CC BY
80
6. Matevosyan M.G. Varianty genezisa ekonomicheskikh institutov [Variants of genesis of economical institutes]. Rossiya i Evropa: svyaz' kul'tury i ekonomiki: materialy IX mezhdu-narodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii [Russia and Europe: connection of culture and economics: materials of IX international scientific and practical conference]. Praga, 2014, pp. 436-440. (In Russian)
7. Berezhnoy V. I., Berezhnaya O.V., Kosenko S.G., Matevosian M.G., Berezhnaya E.V. Tendencies and Regularities of Russian Regional Transport Systems' Development. International Journal of Economics and Financial Issues, 2015, vol. 5, no. 3S, pp. 187-193.
8. Gregori T., Pietroforte R. An input-output analysis of the construction sector in emerging markets. Construction Management and Economics, 2015, vol. 33, issue 2, pp. 134-145.
9. Best R., Meikle J. The international comparison program and purchasing power parities for construction. Measuring Construction: Prices, Output and Productivity, 2015, pp. 45-58.
10. Moiseev V.V., Putylin V.I., Moiseev A.V. The Goal of the Innovative Development of a Competitive Economy of Krasnodar Region. Fundamental'nye issledovaniya [Fundamental research], 2016, no. 2-2, pp. 402-405. (In Russian)
Информация об авторе
Матевосян Мария Гендриховна, кандидат экономических наук, доцент кафедры экономики и менеджмента, e-mail: [email protected]; филиал ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», 352930, Россия, г. Армавир, ул. Комсомольская, 126.
Information about the author
Matevosian M.G., candidate of economic sciences, associate professor of the Department of Economics and management, е-mail: [email protected]; Kuban State University, 126 Komsomolskaya St., Armavir, 352930, Russia.
УДК 336.67
DOI: 10.21285/2227-2917-2016-3-33-46
АКТУАЛЬНОСТЬ ИНВЕСТИРОВАНИЯ В УСТАНОВКУ ПРИБОРОВ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ БЫТОВЫМ АБОНЕНТАМ
© Н.Г. Уразова, А.О. Галаган
Освещены проблемы, присущие электроэнергетике, в частности электросетевым компаниям. Проведен анализ основных показателей работы энергосетевого комплекса России. На примере электроэнергетики Иркутской области рассмотрены основные особенности и приоритеты отрасли, а также выделены проблемы, для разрешения которых необходимы инвестиции, - потери электроэнергии в электрических сетях при ее передаче. Приведена классификация потерь и причины их возникновения. Проанализирована деятельность электросетевой компании, которая направлена на снижение коммерческих потерь электроэнергии у бытовых абонентов в результате вложения инвестиций в установку приборов учета электроэнергии. Авторами были сделаны выводы о том, что вложение инвестиций в мероприятия, направленные на снижение потерь электроэнергии, - одно из наиболее эффективных направлений инвестиционной политики электросетевых компаний.
Ключевые слова: электроэнергетика, потери электроэнергии, прибор учета электроэнергии, инвестирование, снижение потерь электроэнергии, бытовые абоненты.
TOPICALITY OF INVESTMENT INTO THE INSTRUMENT SET-UP OF ELECTRIC POWER METERING FOR THE RESIDENTIAL SUBSCRIBERS
© N.G. Urazova, A.O. Galagan
We covered the problems, typical of electrical energy industry, particularly of elec-tronetwork companies. We hold the analyses of the main indexes of work of energy network complex in Russia. At the example of electrical energy industry of Irkutsk region we considered the main peculiarities and priorities of the industry, and we also pointed out the problems to solve which we need investments, - losses of electrical power in electrical networks during its transmission. We give classification of the losses and the reasons of their occurrence. We analysed activity of electronetwork company, which is aimed at the decrease of commercial losses of electric power of residential subscribers as a result of investing into the instrument set-up of electric power metering. The authors made conclusions that investments in the events aimed at the decrease of losses of electrical power are one of the most effective directions of investment policy of electronetwork companies.
Keywords: electrical energy industry, losses of electrical energy, instrument set-up of electric power metering, investment, decrease of electro power losses, residential subscribers
Электроэнергетическая отрасль России - это развивающийся в масштабах всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенный единым технологическим циклом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.
Уровень электропотребления определяется спросом на электроэнергию со стороны экономики и бытового сектора, включая собственные нужды электростанций, а также потери при ее передаче и распределении.
