секционирования в распределительных электрических сетях сельскохозяйственного назначения. – Текст: электронный. – Загл. с экрана. – URL: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=29671543. – Режим доступа: для зарегистрированных пользователей

4. Гришин, Д. А. Экономическая эффективность применения вакуумных реклоузеров серии PBA/TEL. – Текст: электронный. – Загл. с экрана. – URL: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=26648185. – Режим доступа: для зарегистрированных пользователей

Информация об авторах

Попов А. Н. – к. т. н ., доцент, Прийма Д. И. – студент группы 8Э-91, ФГБОУ ВО «Алтайский. государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Цифровые системы диагностики подстанций энергетического комплекса ОАО «РЖД»

Сташко Василий Иванович, diael@mail.ru

Пеняйкин Артём Леонидович, artempenaikin@gmail.com

Аннотация:

Одной из целей представленных в данной статье исследований, является повышения надежности электроснабжения объектов ОАО «РЖД». Данная цель обусловлена тем, что одной из важнейших задач программы инновационного развития ОАО «РЖД» является реализация комплексного проекта «Цифровая железная дорога», который направлен на повышение эффективности деятельности компании за счет применения передовых информационных технологий. В статье рассматриваются примеры реализации проектов по развитию железнодорожного транспорта с использование внедрения цифровых систем на подстанциях энергетического комплекса ОАО «РЖД», таких как, например, частотно-диспетчерский контроль. Особое внимание уделяется проблемам безопасности железнодорожного транспорта, что в немалой степени обеспечивается за счет повышения надежности электроснабжения за счет внедрения цифровых систем диагностики на трансформаторных подстанциях. В статье рассмотрена система мониторинга работоспособности, надежности и безопасности железнодорожных электрических сетей, и система АСКУЭ.

Ключевые слова: частотно-диспетчерский контроль, мониторинг, цифровизация, производительность труда, энергоэффективность.

В России на железные дороги приходится более 45 % общероссийского грузооборота и более 25 % пассажирооборота, и поэтому они остаются важнейшим видом транспорта в стране. Это связано с тем, что в нашей стране с суровыми погодными условиями именно этот вид транспорта в достаточной мере способен на удовлетворение потребностей экономики и населения. В условиях индустрии и высококонкурентного транспортного рынка устойчивое развитие этого значимого сектора транспортной отрасли во многом зависит от стремления к разработке и внедрению инновационных технологий. Ведь ОАО «РЖД»– это огромное предприятие, для контроля которого возможностей человека уже недостаточно, и в дело вступает цифровизация.

Одной из важнейших задач программы инновационного развития ОАО «РЖД-2020» является реализация комплексного проекта «Цифровая железная дорога», направленный на повышение эффективности деятельности компании за счет применения прорывных информационных технологий. Цель цифровизации энергетики состоит в создании условий для цифровой трансформации ТЭК России, внедрения цифровых технологий и платформенных решений. Для достижения системного эффекта от цифровизации необходимо объединить усилия всех сторон государства, компаний, инновационного сообщества, науки.

Энергообеспечение является важнейшей сферой деятельности в ОАО «РЖД». От бесперебойного снабжения электроэнергией зависит эксплуатация подвижного состава и надежная работа устройств автоматики и телемеханики, работу железнодорожных сооружений.

За последние десятилетия железная дорога постепенно ввела новые технологии. Примером может служить «Цифровой мониторинг», суть его работы заключается в отслеживании на компьютере положение напольных устройств СЦБ, а также контроль движения и местоположения подвижного состава. Также с помощью мониторинга производится контроль за правильностью выполнения графика технологического процесса и за качеством проведения различного рода работ, и проведения проверок после них, согласно технологическим картам и инструкциям. Вторым примером развития железнодорожного транспорта в области цифровизации, это «частотно-диспетчерский контроль» (ЧДК). С помощью ЧДК происходит значительная экономия средств. На каждой сигнальной точке перегона установлены генераторы ЧДК, которые в свою очередь контролируют наличие как основного питания (ПХ, ОХ), так и резервного (РПХ, РОХ), а также целостность ламп, исправность аппаратуры, установленной в релейном шкафу на сигнальной точке. Работа ЧДК позволяет выявить отказные и предотказные состояния. Еще одним доказательством успешной реализации проектов, связанных с цифровизацией, является автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ) ОАО «РЖД», включающая в себя более 250 тысяч пунктов учета электроэнергии.

Развитие АСКУЭ позволит ОАО «РЖД»:

– осуществлять автоматические действия во внештатных ситуациях;

– определять точное время конца жизнедеятельности оборудования;

– исключать человеческий фактор ошибок;

– автоматически прогнозировать продажу электроэнергии с помощью искусственного интеллекта и др.

С этой целью в ОАО «РЖД» предусмотрены значительные финансирования на внедрение АСКУЭ. (рисунок 1).

Существует система мониторинга работоспособности надежности и безопасности АСКУЭ, которая в свою очередь осуществляет наблюдение за приборами системы, формирует отчет об их состоянии, оптимизирует их работу, контролирует своевременную замену, объединятся в одно целое с системами телеизмерений и технологическими системами, которые располагаются на подстанции.

Начала реализовываться система центров планирования и контроля потребления электроэнергии ОАО «РЖД» (ЦПК). Данный проект помогает решить множество проблем:

– прогнозировать продажу электроэнергии;

– устанавливать причины отличия планового и фактического потребления;

– контролировать поставки электроэнергии;

– контролировать исправность работы всех видов АСКУЭ.

ЦПК включает в себя следующие основные составляющие:

raid-массивы – технология, позволяющая объединять устройства (жесткие диски) в единое целое, что способствует быстрой обработке информации и надежному ее хранению;

– автоматизированные рабочие места диспетчеров;

– систему контроля доступа и систему безопасности персонала;

– систему бесперебойного электроснабжения.

Для исправной работы ЦПК человек обязан проводить некоторые мероприятия:

– осуществлять контроль работоспособности оборудования систем электроснабжения на местах;

– обновлять программное обеспечение;

– по результатам отчетов системы осуществлять ремонт оборудования;

– вести документацию эксплуатации.

Рисунок 1

Инвестиции на внедрение АСКУЭ

Внедрение цифровизации позволит произвести оптимизацию штата, что является плюсом для компании в целях экономии, но минусом для государства, т. к. повысится безработица. Для предотвращения этого можно работников, которые попали под оптимизацию, отправить на переобучение, и после эти работники будут проводить мероприятия, направленные на обеспечение исправной работы ЦПК.

Если рассматривать перемещение информации средствами цифровизации в системе электроснабжения, можно выделить три уровня:

– тяговые и трансформаторные подстанции, системы тягового электроснабжения, линейные устройства;

– дистанции электроснабжения, линейные устройства;

– дирекции по энергообеспечению.

На первом уровне сервер располагается на подстанции и собирает, обрабатывает данные с оборудования. Данная информация представляет из себя отчет с задачами, стоящими перед ремонтным персоналом, и отчет о техническом состоянии каждого элемента подстанции. Эта информация поступает на второй и третий уровни. Ее передача осуществляется следующим образом: если на первом уровне не приняты своевременные меры по решению проблемы, то информация передается на второй уровень, а при такой же ситуации на втором уровне- передается на третий. Такой подход позволяет избежать избыточности информации и дублирования функций.

Цифровизация в электроснабжении ОАО «РЖД» повышает производительность труда, снижает его стоимость, улучшает контроль и безопасность производства и является основой бесперебойного энергообеспечения транспортного процесса.

Список использованной литературы

1. Приложение № 4 к протоколу заседания совета директоров ОАО «РЖД».-2019. – С. 9.

2. Давыдов, Н. Цифровая подстанция/ Н. Давыдов // Евразия вести. – 2019. – С. 4.

3. Материалы VII всероссийской студенческой научной конференции с международным участием: В 4 ч. / Омской гос. Ун-т путей сообщения. Омск, 2020. Ч. 1. 472 с.

Информация об авторах

Сташко В. И. – к.т.н., доцент, Пеняйкин А. Л. – студент группы 4Э(с)-72, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Разработка комплекса мероприятий, направленных на модернизацию системы управления стабилизатора напряжения

Востриков Сергей Витальевич, nice.sergey23@mail.ru

Попов Андрей Николаевич, popov.a.n@mail.altstu.ru

Аннотация: Постоянная необходимость в снижении затрат на устройства, повышение эффективности и надежности, тенденция к постоянному росту энергопотребления в мире, требует от проектировщиков новых методов разработки с использованием более функциональных и гибких составляющих в своих устройствах. Поэтому в данной статье рассматривается разработка комплекса мероприятий по модернизации систем управления стабилизатором напряжения, а также проектирование устройства индикации и управления трехфазным стабилизатором напряжения. Актуальность проводимых исследований обусловлена цифровым переходом и необходимостью применения современных микропроцессорных систем управления для использования в их составе устройств стабилизации напряжения. Использование разработанной системы управления стабилизатором напряжения позволит повысить качество электроэнергии в электрических сетях напряжением до 1000 В, сократить экономические издержки на производстве, уменьшить размер брака выпускаемой продукции, модернизировать устаревшие устройства стабилизации напряжения на предприятии.

Ключевые слова: качество электроэнергии, устройства регулирования напряжения, микропроцессорные технологии, печатная плата, полупроводниковые элементы, микроконтроллер.

Надежность работы, технологического электрооборудования в промышленных сетях, непосредственно связана с качеством электроэнергии.

В случае несоответствия параметров качества электроэнергии (ПКЭ), установленных в [1], возможно возникновение нарушений в работе оборудования, снижение его срока службы и экономических показателей [3]. Основными причинами снижения качества электроэнергии является:

– – изношенность оборудования, систем управления и распределительных сетей;

– отсутствие контроля электроэнергии и защиты от помех, вносимых этими же устройствами;

– включение в сеть устройств с нелинейной вольтамперной характеристикой;

– недостаточный уровень использования устройств регулирования ПКЭ.

Большая часть технологического электрооборудования особо чувствительна к колебаниям и отклонениям напряжения. Так, например, вентильные выпрямительные агрегаты выходят из строя при размахе напряжения в 10–15 %, на металлургических заводах чувствительны к перепадам станы непрерывной прокатки, а у турбогенераторов возникают качания, особо высокие требования выдвигаются к точности поддержания частоты вращения приводов, в качестве которых используют асинхронные двигатели. Поскольку получить требуемое стабильное напряжение в современных разветвленных сетях очень сложно, а иногда и невозможно, в виду разброса в сети, который определяется колебаниями в сети, разностью напряжения при нагрузке и холостом ходе, возникает необходимость в регулировании напряжения.

Анализ устройств регулирования напряжения в сетях промышленных предприятий показал, что к основным техническим средствам регулирования напряжения относят:

– регулирование напряжения на электростанциях;

– регулирование напряжения на понижающих подстанциях;

– специальные регулирующие устройства;

– компенсирующие устройства.

В общем случае к регулированию напряжения на шинах электрической станции относят автоматическое регулирование с помощью быстродействующего автоматического регулятора возбуждения (АРВ) синхронных генераторов. В этом случае должно обеспечиваться автоматическое распределение реактивной мощности между генераторами и поддерживаться напряжение на шинах электростанции или в другой точке электроэнергетической системы (ЭЭС).

На понижающих подстанциях напряжение регулируется путем установки специального устройства – регулятор под нагрузкой (РПН), представляющее собой автоматическое устройство, меняющее ответвление витков обмотки трансформатора, тем самым, изменяя коэффициент трансформации.

