2.4. Эффективность аскуэ
2.4.1. Потери в структуре энергопотребления и направления их минимизации
На сегодняшний день АСКУЭ является механизмом, без которого невозможно решать проблемы цивилизованных расчетов за энергоресурсы с их поставщиками, непрерывной экономии энергоносителей и снижения доли энергетической составляющей в себестоимости продукции предприятия. Величина экономического эффекта от использования АСКУЭ достигает по предприятиям в среднем 15-30% от годового потребления энергоресурсов, а окупаемость затрат на создание АСКУЭ происходит за 2-3 квартала. Как видно из структурной схемы энергопотребления (рис. 2.15), энергозатраты объекта определяются, с одной стороны, энергоемкостью установленного оборудования, а с другой – режимами его эксплуатации, которые задаются непосредственно потребителем исходя из производственных и личных интересов и потребностей [9-14, 17, 19, 23].
Снижение базовой составляющей энергопотребления требует замены устаревших энергоемкого оборудования и техпроцессов более современными и менее энергоемкими, что связано с модернизацией производства и привлечением крупных инвестиций.
Минимизация второй, организационно-технической составляющей (ОТС) энергопотребления не требует крупных денежных затрат, но при реализации дает эффект практически мгновенно.
а б в
Р и с. 2.15. Составляющие режимов энергопотребления промышленного предприятия: а – без АСКУЭ; б – с АСКУЭ, построенной на однотарифных счетчиках; в – с АСКУЭ, построенной на режимно-тарифных измерительных приборах
Организационно-техническая составляющая энергопотребления предприятия при разных схемах энергоучета включает в себя:
договорную составляющую (рис. 2.15, а), связанную с расчетами за энергоресурсы с поставщиками не по фактическим значениям энергопотребления, а по договорным и, как правило, существенно завышенным значениям, что приводит потребителя к финансовым потерям. Эта составляющая потерь сводится к минимуму (и даже к нулю) при организации АСКУЭ коммерческого учета;
тарифную составляющую (рис. 2.15, б), связанную с расчетами за энергоресурсы с поставщиком по фактическим значениям энергопотребления, но не по самому выгодному для потребителя тарифу из-за отсутствия учета, способного реализовать этот лучший тариф. Эта составляющая потерь сводится к нулю при организации АСКУЭ коммерческого учета, способной отслеживать любые действующие и перспективные тарифы;
режимно-тарифную составляющую (рис. 2.15, в), связанную с возможностью изменения режимов работы оборудования в зависимости от времени и величины энергопотребления в заданных зонах суток (пиковых зонах) с целью минимизации тарифных платежей в рамках одного и того же многозонного тарифа. Эта составляющая потерь сводится к минимуму при организации АСКУЭ коммерческого и технического учета;
технологическую составляющую при всех вариантах учета, определяемую состоянием систем энергоснабжения, глубиной охвата контролируемых параметров и метрологическими характеристиками контрольно-измерительной и коммуникационной аппаратуры (чем меньше потери на транспорте энергии, больше перечень контролируемых параметров, выше точность и надежность аппаратуры, тем меньше затраты, которые, как правило округляются в пользу поставщика);
субъективную составляющую, определяемую степенью компетентности, организованности и уровнем исполнительности всех должностных лиц, задействованных в поставках, контроле и учете энергопотребления. Во многом зависит от степени автоматизации процессов управления, контроля и учета энергоснабжения.
Основным показателем непроизводительного расхода энергии и энергоресурсов являются потери при производстве, передаче и потреблении энергии и энергоносителей. В частности, в структуре потерь энергии в электрических сетях можно выделить следующие составляющие: потери в сетях РАО «ЕЭС России»; потери в сетях сетевых компаний и генерирующих предприятий; потери на собственные нужды теплоэлектростанций; потери в сетях потребителей энергии.
Для примера рассмотрим структуру энергетических потерь ΔWп при производстве, транспорте и потреблении электроэнергии [8, 12, 17, 63-66]:
ΔWп = ΔWтп + ΔWкп , (2.1)
где ΔWтп – технические потери электроэнергии; ΔWкп – коммерческие потери электроэнергии.
В свою очередь, технические потери определяются как
ΔWтп = ΔW нп + ΔW ст + ΔWк, (2.2)
где ΔWнп – нагрузочные потери на нагрев проводов при передаче по ним энергии (условно-переменные потери); ΔWст – потери в стали за счет вихревых токов и в конденсаторных батареях (условно-постоянные потери); ΔWк – потери на корону на линиях высокого напряжения.
Уровень технических потерь Wтп зависит от режима работы, состава работающего оборудования и климатических условий, и его можно получить расчетным способом. Способы расчета технологических потерь весьма сложные, требуют применения целых систем математических методов расчета и значительного объема исходных данных. С целью контроля и управления непроизводительными расходами на потери эти потери нормируются в виде ΔWнтп для каждого элемента электрооборудования и по границам электросетей. При этом для каждого предприятия электросетей должно соблюдаться условие ΔWп ≤ ΔWнтп .