Приведенные выше способы относятся к централизованному регулированию напряжения, и в ряде случаев оказываются недостаточными.

Для электроприемников, чувствительных к колебаниям напряжения, устанавливают вольтодобавочные трансформаторы (ВДТ), индивидуальные стабилизаторы напряжения. ВДТ включаются вторичной обмоткой последовательно линии и могут быть установлены в любой точке электрической сети, могут устанавливаться в сетях напряжением до 1000 В на линиях, к которым непосредственно подключены электроприемники. Регулирование напряжения осуществляется за счет изменения коэффициента трансформации регулировочного трансформатора, путем согласного включения обмоток при положительных добавках, и противовключения при отрицательных.

Для полного раскрытия потенциала этого способа необходима модернизация систем управления с использованием микропроцессорных технологий. А для того, чтобы связать электронику с силовыми цепями, необходимы «связывающие звенья» – реле. При ступенчатом регулировании напряжения коммутация осуществляется двумя способами: аппаратами механического типа, либо тиристорными переключателями [2].

Анализ ситуации на рынке силового электрооборудования показал, что, большинство стабилизаторов напряжения средней и низкой ценовой категории представленных на рынке, имеют электромеханический или релейный принцип стабилизации. Наиболее частой поломкой в таких устройствах является неисправность в реле, переключающих обмотки трансформатора. Причиной являются многоразовые переключения контактов реле. Также имеется и ряд других недостатков: большой ток, необходимый катушке для включения; низкое быстродействие; шум при переключении; управляющее напряжение должно быть переменным; искрение [2].

Рисунок 1

Фрагмент принципиальной схемы блока симисторной коммутации платы управления стабилизатора напряжения

Рисунок 2

Внешний вид платы управления стабилизатора напряжения

У электронных ключей отсутствуют вышеперечисленные недостатки, что повышает актуальность их использования как элементов переключения. Твердотельные реле (ТТР) не содержат подвижных механических контактов, а только электронную схему с электронным ключом, благодаря чему, осуществляется почти мгновенное, бесшумное и безыскровое переключение.

После обоснования применения полупроводниковых элементов была проведена модернизация системы управления стабилизатором напряжения. В ходе, которой электромеханические реле были заменены на симисторы. На первом этапе было выполнено электронное моделирование в программе-симуляторе для электронных схем (рисунок 1) и сборка опытного образца (рисунок 2).

Поскольку устройство трехфазного стабилизатора подразумевает установку трех плат управления на каждую фазу, то возникает необходимость в разработке общей платы управления и индикации, которая бы позволила получать информацию с других плат, а также производить управление. Для этого необходимо установить дисплей, блок кнопочного управления, а также для удобства цветовую индикацию, которая бы указывала на конкретную фазу (A – желтый, B – зеленый, C – красный). Принципиальные схемы отдельных блоков представлены на рисунке 3.

На конечном этапе осталось лишь установить связь между платами. Анализ возможных путей решения привел к двум основным вариантам: прямое электрическое соединение всех элементов, либо установление непосредственной связи между микроконтроллерами. Сделав приближенный технико-экономический расчет, сразу проявляются недостатки первого варианта такие, как большое использование соединительных проводов, и в связи с этим резкое уменьшение надежности.

а)

б)

Рисунок 3 – Принципиальная схема блока:

а) – блок кнопочного управления; б) – блок цветовой индикации

Поэтому к исполнению принимаем второй вариант. Связь осуществляется через интерфейс UART, а именно через линии связи RXD и TXD. Схема соединения общего контроллера с локальными представлена на рисунке 4.

Рисунок 4

Схема соединения общего контроллера с локальными контроллерами

В ходе выполнения работы был выполнен анализ существующих проблемных ситуаций в области выбора элементов переключения в стабилизаторах напряжения, обоснована актуальность применения полупроводниковых элементов. Помимо этого разработана система управления трехфазным стабилизатором напряжения, спроектирована печатная плата (рисунок 5).

а) б)

Рисунок 5 – Внешний вид печатной платы:

а) – лицевая сторона; б) – оборотная сторона

Применение полупроводниковых элементов позволяет построить более эффективные изделия, закладывает большой потенциал в области твердотельной электроники.

Список используемой литературы

1. ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – Москва: Стандартинформ, 2013. – 39 с. – Текст: непосредственный.

2. Чиженко, И. М. Основы преобразовательной техники: учеб. пособие для вузов / И. М. Чиженко, В. С. Руденко, В. И. Сенько. – Москва: Высшая школа, 1974. – 430 с. – Текст: непосредственный.

3. Дубинин, В. В. Контроль показателей качества электроэнергии в промышленных электрических сетях / В. В. Дубинин, А. Н. Попов. // Ползуновский вестник. – 2013. – № 4–2. – С. 66–68. – ISSN 2072–8921. – Текст: электронный. – URL: http://elib.altstu.ru/journals/Files/0020 pv2013_04_2/ pdf/066dubinin.pdf. – Режим доступа: для авториз. пользователей.

Информация об авторах

Попов А. Н. – к.т.н., доцент, Востриков С. В. – студент группы Эпр-71, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Анализ деятельности энергосбытовых компаний Алтайского края

Мартко Екатерина Олеговна, martnight@mail.ru

Чубаков Андрей Алексеевич, summa00891@gmail.com

Ключевую роль в электроэнергетической отрасли России в настоящее время играют энергосбытовые компании как гаранты стабильного функционирования электроэнергетики и снабжения электроэнергией экономики и населения. Текущая финансовая ситуация в управлении большинством энергосбытовых компаний характеризуется снижением выручки под влиянием таких основных факторов, как снижение средней цены реализации юридическим лицам вследствие изменения принципов ценообразования на розничном рынке, а также снижением объема продаж. Выйти на новый уровень прибыльности, повысить клиентоориентированность, а также лояльность собственного персонала возможно с помощью дополнительных платных сервисов.

В данной статье проведен сравнительный анализ следующих энергосбытовых компаний Алтайского края:

– АО «Алтайкрайэнерго»;

– АО «Барнаульская горэлектросеть»;

– ООО «Заринская горэлектросеть».

Из данного списка было исключено АО «Алтайэнергосбыт», т. к. по всем показателям данная энергосбытовая компания значительно превосходит остальные субъекты рынка.

В первую очередь, рассмотрим характеристику исследуемых компаний и перечень их дополнительных платных сервисов.

АО «Алтайкрайэнерго» ведет свою историю с 25 мая 1965 года.

Местонахождение: Российская Федерация, Алтайский край, г. Барнаул, ул. Воровского, 163.

Среднесписочная численности работников за 2019 год – 336 человек.

Основной вид деятельности АО «Алтайкрайэнерго» по ОКВЭД – 35.14 Торговля электроэнергией. Предметом деятельности компании является:

– покупка и продажа электроэнергии;

– торговля электроэнергией;

– коммерческая и посредническая деятельность;

– производство продукции, предназначенной для удовлетворения собственных нужд;

– торговая деятельность; сдача имущества в аренду;

– добыча, производство и переработка соли;

– оптовая и розничная торговля солью;

– другие виды деятельности, предусмотренные действующим законодательством РФ [1].

В состав компании входят 9 отделений в Алейске, Белокурихе, Бийске, Змеиногорске, Камне-на-Оби, Новоалтайске, Рубцовске, Славгороде и Кулунде. АО «Алтайкрайэнерго» имеет статус гарантирующего поставщика электроэнергии в 81 населенном пункте Алтайского края. На сегодняшний день это одна из ведущих компаний электроэнергетики Алтайского края, обеспечивающая надежное и бесперебойное электроснабжение 11,6 тысячам юридических и 326,8 тысячам физических лиц [2].

По итогам работы за 2019 г. АО «Алтайкрайэнерго» получена выручка в сумме 5 860 456 тыс. руб. Выручка компании сложилась в результате реализация электроэнергии потребителям. В 2019 г. по сравнению с 2018 г. объем выручки снизился на 2,0 % (или на 121897 тыс. руб.). Объем затрат на производство и реализацию товаров (работ, услуг) в 2019 г. составил 5 637 млн руб., что меньше прошлого года на 4,1 %. По итогам года компанией получена чистая прибыль в размере 12281 тыс. руб. (снижение за год более, чем вдвое).

Перечень дополнительных услуг, оказываемых АО «Алтайкрайэнерго», приведен в таблице 1

Таблица 1

Дополнительные услуги АО «Алтайкрайэнерго» [2]

По данным таблицы 1 можно заключить, что АО «Алтайкрайэнерго» не отличается активной практикой реализации дополнительных платных сервисов.

АО «Барнаульская горэлектросеть» основана в 1961 году.

Местонахождение: 656015, Российская Федерация, Алтайский край, г. Барнаул, ул. Деповская, 19.

Адрес офиса по обслуживанию юридических и физических лиц: г. Барнаул, ул. Ползунова, 50. Адреса офисов по обслуживанию физических лиц: г. Барнаул, ул. Ползунова, 50 и ул. Энтузиастов, 34а.

Среднесписочная численности работников за 2019 год – 114 человек.

Основной вид деятельности АО «Барнаульская горэлектросеть» по ОКВЭД – 35.14 Торговля электроэнергией.

В Уставе компании выделены следующие основные виды деятельности АО «Барнаульская горэлектросеть»:

– покупка электроэнергии (мощности) на оптовом рынке;

– продажа электроэнергии (мощности) на розничном рынке потребителям, в том числе, гражданам;

– выполнение всего комплекса энергосбытовых услуг, в т. ч. заключение договоров электроснабжения, проведение расчетов за электроэнергию, ведение претензионно-исковой работы;

– изготовление электротехнической продукции;

– продажа, установка и обслуживание систем учета электрической энергии;

– оказание энергосервисных услуг и др. [3].

Клиентская база АО «Барнаульская горэлектросеть» – 217,3 тысяч абонентов города Барнаула и пригородных поселков, в том числе:

– население – 211 тысяч;

– юридические лица – 6,3 тысяч [5].

По итогам работы за 2019 г. АО «Барнаульская горэлектросеть» получена выручка в сумме 5601744 тыс. руб. По сравнению с 2018 г. объем выручки увеличился на 4,5 % (или на 241935 тыс. руб.). По итогам года компанией получена чистая прибыль в размере 50496 тыс. руб. (рост за год отмечен почти в три раза).

Перечень услуг, оказываемых АО «Барнаульская горэлектросеть», приведен на рисунке 1

Рисунок 1

Перечень услуг, оказываемых АО «Барнаульская горэлектросеть» [5]

В таблице 2 приведена информация о перечне и ценах на оказываемые услуги частным лицам.

Таблица 2

Услуги АО «Барнаульская горэлектросеть», оказываемые частным лицам [5]

Таким образом, можно заключить, что АО «Барнаульская горэлектросеть» оказывает широкий спектр услуг потребителям. Для удобства клиентов специалистами компании разработан единый прейскурант, позволяющий выбрать именно то, что нужно конкретному заказчику – от справок и консультаций специалистов, установки прибора учета электроэнергии до полного энергоаудита предприятия или частного дома.

ООО «Заринская горэлектросеть» было создано в марте 2007 года.

Местонахождение: 659100, Российская Федерация, Алтайский край, г. Заринск, ул. Молодежная, д. 17.

Среднесписочная численности работников за 2019 год – 23 человека.

Основной вид деятельности ООО «Заринская горэлектросеть» по ОКВЭД – 35.13 Распределение электроэнергии, дополнительный – 68.20.2 Аренда и управление собственным или арендованным нежилым недвижимым имуществом.

В настоящее время компания обслуживает г. Заринск, станции Голуха, Тягун и Аламбай Заринского района, а также райцентры Кытманово, Залесово и Тогул. Это почти 30 тысяч бытовых потребителей и около двух тысяч юридических лиц и индивидуальных предпринимателей.

По итогам работы за 2019 г. ООО «Заринская горэлектросеть» получена выручка в сумме 457968 тыс. руб., снизившись по сравнению с 2018 г. на 13144 тыс. руб. или 2,7 %. Объем затрат на производство и реализацию товаров (работ, услуг) в 2019 г. составил 407434 тыс. млн руб., что меньше прошлого года на 6243 тыс. руб. или 1,5 %. По итогам года компанией получена чистая прибыль в размере 22001 тыс. руб. (рост за год на 53,4 %).

ООО «Заринская горэлектросеть» в г. Заринске открыт единый центр обслуживания клиентов, где созданы благоприятные условия для обслуживания потребителей. Платными услугами компании являются:

– компенсация расходов по введению ограничения режима потребления и последующего возобновления подачи электроэнергии для граждан;

– замена, установка, снятие счетчиков и электрооборудования;

– вызов электромонтера и т. д. [4].

В целом, сегодня ООО «Заринская горэлектросеть» – это динамично развивающаяся энергосбытовая компания с высокими деловыми и финансовыми показателями, развитой инфраструктурой, современной технической оснащенностью и высококвалифицированным персоналом. Предприятие имеет большую клиентскую базу с налаженными связями и контактами на обслуживаемой территории. Однако по спектру дополнительных сервисов отстает от АО «Барнаульская горэлектросеть».

В заключение статьи, представив краткую характеристику энергосбытовых компаний Алтайского края, обобщим результаты исследования в таблице 3.

Таким образом, по данным таблицы выше, можно заключить, что наиболее развиты дополнительные платные сервисы в АО «Барнаульская горэлектросеть», а наименее – в АО «Алтайкрайэнерго».

Таблица 3

Сравнительная характеристика энергосбытовых компаний Алтайского края

В заключение следует отметить, что за рубежом доля выручки энергосбытовых компаний от дополнительных платных сервисов доходит до 20 %, причем клиентам доступны услуги, которые не ограничиваются только установкой приборов. Продуктовая линейка включает в себя как отраслевые сервисы, например, переход на специальные тарифы или энергетический консалтинг, так и смежные, прежде всего финансовые, в том числе кредитование и страхование объектов. Российские энергосбытовые компании пока существенно отстают от своих зарубежных коллег: в среднем по стране они получают от дополнительных услуг не более 1–3% от выручки. Кроме того, скромнее выглядит и система продаж. В то время как европейские сбытовые организации имеют мощные подразделения по продажам или привлекают для этого профессиональные агентства, отечественные компании зачастую ограничиваются прейскурантом на корпоративном сайте (как это представлено на примере исследуемых энергосбытовых компаний Алтайского края). Вместе с тем, по мнению экспертов, развитие дополнительных платных услуг потребителям электроэнергии становится не только распространенной практикой, но и дополнительным источником доходности компании, позволяет энергосбытовым компаниям повысить свою ценность для клиентов и конкурентоспособность, улучшить взаимоотношения с потребителем, а также обеспечить переход от энергонадзора к многопрофильной сервисной организации. Кроме того, развитие платных услуг позволяет повысить доход работников сбытовой компании, их лояльность, а также снизить отток квалифицированных кадров, что сейчас очень актуально для отрасли в целом.

Таким образом, развитие дополнительных платных сервисов в настоящее время является актуальной тенденцией в работе энергосбытовых компаний. И исследуемые компании Алтайского края здесь не являются исключением.

Список используемой литературы

1. Устав акционерного общества «Алтайкрайэнерго» (новая редакция): утв. распоряжением управления имущественных отношений Алтайского края от 30.08.2019 № 1148. – Барнаул, 2019. – 26 с.

2. Официальный сайт АО «Алтайкрайэнерго» [Электронный ресурс]. – URL: https://www.altke.ru/ (дата обращения: 03.07.2020).

3. Устав акционерного общества «Барнаульская горэлектросеть» (новая редакция): утв. годовым общим собранием акционеров АО «Барнаульская горэлектросеть» от 31.05.2019. – Барнаул, 2019. – 20 с

4. Официальный сайт ООО «Заринская горэлектросеть» [Электронный ресурс]. – URL: http://zges22.ru/ (дата обращения: 03.07.2020).

5. Официальный сайт АО «Барнаульская горэлектросеть» [Электронный ресурс]. – URL: http://bges.ru/ (дата обращения: 03.07.2020).

Информация об авторах

Мартко Е. О. – к.т.н., доцент, Чубаков А. А. – студент группы 8Э(з)-81, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Модернизация системы водно-химического контроля «Барнаульской ТЭЦ-3»

Сташко Василий Иванович, diael@mail.ru

Михалев Алексей Сергеевич, miniaxel@mail.ru

Аннотация:

Статья посвящена одной из важных областей контроля параметров ТЭЦ, водно-химическому контролю, методу контроля, его модернизации. Рассмотрено значение воды на ТЭЦ, важность водно-химического контроля и его роль в производственном процессе. Проанализирован текущий метод контроля, выявлены его недостатки. Предложено модернизировать водно-химический контроль, с помощью передачи унифицированных аналоговых сигналов и выводом их на рабочее место оператора. Это позволит не только избежать потерь питательной воды, в следствии более точного анализа данных, но и обеспечит безопасную эксплуатацию оборудования, что положительно скажется на экономическом аспекте.

Ключевые слова: Водно-химический контроль, контроль параметров, электроустановка, оборудование, методы контроля.

Современный мир уже сложно представить без электричества. Производство электроэнергии служит основой для развития главных отраслей промышленности, которые определяют перспективы общественного прогресса. Современная энергосистема России располагает 846 крупными электростанциями, общей мощностью более 250 ГВт. Выработка электрической энергии в 2019 году достигла 1096 млрд. кВт/ч, что на 0,4 % больше аналогичного показателя в 2018 года. На сегодняшний день более половины электрической энергии вырабатывается на действующих тепловых электростанциях – ГРЭС и ТЭЦ [1].

Рисунок 1

Структура установленной мощности и выработки электроэнергии ЕЭС России

Помимо электрической энергии ТЭЦ используется для выработки тепла, обеспечивая потребителей горячей водой и отоплением. Исторически в нашей стране сложилась централизованная система теплоснабжения. Источниками тепловой энергии для неё выступают те же самые ТЭЦ и крупные котельные, совместно производящие 92,4 % потребляемой тепловой энергии. [2]

В алтайском крае основную мощность вырабатывают ТЭС. По состоянию на конец 2018 года, на территории Алтайского края эксплуатировались 11 тепловых электростанций общей мощностью 1537,5 МВт [3]

Таблица 1

Структура установленной мощности на территории Алтайского края по состоянию на 31.12.2018

В городе Барнаул основную мощность вырабатывает «Барнаульская ТЭЦ-3». Предприятие основано в 1973 году, электрическая мощность составляет 445 МВт, тепловая мощность составляет 1450 Гкал/час. [3]

В настоящее время теплоэнергетика переживает своё второе рождение. Изношенное, в результате длительной эксплуатации оборудование заменяется современным. Так на Барнаульской ТЭЦ-3 в 2018 году был реализован проект модернизация ХВО «Замещение исходной водопроводной воды обессоливающей установки и установки подпитки теплосети на техническую (речную) воду». Было полностью заменено оборудование, так же реализована установка АСУ ТП на базе контроллера Siemens S-400H.

Установка предназначена для предварительной очистки технической (речной) воды с целью получения осветленной (очищенной) воды нормируемого качества и подачи ее на последующие стадии обработки и подпитку теплосети. Исходная техническая вода последовательно проходит несколько стадий обработки: методом контактной коагуляции в напорных контактных емкостях, затем флокуляции и динамического осветления в динамических осветительных фильтрах, где удаляются взвешенные вещества, железо до получения на выходе установки, качества воды, соответствующего требованиям, установленных в СТО ВТИ 37.002-2005. Технологический режим работы установки – непрерывный, круглогодичный. Отличительной особенностью технологического режима ВПУ является то, что при непрерывном режиме работы всей установки большая часть оборудования работает периодически с определенной цикличностью.

Водоподготовка является важным этапом для работы ТЭЦ, в связи с тем, что вода учувствует во многих технологических процессах.

В котлоагрегатах из питательной воды получают пар, который с давлением P= 104 кгс/см² и температурой t = 560 С попадает в главный паропровод, откуда подается к турбоагрегатам. В паровых турбинах энергия расходуется на: выработку электроэнергии, где тепловая энергия пара преобразуется в механическую, а механическая в кинетическую; на подогрев питательной воды в регенеративных подогревателях высокого и низкого давления; на подогрев сетевой воды в сетевых горизонтальных подогревателях. Сетевая вода подается подпорными сетевыми насосами последовательно, а оттуда во всасывающую линию сетевых насосов, которые направляют ее в теплофикационную сеть. Основным составляющим питательной воды котлоагрегата являются конденсат турбин, химически-обессоленная вода, конденсат греющего пара и пиковых бойлеров.

Для получения качественного пара в котлах применена схема двухступенчатого испарения. Первой ступенью испарения (чистый отсек), являются барабан с подключенными к нему циркуляционными контурами. Вторая ступень испарения включает в себя два блока выносных циклонов (по три циклона в каждом блоке), представляющие собой, вертикально установленные справа и слева от топки котла цилиндрические сосуды с подключенными к ним циркуляционными контурами.

Чтобы вода и пар соответствовали установленным требованиям, на станции должен быть организован водно-химический режим. Ведение водно-химического режима – совокупность мероприятий, обеспечивающих работу основного и вспомогательного оборудования электростанции без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей и образованием отложений на теплопередающих поверхностях и в проточной части турбины, шлама в оборудовании, насосах и трубопроводах. Эксплуатация оборудования складывается из отдельных периодов: пуска, работы, останова в резерв и ремонт. Водно-химический режим должен быть организован так, чтобы на каждом этапе достигалось требуемое качество воды, пара и конденсата.

На данный момент на Барнаульской ТЭЦ-3 водно-химический контроль реализован текущим оперативным контролем и измерениями, а также углубленным периодическим контролем и измерениями параметров качества воды и пара.

Текущий оперативный химический контроль и измерения выполняются в целях проверки соответствия параметров качества воды и пара их нормативным значениям и правильности поддержания водно-химического режима котла в любой момент его эксплуатации. По результатам контроля и измерений устанавливается также режим коррекционной обработки воды (фосфатирование, нитратирование, аминирование) и рассчитывается величина продувки котла. Результаты измерений концентрации продуктов коррозии служат основанием для оценки интенсивности коррозии металла в пароводяном тракте энергоустановки.

Текущий оперативный контроль и измерения параметров водно-химического режима осуществляются с помощью кондуктометров типа АК-310 и МАРК-602. Кондуктометры согласно РД 24.031.121-2012 вынесены в отдельные помещения – экспресслаборатории [4].