Нормативы технологического расхода электроэнергии в настоящее время установлены ФЭК России для отдельных элементов оборудования [3]. Так как они в основном относительны и условны, на уровне регионов и предприятий создаются дополнительные нормативы, целью которых является стимулирование энергосбережения и ограничение непроизводительного расхода энергии. При этом процедуры расчета норм технических потерь электроэнергии жестко регламентируются и осуществляются специализированными организациями под контролем государственных органов. Контроль и надзор за соблюдением норм технических потерь электроэнергии, как правило, осуществляется специальными надзорными органами.
Коммерческие потери электроэнергии имеют следующие составляющие:
ΔWкп = ΔWни + ΔWти + ΔWпх , (2.3)
где ΔWни – потери за счет эксплуатационной недостоверности измерений; ΔWти – потери за счет погрешности измерений; ΔWпх – потери за счет прямых хищений.
Величина ΔWни зависит от уровня и организации эксплуатации систем измерений. К этой составляющей можно отнести потери, вызванные перегрузкой токовых цепей измерительных трансформаторов тока, переводом цепей напряжения на другое первичное напряжение, ошибками при съёме и передаче информации и т.д.
Потери за счет погрешости измерений ΔWти обусловлены погрешностью приборов и систем, точность которых по паспортным данным оборудования или систем не соответствует требуемым регламентам. Например, к ним относятся потери, обусловленные несоответствием класса точности трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и электросчетчиков Правилам учета электроэнергии (ПУЭ), государственным и отраслевым нормам и стандартам и др.
Потери за счет прямых хищений ΔWпх вызваны умышленными изменениями в цепях измерительных трансформаторов тока, напряжения, в измерительных цепях и электросчетчиках, а также изменением данных в информационных системах с целью искажения величины измерений. Эта составляющая имеет место по причине отсутствия контроля за несанкционированным доступом к измерительным и информационным системам учета объемов электроэнергии.
В существующих условиях на оптовом рынке электроэнергии создалась благоприятная среда для бесконтрольного роста составляющих ΔWкп. Так, эксплуатация большинства систем измерений находится в состоянии «самообслуживания» и «самоконтроля», контроль достоверности и точности практически не осуществляется, на всех уровнях измерений и передачи измерительной информации имеется возможность несанкционированного доступа, анализ величины потерь и статистическая отчетность о потерях не ведется.
Технические потери ΔWтп имеют три составляющие: ΔWнп, ΔWст и ΔWк. Составляющая ΔWнп зависит от токовой нагрузки электросетей, которая определяется уровнем электропотребления. Значение ΔWст обусловлено составом работающего генерирующего оборудования, включенных силовых трансформаторов и конденсаторных батарей. Потери на корону ΔWк характеризуются количеством линий высокого и сверхвысокого напряжения и погодными условиями.
Наибольший вклад в энергопотери дает коммерческое потребление. Оценочный уровень абсолютной величины прироста коммерческих потерь электроэнергии в сетях и на производственные нужды АО-энерго за 1995-2005 гг. по ЕЭС РФ составил около 30 млрд кВтчас, что соответствует непроизводительной работе двух крупных электростанций с суммарной мощностью около 4 ГВт.
Аналогичным образом с учетом особенностей ТЭР складываются потери в теплоснабжении (включая холодное и горячее водоснабжение), в поставках и использовании природного газа.
Для реализации механизмов энергосбережения по всем видам ТЭР требуется обеспечить:
совершенствование системы отчетности по потерям энергии и энергоресурсов;
формирование системы и механизмов ответственности за потери энергии;
введение системы нормирования потерь энергии;
создание системы регулирования потерь энергии;
формирование структур, осуществляющих управление, регулирование и контроль энергосбережения на федеральном и региональном уровнях;
создание крупных разветвленных АСКУЭ по цепи «производство – снабжение – потребление» с ликвидацией практики принятия самостоятельных нерегламентированных решений в области обслуживания, контроля и учёта.
Затраты заказчика на создание АСКУЭ определяются финансированием на каждом из следующих этапов [13-17, 20]:
общепринятый порядок организации работ по созданию АСКУЭ;
формулирование требований к создаваемой АСКУЭ;
выбор генподрядчика;
выбор элементной базы;
эксплуатация АСКУЭ;
дальнейшее развитие АСКУЭ в рамках корпоративной информационной системы учета энергоресурсов.
Минимизация затрат на создание АСКУЭ определяется качественным предпроектным обследованием до выбора победителя тендера. Особое внимание рекомендуется обращать не только на распространенность технического решения, но и на его технические характеристики. При выборе технических решений необходимо выбирать датчики, контроллеры, счетчики, УСПД и другие компоненты с учетом возможности использования каналов связи, сетевых коммуникаций, удаленности необслуживаемых объектов и т.д.