Углубленный периодический контроль и измерение параметров водно-химического режима осуществляются в процессе наладки водного режима энергоустановки, а также в процессе эксплуатации с целью усовершенствования режимов работы оборудования.

Результаты углубленного периодического контроля дают полное количественное представление о химических параметрах питательной воды и составляющих ее потоков, о динамике изменения химических параметров воды в тракте энергетической установки во времени, а также о химических параметрах, определяющих качество выдаваемого котлами пара.

Данные углубленного периодического контроля и измерений химических параметров воды и пара, в том числе и по среднесуточным пробам, используются для уточненных расчетов величины продувки котла, влажности пара, эффективности работы обескислороживающей установки, процента возврата конденсата в питательную систему котлов.

Углубленный контроль осуществляется персоналом химического цеха. Оперативный персонал химического цеха берет пробы воды и пара с периодичностью в два часа, производится химический анализ, результаты докладываются оперативно-диспетчерскому персоналу турбинного и котельного цеха. В случае отклонения от норм производится учащенный химический контроль.

В связи с тем, что отборы располагаются в отдельных помещениях, недостатками данной системы контроля является отсутствия наглядности параметров электропроводности. Так же для определения текущих параметров необходимо пройти в другое помещение, что мешает контролировать другие необходимые параметры котлоагрегатов и турбоагрегатов.

Устранение данных недостатков решит модернизация водно-химического контроля. Модернизация включает в себя перенос показаний из экспресслаборатории на щит управления.

Показания будут передаваться по интерфейсу RS-485 по протоколу Modbus RTU, при помощи модулей аналогового ввода ОВЕН МВ110-224.8А, далее в преобразователь протокола МКОН Modbus RTU/TCP. Сбор данных будет производиться в программе TRACE MODE.

Инструментальная система TRACE MODE 6 это универсальное средство разработки и отладки приложений для автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) и управления производством (АСУП). С помощью сервера удаленного web-доступа Data Center обеспечивается удаленный доступ к информации реального времени через веб-браузер по Internet сетям. Подключится, может одновременно до 8 пользователей.[5] Таким образом, данные могут просматривать не только машинист, но и начальники смен, дежурный инженер станции и т. д.

Рисунок 2

Интерфейс программы, общий вид

Рисунок 3

Интерфейс программы, тренды

С помощью модернизации водно-химического контроля будут достигнуты следующие цели:

1. Рациональное ведение технологического процесса;

2. Повышение надежности и достоверности вычислений комплексных параметров;

3. Анализ ретроспективной информации, в том числе аварий и нарушений;

4. Учета критических режимов, техническим состоянием технологического оборудования и агрегатов;

5. Повышения информативности средств визуализации технологических процессов, и состояния оборудования;

6. Уменьшение эксплуатационных затрат на обслуживание технологического процесса и оборудования, в том числе средств и систем автоматизации;

7. Сокращение ошибочных действий оперативного персонала.

Контроль состояния, диагностика нарушений и ведение водно-химического режима являются одной из наиболее сложных задач, решение которой следует искать в направлении повышения информативности приборов и систем автоматического химического контроля на базе простых и надежных измерений. Преимущества правильного ведения ВХР – не только в обеспечении безопасности эксплуатации котельных установок, но и в значительном экономическом эффекте.

Список используемой литературы

1. Системный оператор единой энергетической системы: сайт. – 2020. – URL: https://www.so-ups.ru/?id=962 (дата обращения 26.11.2020).

2. Энергосети России: сайт. – 2020. – URL: https://energoseti.ru/articles/energetika-rossii (дата обращения 26.11.2020).

3. Указ губернатора алтайского края от 30.04.2020 № 72 об утверждении схемы и программы «Развитие электроэнергетики Алтайского края»

3. РД 24.031.121-2012 Оснащение паровых стационарных котловустройствами для отбора проб пара и воды. ОАО «НПО ЦКТИ», 2012. – 36 с.

5. Trace mode: сайт. – 2020. URL: http://www.adastra.ru/products/dev/ (дата обращения 27.11.2020).

Информация об авторах

Сташко В. И. – к.т.н., доцент, Михалев А. С. – студент группы 8Э(з)-01, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Изучение способов и перспектив автоматической плавной коррекции коэффициента мощности

Попов Андрей Николаевич, popov.a.n@mail.altstu.ru

Кречетов Артём Дмитриевич, xxxxxxxxx-1999@mail.ru

Аннотация:

В условиях функционирования современной системы электроснабжения наиболее важное место отводится снижению издержек при передаче и распределении электроэнергии и контроля показателей качества электроэнергии. Для достижения указанных целей чаще всего используется устройства компенсации реактивной мощности, которые позволяют повышать пропускную способность линий электропередачи, регулировать напряжение, снижать потери электроэнергии, но наиболее часто применяемые устройства компенсации обладают рядом недостатков, не позволяющим произвести широкое внедрение подобных устройств, таким образом для оптимизации режимов работы электросетей, возникает необходимость в разработке устройства, позволяющего автоматически осуществлять плавную корректировку коэффициента мощности, которое бы было возможно широко внедрять в большую часть звеньев распределительных электросетей. В данной работе рассматриваются вопросы о способах коррекции коэффициента мощности и методах автоматизации данного процесса.

Ключевые слова: компенсация реактивной мощности, коэффициент мощности, потери электроэнергии, устройства компенсации реактивной мощности, микроконтроллер.

В наши дни сложилась определенная ситуация, сущность которой заключается в том, что первоначальным этапом любой сферы деятельности современного человека является электроэнергетика, постоянное совершенствование энергетической системы позволяет повышать степень эффективности всех сфер деятельности человека.

Также следует отметить, что в настоящее время, приближается тот момент, когда в обозримом будущем прогнозируется исчерпание большинства наиболее часто используемых ископаемых горючих, и с учетом этого факта, принимает актуальность вопрос энергоэффективности процессов распределения и потребления электроэнергии на всех этапах и звеньях энергосистемы.

Таким образом, для повышения энергоэффективности системы электроснабжения следует обеспечить максимальное снижение технологических и коммерческих потерь, говоря другими словами, внедрение мер по повышению показателей эффективности передачи и распределения электроэнергии, позволит наиболее целесообразно расходовать энергетические ресурсы нашей страны, снижать стоимость содержания и обслуживания энергосистемы, тем самым возможно обеспечить снижение тарифов на электроэнергии, что также положительно повлияет, как на бытовых и промышленных потребителей, так и на экономику страны в целом.

Для анализа оптимального режима работы энергосистемы и приемников электроэнергии, следует стараться минимизировать различные эффекты и влияния, которые своими проявлениями могут негативно сказываться на многочисленных аспектах работоспособности используемого в промышленной деятельности и повседневной жизни электрооборудования и электронных устройств. К ним можно отнести различные несинусоидальности напряжения, оказывающей пагубное воздействие как на саму энергосистему, так и на электроприемники, запитанные от сети с высокой степенью несинусоидальности напряжения, что приводи к снижению срока службы оборудования подвергнутого влиянию подобных условий эксплуатации, появлению дополнительных потерь в сетях и всевозможных электрических машинах, возникновению резонансных перенапряжений в электрических сетях.

Избыток реактивной мощности приводит к излишней нагрузке линий электропередачи, силовых трансформаторов, приводит к увеличению потерь активной и реактивной мощностей, а также имеет свойство оказывать воздействие на уровень напряжения на нагрузке, что говорит о необходимости уделять особое внимание регулированию реактивной мощности.

Не последнее место в теме снижения потерь электроэнергии занимает такой показатель, как коэффициент мощности. Различные электроприемники и виды электрических нагрузок вносят свой вклад в изменение формы и фазового сдвига тока и напряжения, относительно друг друга [1]. В текущих условиях увеличения количества и величин электрических нагрузок в электросетях, вопрос коррекции коэффициента мощности все чаще и чаще набирает актуальность в области повышения эффективности функционирования электрической системы городов и сельских населенных пунктов.

Степень изменения фазового сдвига зависит от характера электрической нагрузки, наиболее ощутимое влияние на этот показатель оказывает двигательная нагрузка, из-за индуктивного характера обмоток двигателя [2]. Таким образом, следует сделать вывод, что для снижения коэффициента мощности в сетях, необходимо широкое внедрение систем компенсации реактивной мощности в электросетевой комплекс.

В качестве устройств компенсации реактивной мощности наиболее часто применяют синхронные компенсаторы и батареи конденсаторов, но на практике наиболее распространенное применение нашли стационарные батареи конденсаторов, которые обладают целым рядом преимуществ, таких как, долговечность, неприхотливость в обслуживании и низкие потери реактивной мощности. Но также батареи конденсаторов имеют существенный недостаток, дискретный характер регулировки.

Таким образом, возможно решение сложившейся ситуации в виде разработки устройства плавной коррекции коэффициента мощности, что в значительной степени позволила бы улучшить качество компенсации реактивной мощности.

В настоящее время наиболее часто применяемыми устройствами компенсации реактивной мощности являются управляемые шунтирующие реакторы и статические тиристорные компенсаторы, они обладают рядом преимуществ по сравнению с обычными масляными реакторами, статическими батареями конденсаторов и синхронными компенсаторами. В двух словах, УШР и СТК позволяют подстраивать степень компенсации реактивной мощности под необходимое значение в зависимости от потребления потребителем реактивной мощности из сети, но коррекция коэффициента мощности также осуществляется ступенчато с различной степенью дискретности, зачастую для большего эффекта необходимы меньшие значения ступеней регулировки.

Таким образом, управляемые компенсирующие устройства позволяют компенсировать реактивную мощность с большей точностью, что позволяет в достаточной степени снижать передаваемую по линии мощность, тем самым снижая сопровождающие этот процесс потери в линии электропередачи, а также уменьшить степень снижения напряжения на нагрузке, а возможность регулирования напряжения позволяет повысить статическую устойчивость системы электроснабжения в целом.

Использование в статических тиристорных компенсаторах тиристорных ключей производит различные искажения и является источником токов высоких гармоник, что является негативным эффектом и для его устранения необходима установка дополнительных фильтрокомпенсирующих устройств, что увеличивает стоимость установки в целом и ограничивает сферу применения подобных устройств [3, 4]. Таким образом, для создания возможности широкого внедрения устройств плавной компенсации реактивной мощности, следует необходимость разработки устройства не вносящего искажения в форму электрического сигнала. Таким решением может стать использование конденсаторов переменной мощности.

Рисунок 1

Структурная схема микроконтроллерного устройства плавной коррекции коэффициента мощности

На рисунке 1 представлена структурная схема микроконтроллерного устройства плавной коррекции коэффициента мощности, которая состоит из измерительного модуля, в состав которого входят измерительные трансформаторы тока и напряжения. Микроконтроллер, который на основе измеренных значений токов и напряжений вычисляет значение cosφ, после чего подается управляющий сигнал на шаговый двигатель, который регулирует емкость конденсатора переменной емкости, тем самым осуществляя компенсацию реактивной мощности наиболее близко к требуемому значению емкости конденсатора.

Таким образом, в данной работе предложена структурная схема микроконтроллерного устройства плавной коррекции коэффициента мощности, которое может быть широко внедрено во многие звенья распределительных электрических сетей электроснабжения промышленных предприятий или населенных пунктов.

Список используемой литературы

1. Попов, А. Н. Устройство автоматического управления компенсации реактивной мощности / А. Н. Попов // Ползуновский вестник. – 2011. – № 2–2. – С. 104–111. – ISSN:2072–8921. – Текст: электронный. – URL: http://elib.altstu.ru/journals/Files/pv2011_02_2/pdf/104popov.pdf – Режим доступа: для авториз. пользователей.

2. Галстян, Р. А. Организационные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сети / Р. А. Галстян // Молодой исследователь Дона. – 2019. – № 2(17). – С. 6–12. – ISSN:2500–1779. – Текст: электронный. – URL: https://www.elibrary.ru/download/elibrary_38213983_97854592.pdf – Режим доступа: для авториз. пользователей.

3. Бурлака, В. В. Гибридный компенсатор реактивной мощности с плавным регулированием / В. В. Бурлака, С. В. Гулаков, С. К. Поднебенная, О. С. Савенко // Электротехника. – 2014. – № 2. – С. 13–19. – ISSN:1607–6761. – Текст: электронный. – URL: https://www.elibrary.ru/download/elibrary_29144736_51878182.pdf – Режим доступа: для авториз. пользователей.

4. Горбачевский, Н. И. Активный корректор коэффициента мощности на основе демпфирующего конденсатора / Н. И. Горбачевский, С. Н. Сидоров, Р. Н. Ганиев // Вестник Чувашского университета. – 2018. – № 1. – С. 36–43. – ISSN:1810–1909. – Текст: электронный. – URL: https://www.elibrary.ru/download/elibrary_32658824_81002938.pdf – Режим доступа: для авториз. пользователей.

Информация об авторах

Попов А. Н. – к.т.н., доцент, Кречетов А. Д. – студент группы 8Э-01, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Анализ проблемных ситуаций в сетях с часто меняющимся напряжением и путей их решения с помощью стабилизаторов

Попов Андрей Николаевич, popov.a.n@mail.altstu.ru

Фриауф Диана Витальевна, friaufd@mail.ru

Аннотация: На сегодняшний день одной из главных проблем электроснабжения является обеспечение качества электроэнергии. Вследствие того, что в сетях с часто меняющимся напряжением происходит потеря качества электроэнергии, то это нужно решать. Актуальность данной проблемы подтверждает и тот факт, что низкое качество электроэнергии ведёт к увеличению потерь электроэнергии, что плохо сказывается на системе электроснабжения в целом. Стабилизаторам напряжения, используемым в системах питания электроприёмников, требовательных к качеству напряжения по параметру отклонения напряжения, требуется частое переключение обмоток их трансформаторов, и, следовательно, контакторы, используемые для этих переключений, претерпевают значительный износ. Лучшим решением данной проблемы может стать замена электромеханических контакторов на твердотельные, соответственно, в данной статье приводится альтернативная замена одних контакторов на другие.

Ключевые слова: качество электроэнергии, стабилизатор напряжения, контакторы, обмотки трансформатора, электроснабжение.

В настоящее время одной из главных проблем электроснабжения является обеспечение качества электроэнергии. Актуальность данной проблемы подтверждает и тот факт, что низкое качество электроэнергии ведёт к увеличению потерь электроэнергии [1].

Ухудшение качества электроэнергии происходит по ряду причин. Основная из них – пониженное и/или нестабильное напряжение в сети электропитания (скачки напряжения). Скачками напряжения в повседневной речи принято называть резкое значительное изменение значения напряжения.

Это особенно актуально для городских сетей и, в частности, для города Барнаула. Основными причинами пониженного и/или нестабильного напряжения являются:

– одновременное отключение мощных бытовых приборов. Причина появления скачка параметров тока кроется у нас дома. Сегодня современный дом очень насыщен мощными электрическими приборами. В домах со старой проводкой это очень опасно. Но и в новых домах часто бывает, что нагрузка не может быть рассчитана на использование очень мощных приборов по причине подключения всего нового дома к «старым электрическим сетям». На практике часто происходит следующее. В доме включаются несколько мощных электрических приборов, это приводит к падению параметров тока в сети. При резком отключении мощного прибора или нескольких мощных электрических приборов происходит резкий скачок;

– нестабильность в работе трансформаторной подстанции. Большинство трансформаторных подстанций, осуществляющих электроснабжение в распределительных и транспортирующих сетях, было построено достаточно давно. Оборудование, установленное на этих подстанциях, имеет сегодня значительный износ. Кроме того, многие подстанции работают с большой перегрузкой ввиду увеличения потребления электроэнергии. В результате на подстанциях случаются сбои в работе оборудования, приводящие к возникновению скачков;

– значительная перегрузка сети. Электрооборудование, смонтированное на электрических подстанциях, рассчитано на конкретное максимальное значение мощности подключаемой нагрузки. В настоящее время идет очень большой рост потребления электроэнергии в наших домах. Первая причина здесь – это строительство новых больших зданий на месте старых маленьких домиков. Вместо 10 квартир получается сразу 100 квартир в одном большом доме. Вторая причина – рост числа используемых мощных электрических приборов. Посмотрите на фасад современно многоквартирного дома, на нем 200 сплит-систем, а это дополнительно 400 кВт мощности. Плюс 100 микроволновых печей, плюс 100 электрических калориферов, плюс 100 стиральных машин, плюс 100 электрических нагревателей воды, набегает очень большая суммарная мощность дома. При этом подстанции испытывают значительные перегрузки, и скачки в та-ком районе города неизбежны;

– включение промышленного оборудования в смежной сети электро-передач. Большие и систематические скачки напряжения в сети наблюдаются вблизи крупных промышленных объектов. Включение мощного электро-двигателя порождает большие пусковые токи. Эти токи могут «вернуться» в электрическую сеть в виде большой реактивной нагрузки. И хотя на таком оборудовании должны устанавливаться специальные пускатели и дополнительные сетевые фильтры, порождения электрических скачков избе-жать нельзя. И вовсе не обязательно жить рядом с большим металлургическим заводом, чтобы получить неприятные электрические сюрпризы. Для порождения хорошего скачка напряжения будет достаточно соседства с насосной станцией, с мощным вентиляционным оборудованием, с автомобильной мастерской или с большим супермаркетом;

– ослабление заземления. Заземление электрических приборов играет важную роль в обеспечении безопасности использования устройств. В случае нарушения изоляции электрических приборов, напряжение часто пере-дается на корпус прибора. В этом случае «заземление» играет роль отвода этого аварийного тока. В случае ухудшения качества заземления вероятность появления скачков параметров тока существенно вырастает [3].

Важность защиты электрической сети и приборов в электрической сети от воздействия больших скачков напряжения трудно переоценить. Для защиты сети и потребителей от скачков могут использоваться стабилизаторы напряжения со встроенной защитой от скачков напряжения.

Вследствие этих причин, стабилизаторам напряжения, используемым в системах питания электроприёмников, требовательных к качеству напряжения по параметру отклонения напряжения, требуется частое переключение обмоток их трансформаторов, и, следовательно, контакторы, используемые для этих переключений, претерпевают значительный износ.

Решением данной проблемы может стать замена электромеханических контакторов на твердотельные. Когда твердотельное реле выпускается в сборе с радиатором, а иногда и с вентилятором и предохранителями, как единое законченное изделие, оно часто называется твердотельным (или электронным) контактором (рисунок 1).

Рисунок 1

Твердотельный контактор

Часто в этих изделиях используются бескорпусные тиристоры, созданные по гибридной технологии (DCB) с прямым нанесением меди на керамическую основу, что значительно улучшает теплоотдачу за счет большой площади поверхности чипа и плотного контакта с радиатором. Так же конструктивно электронные контакторы от реле может отличать наличие электробезопасного клеммника и приспособления для монтажа на DIN-рейку. Благодаря этим особенностям и компактным размерам, твердо-тельные контакторы можно быстро и удобно монтировать в электрошкафу, устанавливая их вплотную друг к другу на DIN-рейке [2].

Обычные реле, как и все электромагнитные коммутационные приборы работает следующим образом – есть катушка на которую подается ток от системы управления или кнопочного поста. В результате протекания тока че-рез катушку возникает магнитное поле, которое притягивает якорь с контактной группой. После этого контакты замыкаются и по ним начинает протекать ток в нагрузку.

У твердотельных нет катушки управления и нет подвижной контактной группы. В нем, как было сказано выше, вместо силовых контактов используются полупроводниковые ключи: транзисторы, симисторы, тиристоры и другие в зависимости от сферы применения.

В связи с этим у твердотельного значительно больше срок службы, поскольку нет механического износа контактной группы, также стоит отметить, что и быстродействие полупроводниковых реле выше, чем у электро-магнитных.

Кроме отсутствия механического износа, нет и искр или дуг при ком-мутации, как и звуков от ударов контактов при переключении. Кстати, если нет искр и дуговых разрядов при коммутации – твердотельные реле могут работать во взрывоопасных помещениях.

Плюсы у твердотельных реле по сравнению с обычными следующие:

– бесшумность;

– наработка на отказ порядка 10 миллиардов переключений, что в 1000 и более раз превышает ресурс обычных реле;

– быстродействие твердотельных реле составляет доли и единицы миллисекунд, тогда как у обычных от 50 мс до 1 с.

– энергопотребление на 95 % ниже, чем потребление катушки электромагнитных аналогов.

В таблице 1 приведены общие характеристики твердотельных реле серий TSR (трёхфазных) и SSR (однофазных) от производителя «FOTEK» (одни из самых распространенных).

Таблица 1

Общие характеристики твердотельных реле серий TSR (трехфазные) и SSR (однофазные)

Исходя из вышесказанного можно сделать вывод, что для решения проблемы применения стабилизаторов в се-тях с часто меняющимся напряжением рациональным вариантом будет применение твердотельных контакторов.

Список используемой литературы

1. Попов, А. Н. Микропроцессорная система управления стабилизатором напряжения // Модернизация и инновационное развитие топливноэнергетического комплекса: Материалы международной научно-практической конференции. – Текст: электронный. – Санкт-Петербург: СПбФ НИЦ МС, 2018. – № 1. – С. 94–96. – URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=36626713. – Режим доступа: для зарегистрированных пользователей;

2. Твердотельные реле и контакторы. – Текст: электронный. – URL: https://www.autonics-ru.com/item/7641918710. – Режим доступа: свободный.

Информация об авторах

Попов А. Н. – к. т. н., доцент, Фриауф Д. В. – студент группы Эпр-71, ФГБОУ ВО «Алтайский. государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Нетрадиционные возобновляемые источники энергии как современная технология сбалансированности отдаленных энергорайонов с децентрализованным электроснабжением

Мартко Екатерина Олеговна, martnight@mail.ru

Тригуб Максим Александрович, roo7max@yandex.ru

Аннотация:

Производство энергии является важной составляющей нормального функционирования общества в целом, необходимость в ней увеличивается с каждым годом, со временем меняются человеческие потребности и как следствие рыночная конъюнктура. На сегодняшний день наблюдается модернизация электроэнергетической отрасли, производится внедрение новых генерирующих мощностей на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), осуществляется поиск новых технических решений, происходит развитие законодательной базы возобновляемой энергетики. На фоне развития энергетической отрасли России, отмечается рост стоимости производства энергии, данное увеличение стоимости наблюдается в наиболее удаленных районах таких как Камчатский край, Чукотский автономный округ, Республика Саха (Якутия), Магаданская область где используется децентрализованная система электроснабжения. Основой для решения данной проблемы является внедрение возобновляемых источников энергии преимущества которых будут отражены ниже. В данной статье рассмотрены проблемы внедрения данных систем, произведена оценка эффективности их применения.

Ключевые слова: возобновляемые источники энергии, автономные системы электроснабжения, энергоэффективность, децентрализованное энергоснабжение, ветряные установки, геотермальная энергетика, гидроэнергетика, арктический регион.

Одной из целей преследуемой современной энергетикой является стремление к сбалансированности энергорайонов, повышение надежности электроснабжения потребителей. Так энергетика удаленных районов без централизованного энергоснабжения характеризуется небольшой плотностью населения, рассредоточенностью потребителей, относительно невысокой мощностью потребления, достаточной протяженностью электрических сетей и суровыми климатическими условиями, совокупность данных особенностей в итоге приводит к довольно низкому уровню надежности энергообеспечения потребителей, именно из-за проблемы децентрализации энергоснабжения большая часть населенных пунктов питается от топливных установок.

Электроснабжение Дальнего Востока, районов Крайнего Севера, отдаленных областей Сибири обеспечивается за счет дизельных электростанций, которые ежегодно используют до 9 млн. тонн топлива, при этом для таких регионов стоимость экспортируемого топлива превышает цену мирового рынка что приводит к высокому удельному весу топлива при производстве электроэнергии и в конечном итоге это вызывает удорожание генерируемой электроэнергии и в потребности государственного субсидирования. Поэтому крайне важной целью является повышение энергоэффективности децентрализованных зон путем комплексного анализа всех составляющих применения ВИЭ, а именно технологической, экономической, геологической, климатической и научной составляющих. Так Арктические зоны России имеют довольно высокий потенциал для развития ВИЭ, здесь ключевыми элементами является энергия ветра особенно вдоль морских границ где скорость ветра достигает 6–7 м/с, также в отдельных районах это энергия растительной биомассы, энергия морских волн, приливов и солнечная энергия [1].

В Камчатском крае и Чукотском автономном округе есть условия для развития геотермальной энергетики ярким примером которой является Мутновская ГеоЭС крупнейшая геотермальная электростанция расположенная в Камчатском крае, мощность которой составляет 50 МВт, фактором сдерживающим дальнейшее развитие данного вида энергетики является отсутствие государственной поддержки и объективных стимулов для развития данной технологии, но помимо законодательных ограничений также присутствуют технологические ограничения связанные с высокой стоимостью строительства скважин, неравномерностью расположения геотермальных месторождений, повышенных капиталовложениях при довольно низких эксплуатационных издержках и относительно низкая мощность.

Эффективность применения геотермальных источников можно отметить в практической неисчерпаемости данного ресурса, компактности геотермальной электростанции что особенно важно если рельеф неоднородный и возведение традиционной электростанции невозможно на данной местности, экологическая безопасность заключающаяся в минимизированном выбросе вредных веществ [2].

Гидроэнергетический потенциал еще одно направление которому стоит уделить внимание, а применительно к отдаленным регионам это строительство малой ГЭС как оптимальное решение для автономного энергоснабжения. Развитие гидроэнергетики энергодефицитных территорий обеспечит стабильность экономической и социальной составляющих в населенных пунктах, позволит создать собственные генерирующие мощности и компенсировать нехватку электроэнергии, к проблемам возникающим на пути развития малой гидроэнергетики относятся: недостаточная проработанность стратегии развития, административно-хозяйственные проблемы на федеральном и региональном уровнях, отсутствие характерной базы для проектирования и создания оборудования, для малых ГЭС наибольший потенциал их применения находится в восточной и центральной частях страны.

Стимулом к развитию малой гидроэнергетики могут послужить финансирование проектов по данному направлению, предоставление налоговых льгот, более полное информирование инвесторов и пользователей о преимуществах развития малой гидроэнергетической отрасли. Преимущества мини ГЭС заключаются в самостоятельности работы, изолированно от основной энергосистемы, относительно быстрой окупаемости при небольших капиталовложениях и довольно небольшом сроке строительства [3].

Как было отмечено выше энергопотенциал для развития ветроэнергетики наблюдается в области морских границ при скоростях ветра достигающих 6–7 м/с и выше, преимущества которые нам предлагает данное направление состоят, в особенности для северных районов это снижение топливной и транспортной составляющих которое позволит покрыть дефицит энергии и снизить использование дизельного топлива, экологически чистый способ получения электроэнергии, ветротурбины отлично подходят для комбинирования с ней других возобновляемых источников энергии, из-за того что мощности ветротурбин варьируются от нескольких кВт до нескольких десятков МВт объединение ветряных энергоустановок в ветропарк позволяет обеспечивать снабжение электроэнергией в более крупных масштабах, но автономное функционирование будет целесообразным в случае большого количества промышленных предприятий с подключением к единой энергосистеме.

Суровые климатические условия предъявляют повышенные требования к надежности как самой установки так и к электроснабжению с помощью данной ветротурбины, помимо технических сложностей также стоят правовые заключающиеся в неадаптированных стандартах которые бы учитывали особенности возобновляемой энергетики в частности для ветроэнергетики и экономические с привлечением инвестиций [4].

Еще одним из перспективных направлений в сфере ВИЭ является применение солнечных батарей, но следует отметить что в течение полугода в Арктических зонах имеет место полярная ночь и эффективность таких батарей будет невысокая.

Причины по которым применение возобновляемых источников энергии на арктических территориях считается оправданным является уменьшение природных ресурсов, появление кризисных явлений в региональной энергетической системе, конкурентно способность ВИЭ с системой традиционной энергетики, основные отличия которой представлены в таблице 1 по которой можно проследить основные преимущества и недостатки традиционной и возобновляемой энергетики.

Таблица 1

Принципиальные отличия традиционной энергетики от возобновляемой

По данной таблице видно как плюсы так и минусы традиционной и возобновляемой энергетики и применение только лишь источников ВИЭ будет не совсем правильным, данное утверждение можно продемонстрировать на следующем сравнении, так из-за того что бесперебойное обеспечение энергией населенных пунктов у возобновляемой энергетики высокое применение ее более предпочтительно, но с другой стороны у возобновляемой энергетики пункт надежность объектов энергосистемы уступает системе традиционной энергетики и поэтому можно сделать вывод о том что повышение надежности электроснабжения можно достичь дополнением мощностей возобновляемой энергетики мощностями традиционной энергетики, что в перспективе прекращения выработки электроэнергии от ВИЭ можно было моментально перейти на энергоснабжение от резервного источника питания традиционной энергетики.

Для определения оптимальной мощности ВИЭ в малонаселенных и труднодоступных областях с суровыми климатическими условиями необходимо обладать исходной информацией которая включает в себя несколько видов базы данных, а именно потребителей, показателей потенциала энергоресурсов, оборудования ВИЭ блок-схема которой представлена на рисунке 1. Состав генерирующих мощностей определяется набором требований промышленных и бытовых потребителей.

В таблице 2 приводится масштабы применения возобновляемых источников энергии для децентрализованного электроснабжения до 2030 года. Из табличных данных видно что наиболее рентабельным является развитие мини ГЭС и ветряных электростанций [5].

Рисунок 1

Блок-схема для определения оптимальной мощности ВИЭ

Таблица 2

Применения ВИЭ для зон децентрализованного электроснабжения России

В настоящий момент применение в полном объеме альтернативных источников энергии не позволяет ряд препятствий. Прежде всего это политика налогообложения государством, отсутствие разработки системы стандартов и лоббирование традиционной энергетики. Из-за не универсальности политики стимулирования ВИЭ генерации зависящей от различного рода факторов от организации электроэнергетического рынка до этапов внедрения возобновляемых источников энергии, выявляются сложности по развитию и продвижению ВИЭ это в свою очередь ведет к необходимости уточнению определенных факторов и классификаций. Одна из них характеризует политику стимулирования выделяя три направления: крупные установки, распределенная ВИЭ генерация и ВИЭ генерация на изолированных территориях что особенно актуально для большей части РФ, данная классификация представлена в таблице 3 [6].

Таблица 3

Классификация мер регулирования ВИЭ генерации

Для создания возможностей развития возобновляемых источников энергии на изолированных территориях должно применяться определенное регулирование которое предоставляет частному сектору право на распоряжение электроэнергией, а именно производство, распределение и продажа электроэнергии. Стимулом для развития ВИЭ на таких территориях, будет внедрение механизма экономии бюджетных средств для обеспечения ускоренной окупаемости инвестиций.

Также еще одной мерой, предусматривающей развитие проектов по повышению энергоэффективности на основе использования ВИЭ может стать привлечение венчурного капитала, использование которого должно поспособствовать организации на территории России ряда производств, базирующихся на последних достижениях российских и зарубежных ученых, данный капитал связан с высокой степенью риска, но доходность от таких вложений будет выше среднего, а это в свою очередь является отличным импульсом для инвесторов.

Как видим, на сегодняшний момент есть все предпосылки для реализации проектов ВИЭ и применение их в децентрализованных зонах является оправданным. Для внедрения мощностей на базе ВИЭ и обеспечения их энергоэффективности необходимо производство специализированного оборудования, адаптированного под холодные климатические условия и обеспечивающих высокую долю замещения дизельного топлива. Для роста числа проектов в области возобновляемых источников энергии в северных районах, необходимы инвестиционный капитал желательно высокий, эффективная и работающая нормативно-правовая база, а также обязательная поддержка государства.

Для решения проблемы ограниченности бюджетных средств помогает внедрение механизма государственно-частного партнерства позволяющее объединить частные и государственные инвестиции в определенном процентном соотношении, распределять риски при реализации программ, появлению новых рабочих мест за счет строительства объектов ВИЭ, использовать специальные инвестиционные контракты для стимулирования привлечения инвестиций и являющихся гарантом для бизнеса, что важно для готовности участия последнего в реализации проектов.

Список используемой литературы

1. Потенциал развития ВИЭ на территориях России с децентрализованным энергоснабжением [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.c-o-k.ru/articles/potencial-razvitiya-vie-na-territoriyah-rossii-s-decentralizovannym-energosnabzheniem- Загл. с экрана.

2. Обзор альтернативных источников энергии. Геотермальная энергия [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://cyberleninka.ru/article/n/obzor-alternativnyh-istochnikov-energii-geotermalnaya-energiya/viewer – Загл. с экрана.

3. Обзор перспектив развития объектов малой гидроэнергетики в России и анализ решения проблем, связанных с их строительством и эксплуатацией [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://cyberleninka.ru/article/n/obzor-perspektiv-razvitiya-obektov-maloy-gidroenergetiki-v-rossii-i-analiz-resheniya-problem-svyazannyh-s-ih-stroitelstvom-i/viewer – Загл. с экрана.

4. Ветроэнергетика в России: возможности, барьеры и перспективы развития [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://cyberleninka.ru/article/n/vetroenergetika-v-rossii-vozmozhnosti-bariery-i-perspektivy-razvitiya/viewer – Загл. с экрана.

5. Вопросы электроснабжения потребителей, удаленных от сетевой инфраструктуры – Режим доступа: https://docplayer.ru/38239824-Voprosy-elektrosnabzheniya-potrebiteley-udalennyh-ot-setevoy-infrastruktury.html – Загл. с экрана.

6. Политика в области возобновляемых источников энергии в переходный период – Режим доступа: https://www.irena.org/publications/2018/Apr/Renewable-energy-policies-in-a-time-of-transition – Загл. с экрана.

Информация об авторах

Мартко Е. О. – к.т.н., доцент, Тригуб М. А. – студент группы ЭПР-71, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Подходы к организации дополнительных платных сервисов энергосбытовых компаний

Мартко Екатерина Олеговна, martnight@mail.ru

Чубаков Андрей Алексеевич, summa00891@gmail.com

Для любой современной, интенсивно развивающейся энергосбытовой компании дополнительные платные сервисы (ДПС) являются важной составляющей частью деятельности в работе с потребителями.

Подходы к организации ДПС рассмотрены на примере двух энергосбытовых компаний России – АО «Мосэнергосбыт», ПАО «Рязанская энергетическая сбытовая компания» (ПАО «РЭСК», входит в Группу «РусГидро»).

Так, АО «Мосэнергосбыт» рассматривает два ключевых направления для получения дополнительного дохода, одним из которых является развитие дополнительных платных сервисов. В частности, на рынке, ориентированном на удовлетворение потребностей домохозяйств, приоритетным направлением является развитие услуг по учету всех коммунальных услуг. На рынке услуг для юридических лиц приоритетным направлением развития является оказание услуг по проектированию, монтажу и обслуживанию инженерных систем, так как на сегодня Обществом уже оказывается не менее 30 % услуг, входящих в данное направление (монтаж внешних инженерных систем, внутренние электромонтажные работы, монтаж светотехнического оборудования, проектирование и монтаж систем АСКУЭ и т. д.). Перечень ДПС АО «Мосэнергосбыт» приведен на рисунке 1. Чтобы заказать дополнительную услугу, нужно использовать один из вариантов: оставить заявку на востребованные услуги в личном кабинете клиента, обратиться в колл-центр или любой филиал Мосэнергосбыта.

Ниже рассмотрен подход к организации ДПС АО «Мосэнергосбыт» на примере электромонтажных работ.

Рисунок 1

Перечень ДПС АО «Мосэнергосбыт»

Для более полного информирования клиентов о спектре предоставляемых услуг компания создала отдельный сайт http://mes-elektrik.ru/. Здесь представлен перечень услуг, ценовая политика, а также прочая полезная информация по электромонтажным работам. В спектр услуг входят проектные работы и электромонтаж для квартир и жилых домов, а также офисов и промышленных помещений (таблица 1).

Таблица 1

Перечень электромонтажных работ АО «Мосэнергосбыт» [1]

Цены на электромонтажные работы определяются объемом, сложностью операций, состоянием электрики, характеристиками устанавливаемых комплектующих, кабеля, оборудования. Специалисты составили детализированные прайс-листы для всех этапов сотрудничества – предпроектного, документального, подготовительного и непосредственного.

На окончательную цену влияют:

– услуги по составлению технического задания на электромонтажные работы – по числу электроточек, учет расценок на подготовку проектов отдельный;

– состав демонтажных, подготовительных операций – удаление старой проводки, прокладка штроб под электрику;

– характер электромонтажных работ – прокладка кабелей, установка боксов, автоматов;

– необходимость в молниезащите электрики, иные факторы, важные для определения расценок.

Для расчета стоимости работ, клиенту нужно отправить онлайн-заявку или оформить заказ по телефону.

В общей сложности компания оказывает около 300 видов услуг по электромонтажу и устройству внутренних электрических сетей и оборудования.

В целом, в настоящее время развитие АО «Мосэнергосбыт» в части предоставления ДПС осуществляется по следующим направлениям: выход на новые рынки; развитие портфеля продуктов; развитие собственных компетенций; совершенствование системы продаж; повышение качества услуг. При этом АО «Мосэнергосбыт» демонстрирует регулярный прирост выручки от продаж ДПС. Так, в рамках развития направления по предоставлению коммерческих услуг за год компанией была получена прибыль в размере 498,7 млн руб. (выручка от ДПС составила 3456 млн руб., что составляет 1,2 % от совокупной выручки). При этом за последние пять лет выручка от ДПС увеличилась более чем в два раза.

Другой пример – ПАО «РЭСК». Компания оказывает следующие платные услуги клиентам: услуги по Биллингу, установка и обслуживание CУ, установка и обслуживание АИИС КУЭ, реализация продукции, услуги по сдаче в аренду имущества, экспертные услуги, электротехнические услуги, услуги по энергосбережению, прочие услуги.

Базовым подразделением, курирующим оказание ДПС, является группа по прочим видам деятельности. В 2019 г. были достигнуты следующие результаты: фактическая выручка от ДПС в размере 16291 тыс. руб. (0,15 % от общей выручки компании) при плановой величине 12007 тыс. руб. (рост на 36 %) (таблица 2).

По данным таблицы видно, что из перечня услуг, представленных в Едином классификаторе ДПС группы ЭСК РусГидро, наиболее востребована на территории региона услуга по замене (установке) приборов учета электроэнергии (доля в общей выручке от ДПС – 70,5 %). В ходе проведения актуализации базы данных выявлено, что состояние приборного парка не соответствует требованиям, предъявляемым действующим законодательством.

При заказе данной услуги клиентам предлагается выбрать наиболее приемлемый вариант: заказ комплексной услуги с поставкой прибора учета, либо монтаж счетчика, предоставленного потребителем.

Анализ итогов 2019 г. показывает, что из 8,89 тыс. установленных за год счетчиков, 7,76 тыс. приобретены клиентами по схеме комплексной услуги. Около 87 % от общего числа клиентов заказывает услугу с поставкой прибора учета, что позволяет им не только экономить время, но и исключить проблемы в случае выхода из строя счетчика в период гарантийного срока. Имея договорные отношения по поставке счетчиков с предприятием-изготовителем, ПАО «РЭСК» оперативно реагирует на все сбои в работе прибора учета, поставленного потребителю. При этом закрепление за каждым электромонтером нескольких участков и проведение персоналом актуализации базы данных позволили активизировать работу по продвижению этого направления ДПС и максимально приблизить непосредственного исполнителя услуг к потенциальному потребителю.

Таблица 2

Объем и структура выручки от ДПС ПАО «РЭСК» за 2019 г. [2]

Также немалый удельный вес в структуре выручки имели такие сервисы, как услуги по сдаче в аренду имущества (8,4 %), реализация продукции (6,9 %), установка и обслуживание АИИС КУЭ (6,2 %), а также экспертные и прочие услуги (5,6 %). Здесь отметим, что в категории «Экспертные услуг» доминирующая роль принадлежит услугам по подготовке технической документации для собственников домов в коттеджных поселках при переходе их на прямые расчеты с энергосбытовой компанией.

Касательно электромонтажных работ можно сказать, что это, в основном, небольшие по объему работы, связанные с заменой автоматических выключателей, ревизией этажных электрических щитков, заменой части электропроводки, установкой розеток и выключателей в квартирах. Основной контингент заказчиков – пенсионеры и малообеспеченные граждане. Продвижение данной услуги тормозится наличием на рынке большого количества предложений по выполнению электромонтажных работ частниками-одиночками или мелкими фирмами, работающими по льготной схеме налогообложения, что позволяет им оказывать услуги по минимальной цене.

В целом, рассматривая ДПС в группе РусГидро, следует отметить, что в 2019 г. компаниями группы было оказано коммерческих услуг на 2,3 млрд руб., что принесло компании дополнительную прибыль в размере почти 200 млн руб. В офисах предприятий РусГидро представлена различная электротехническая продукция, оказываются услуги по энергоаудированию, разработке проектов, которые позволяют клиентам снижать потребление энергии и более эффективно ее расходовать. Также специалистами проводится консультирование по поводу выбора наиболее оптимальное выбора тарифного меню. Кроме того, ЭСК РусГидро активно участвуют в муниципальных проектах по развитию энергосбережения в регионах, занимаются развитием энергосберегающего освещения в муниципальных образованиях.

Таким образом, анализ практики организации ДПС в энергосбытовых компаниях России показал широкое использование платных услуг наряду с регулируемыми видами деятельности на рынке сбыта электроэнергии. При этом спектр оказываемых услуг во многих компаниях очень широкий – от консультационных, рекламных, юридических и организационно-технических услуг до осуществления электромонтажных работ различного уровня сложности, энергоаудита и других платных сервисов.

Все это позволяет энергосбытовым организациям наращивать прибыль, а также укреплять свои позиции на рынке, в первую очередь, как сервисной компании, которая оказывает не только услуги в части основной деятельности, выполняя функции гарантирующего поставщика электроэнергии, но и в части предоставления прочих услуг.

Список используемой литературы

1. Сайт по электромонтажным работам АО «Мосэнергосбыт» [Электронный ресурс]. – URL: http://mes-elektrik.ru/ (дата обращения: 01.08.2020).

2. Официальный сайт ПАО «РЭСК» [Электронный ресурс]. – URL: https://www.eens.ru/ (дата обращения: 03.08.2020).

Информация об авторах

Мартко Е. О. – к.т.н., доцент, Чубаков А. А. – студент группы 8Э(з)-81, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Развитие микрогенерации в России, как поддержка высокотехнологичного производства

Степанова Виктория Викторовна, vikentii_86@mail.ru

Сташко Василий Иванович, diael@mail.ru

В настоящее время во многих странах мира все большее внимание уделяется возобновляемым источникам энергии (ВИЭ), при этом исследуются возможности использования энергии солнца, ветра, рек, приливов, биотоплива и другие. Возобновляемые источники энергии находятся в природе в естественном состоянии, поэтому не создают экологических проблем, и в силу своей возобновляемости являются неисчерпаемыми.

В 2019 году выработка электроэнергии солнечными электростанциями в Российской Федерации составила 1,3 млрд кВтч, что является самым большим показателем для возобновляемых источников энергии. Общая установленная мощность эксплуатируемых солнечных электростанций в Российской федерации – 834,2 МВт, что составляет 0,3 % от общей мощности электростанций ЕЭС РФ [1].

Энергосбережение является актуальной задачей не только в России, но и во всем мире. Стоимость электроэнергии постоянно растет, и из-за этого все большее количество людей начинает переходить на альтернативные источники ее получения (рисунок 1).

Рисунок 1

Ценовой рост электрической энергии

Использование объекта децентрализованной генерации очень малой мощности, достаточной только для одного частного дома называется микрогенерацией. Согласно Федерального закона потребители, установившие объект микрогенерации мощностью не более 15 кВт, могут подключаться к общим сетям и продавать гарантирующим поставщикам и иным энергосбытовым компаниям излишки электроэнергии. Гарантирующие поставщики, в свою очередь, обязаны такие излишки покупать по средневзвешенной цене оптового рынка. А так же, в конце прошлого года были приняты изменения в налоговое законодательство, освобождающие такие операции от налогов на доходы физических лиц.

В нашей стране есть немало критиков микрогенерации на основе ВИЭ, считающих, что она нарушает баланс в энергосистеме. Казалось бы, зачем дополнительно вырабатывать электроэнергию в дневное время летом? Однако, как раз в «хорошие» дни летом теперь наблюдаются пики энергопотребления из-за интенсивной работы кондиционеров. Потом, есть немало мест – курорты, дачные поселки, места массового отдыха людей, где пик энергопотребления приходится на летний период. Микрогенерация позволит смягчить локальный дефицит электроэнергии.

Кроме того, в России, особенно на уровне региональной власти, еще не сформировано целостное представление о потенциале ВИЭ, и в целом, о так называемой зеленой экономике. Существует недостаток знаний о возможностях использования индикаторов устойчивого развития, механизмах зеленого инвестирования, зеленых госзакупках и налогообложении, а также административных и рыночных подходах [2].

Но не это является основной причиной, почему микрогенерации уделяется сейчас внимание на самом высоком уровне. Разработчики законопроекта не скрывают, что главной их задачей является поддержка высокотехнологичной промышленности в России. Микрогенерация – это как раз та отрасль, где отечественная продукция способна конкурировать с импортной. При этом микрогенерация станет еще и сдерживающим фактором для роста цен на электроэнергию в состоянии фактического монополизма сбытовых компаний. Рост цен на электроэнергию является хорошим поводом, чтобы подумать о приобретении собственной электростанции. То есть проголосовать рублем за развитие отечественной высокотехнологичной промышленности, а значит, и за снижение сырьевой зависимости страны.

Государство, в лице энергоснабжающих организаций, стимулируя такие производства, закупает излишки вырабатываемой электрической энергии по специальному, «Зеленому тарифу» (рисунок 2).

Зеленый тариф – это стоимость одного киловатта электроэнергии, выработанного в единицу времени путем использования возобновляемых источников энергии, каковыми являются энергия солнца, ветра, воды и биотоплива.

В российских условиях микрогенерация может и должна развиваться.

Развитие микрогенерации, как и любой другой отрасли, зависит от экономической целесообразности – насколько выгодно вкладывать в такие проекты свои средства. Главные факторы для потребителей – это стоимость и надежность энергоснабжения.

Но сейчас владелец солнечной панели или ветрогенератора при стоимости электроэнергии из сети около 4–7 рублей за 1 кВт/час продает ее излишки гарантирующему поставщику по 1,5–2 рубля. Это отличается от общемировой практики, где, например, при введении «зеленого» тарифа на продажу электроэнергии от ВИЭ, закупка электроэнергии от микрогенерации происходит по более высокому тарифу, чем у сетевиков. Выработанная генератором электрическая энергия продается в сеть дороже, чем покупается от сбытовой компании. Следовательно, государство стимулирует развитие альтернативной энергетики и старается снизить зависимое положение страны от импортеров.

Рисунок 2

Принцип выработки электроэнергии по «зелёному тарифу»

Для того чтобы решить эту проблему, Российская ассоциация ветроиндустрии при поддержке российского центра компетенций по альтернативной и возобновляемой энергетике «Альтрэн» сформировала целый ряд предложений. В их числе – введение региональных «зеленых» тарифов или предоставление субсидии для покупки микрогенерации на базе ВИЭ.

Вместе с тем нельзя и забывать о том, что кардинальным направлением построения низкоуглеродной экономики является увеличение в энергобалансе любого государства доли ВИЭ. Внедрение «зелёных» технологий производства электроэнергии направлено, в том числе, и на обеспечение безопасности страны посредством уменьшения экономической зависимости государства от нефтегазовых поступлений в казну. Т. е., возможное опережающие развитие некоторых стран в использовании ВИЭ, может явиться сдерживающим фактором развития экономики России, и, как следствие, может повлечь за собой неприятные социальные последствия [3].

Поэтому, субсидирование проектов, связанных с ВИЭ, является одним из многочисленных вариантов, которые позволяют не только поддержать малый и средний бизнес, поддержать отечественных производителей оборудования, но и внести существенный вклад в обеспечение энергетической безопасности страны.

Поддержка отечественных производителей, своей конечной целью имеет создание мощных отечественных производств, и, в этом смысле, является одним из основных элементов политики импортозамещения. При правильном использовании такая поддержка может стать действенной мерой развития национальной экономики.

Список используемой литературы

1. Павлов Н. А. Солнечная микрогенерация в средней полосе России. Перспективы развития // Студенческий вестник: электрон. научн. журн. 2020. № 44(142). URL: https://studvestnik.ru/journal/stud/herald/142 (дата обращения: 06.09.2021).

2. Гомонов К. Г., Сипакова П. О., Чапурная А. П. Внедрение микрогенерации и энергосберегающих технологий в рамках концепции зеленой экономики: зарубежный опыт и Россия // Вестник Российского университета дружбы народов. Серия: Экономика. 2019. Т. 27. № 3. С. 442–454. http://dx.doi.org/10.22363/2313-2329-2019-27-3-442-454

3. 1. Гусев А. Эволюция экономико-правовых отношений в "зеленом" развитии // Экономика и математические методы – 2020. – Tом 56. – Номер 1 C. 44–53 [Электронный ресурс]. URL: https://emm.jes.su/S042473880008480-7-1 (дата обращения: 06.09.2021). DOI: 10.31857/S042473880008480-7.

4. Тарифы на электроэнергию для населения с 1 июля 2021 года. Сколько платить за свет в Москве, Санкт-Петербурге и других крупнейших городах России [Электронный ресурс] – Режим доступа. URL: https://energovopros.ru/issledovania/2322/2323/34883/.

Информация об авторах

Степанова В. В. – студент группы 8Э(з)-81, Сташко В. И. – к.т.н., доцент, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

Перспективы развития «Умных сетей»

Сташко Василий Иванович, diael@mail.ru

Терехина Ксения Сергеевна ksterekh2603@gmail.com

Аннотация: В данной статье приведено определение «умных» сетей с точки зрения их функционирования в системах электроснабжения городов. В статье определены перспективы применения технологий «Smart Grid» сетей в России и в мире, на основании статистических данных и прогнозов.

Ключевые слова: сети, умные сети, системы электроснабжения, интеллектуальные сети, энергосбережение, Smart Grid.

В условиях резкого увеличения объемов потребления энергоресурсов диспетчерские управления не всегда справляются с возникающими ситуациями, что приводит к соответствующим последствиям и убыткам для энергетических компаний. При наличии больших запасов топливно-энергетических ресурсов их использование не является рациональным. Состояние энергосетей в России претерпевает износ, подходит к критической отметке. Потребность в новых современных решениях подобных ситуаций – это не просто вопрос минимизации убытков, это условие развития энергетической отрасли в целом [1].

В последние годы наблюдается увеличение темпов развития новых технологий в электроэнергетике. Это положительно влияет не только на экономическую составляющую, но и на социальные аспекты в развитии города. Так как социальная и экономическая ниши неразрывно связаны между собой и изменения социального характера способствуют переменам в финансовой сфере. Автоматизация ресурсоснабжения инфраструктур открывает возможность увеличения темпов модернизации освещения. Новые технологии в системах освещения позволяют получить большой экономический эффект, способствуют повышению надежности и экологичности электроэнергетических систем.

Многие регионы России в рамках Федеральной целевой программы «Энергосбережение России» разработали и активно внедряют свою концепцию энергосбережения, отличающуюся некоторыми разделами, которые отражают специфику каждого из регионов. Но во всех программах включены мероприятия по совершенствованию светильников и светотехнического оборудования, модернизации и эксплуатации сельского и городского электроосветительного хозяйства. Программа энергосбережения позволяет сократить потребляемую мощность для тех регионов России, которые испытывают «дефицит» мощностей.

Вышеперечисленные, а также многие другие факторы и причины способствовали созданию интеллектуальных сетей, которые получили название «Умные сети» или Smart Grig.

В 1998 году западными специалистами Массудом Амином и Брюсом Волленбергом использован термин «интеллектуальные сети» [2].

Применения этого термина на Западе были связаны с чисто рекламными названиями специальных контроллеров, которые предназначались для управления режимом работы и синхронизации автономных ветрогенераторов (отличающихся нестабильным напряжением и частотой) с электрической сетью. Позже этот термин стал применяться, как рекламный ход, для обозначения микропроцессорных счетчиков электроэнергии, которые способны были самостоятельно накапливать, обрабатывать, оценивать информацию и передавать ее по специальным каналам связи и даже через Интернет. В последние годы использование термина «Умных (интеллектуальных) сетей» расширилось на системы сбора и обработки информации, мониторинга оборудования в электроэнергетике [3].

В европейских странах активно используются, внедряются и активно развиваются технологии электроснабжения «Умные сети», именуемые также Smart Grid, что в свою очередь расшифровывается как Self Monitoring Analysis and Reporting Technology. Система стала широко освещаться относительно недавно, хотя начало исследований возможности создания и внедрения подобных технологий в СССР, США и Европе приходится на 70-е годы XX века.

На сегодняшний день термин «Умные сети» ассоциируется с новым масштабным направлением в энергетике, которое, с одной стороны, позволяет решать проблемы, касающиеся энергоэффективности, с другой стороны, позволяет сокращать энергопотери, уменьшать затраты ресурсов и снижать объемы выбросов в атмосферу. Кроме того, жизнь современного человечества с внедрением вышеупомянутой системы стала удобней и комфортней. С ее помощью можно управлять электроснабжением дома и электроникой в нем [4].

В России первые «умные» распределительные сети появились в Москве, Санкт-Петербурге и Казани. В Сибири данную технологию впервые внедрили на базе «Иркутской электросетевой компании». Также успешный проект был внедрен на базе АО «Башкирская электросетевая компания» в Уфе.

Безусловно, реализация и развитие концепции «Умных сетей» в России – процесс многоэтапный и долгий. Вместе с тем, использование «умных» платформ для управления большими данными энергопотребления дает целый перечень преимуществ.

Важная особенность «умных» систем – это способность снижения текущих расходов. В целом, для получения положительного экономического эффекта от внедрения и эксплуатации «Умных сетей», необходим целый комплекс мероприятий. По предварительным прогнозам, исходя из опыта европейских стран, потребуется в среднем полтора года, чтобы система начала оправдывать капиталовложения.

Кроме того, внедрение технологии «Умные сети» однозначно повысит энергоэффективность отрасли. Но от государства потребуется стимулирование в области разработки новых технологий, поощрения энергетической эффективности генерирующих компаний и решения проблемы энергосбережения. Благодаря реализации концепции системы «Умные сети» человечество вступит в новую фазу существования, которая будет характеризоваться гармоничным взаимодействием с окружающей средой, улучшением качества жизни и общим экономическим подъёмом. Также это поможет решить целый ряд задач и проблем в экологической и энергетической отраслях, положительно влияя на развитие экономики [5].

Список используемой литературы

1. Силяев С. В., Богданов А. В. Интеллектуальные системы электроснабжения промышленных объектов на основе смарт-технологий // Сб. м-лов IV Международной студенческой научно-практической конференции, 2018. С. 113–120.

2. Дубенко Ю. В., Тимченко Ю. Н., Тимченко Н. Н. Обзор современной элементной

базы в рамках концепции «Умных» сетей. // Политематический сетевой электронный научный журнал Кубанского государственного аграрного университета. – 2016. – № 121. – С. 1595–1607.

3. Хасанзода, Н. Оптимизация режимов электропотребления в интеллектуальных сетях с двусторонним потоком энергии методами искусственного интеллекта: автореф… дис. кан. наук. – Новосибирск.: 2019. – 24 с.

4. Наумова, Т. А., Осипова, И. М. Текущее состояние внедрения инновационных технологий smart grid в энергетическом комплексе РФ / Т. А. Наумова, И. М. Осипова // Вестник Иркутского Государственного технического Университета. – 2013. – № 1. – С. 171.

5. Гаврилович Е. В., Данилов Д. И., Шевченко Д. Ю. «Умные сети» Smart Grid – перспективное будущее энергетической отрасли России // Молодой ученый. – 2016. – № 28-2 (132). – С. 55–59.

Информация об авторах

Сташко В. И. – к.т.н., доцент, Терехина К. С. – студент группы 8Э(з)-81, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.