В условиях изменения хозяйственного механизма электроэнергетической отрасли и общего кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила своей актуальности, а стала скорее одной из основных задач обеспечения финансовой стабильности энергоснабжающих организаций. Решением этой задачи является направление инвестиций на создание новых генерирующих мощностей и модернизацию существующих.
Общая установленная мощность электростанций единой энергетической системы (ЕЭС) РФ в 2014 году составила 232451,81 МВт, что на 2,6 % больше, чем в 2013 г. Из них мощность тепловых электростанций составляет 158403,42 МВт (68,2 % суммарной установленной мощности), гидроэлектростанций - 47712,39 МВт (20,5 % суммарной установленной мощности), атомных электростанций - 26336 МВт (11,3 % суммарной установленной мощности) [1].
Выработка электроэнергии в 2014 г. составила 1024, 9 млрд кВтч, что выше, чем в 2013 г., на 0,14 %. Фактическое потребление электроэнергии по ЕЭС России в 2014 году составило 1013,9 млрд кВтч, что выше факта 2013 года на 0,4 % [1].
Основные показатели работы энергосетевого комплекса России представлены в табл. 1. По данным, приведенным в ней, видно, что наибольший процент выработки и потребления электроэнергии приходится на объединенные энергосистемы (ОЭС) Центра, Урала и Сибири.
Таким образом, выработка и потребление электроэнергии в 2014 г. увеличились по сравнению с 2013 г., следовательно, возросли и потери электроэнергии. По данным электробаланса Росстата [2], потери электроэнергии в электрических сетях по России в 2014 г.
составили 106,7 млрд кВтч, что на 4,4 % выше уровня 2013 года. При этом относительные потери по отношению к 2013 г. увеличились на 0,4 % и составили 12,0 %.
Таблица 1
Основные показатели работы энергосетевого комплекса России в 2014 году
Показатель ЕЭС России ОЭС Центра ОЭС Средней Волги ОЭС Урала ОЭС Северо-Запада ОЭС Юга ОЭС Сибири ОЭС Востока
Установленная мощность в 2014 г. В МВт В % от ЕЭС России 232451,8 100 52891,7 22,75 26932,8 11,59 49165,8 21,15 23286,0 10,02 20169,9 8,68 50947,7 21,92 9057,7 3,90
Выработка электроэнергии В млрд кВтч В % от ЕЭС России 1024,9 100 239,2 23,34 105,0 10,24 259,8 25,35 102,5 10,00 84,7 8,26 198,3 19,35 35,4 3,45
Потребление электроэнергии В млрд кВтч В % от ЕЭС России 1013,9 100 232,9 22,97 106,7 10,52 260,7 25,71 90,8 8,96 86,9 8,57 204,1 20,13 31,8 3,14
Потери электроэнергии при транспортировке по сетям - одна из важных для энергетической отрасли проблем сегодня. Энергопотери негативно отражаются на функционировании всей системы электроснабжения, так, для потребителей потери отрицательно сказываются на качестве электроснабжения, а для энергопредприятий - на их экономике [3].
С увеличением потребления электроэнергии увеличивается доля потерь электроэнергии, а состояние электросетевого хозяйства в России нельзя назвать удовлетворительным: износ оборудования в отрасли составляет 60-70 %. Такое положение приводит к возникновению техногенных катастроф и ставит под угрозу стабильность энергообеспечения целых регионов страны. Строительство новых объектов электросетевого хозяйства и реновация фондов необходимы также для выдачи мощностей строящихся энергоблоков, ликвидации «запертых мощностей» (наличие невостребованных мощностей на сибирских ГЭС и ТЭС, на которых возможности генерации превышают пропускную способность действующих ЛЭП) для усиления межсистемных и межгосударственных связей.
Следует отметить, что ввод нового, а также модернизация действующего генерирующего оборудования электростанций в 2014 г. составила 7695 МВт, что на 51,87 % больше, чем в 2013 г. (табл. 2). Выведено из эксплуатации генерирующее оборудование электростанций ЕЭС России суммарной мощностью 1762,6 МВт, что больше, чем в 2013 г., на 23 % [1]. Несмотря на это, следует заметить, что инвестиции в электроэнергетику России в 2014 г. снизились на 5,5 % по сравнению с 2013 г. и составили 819 млрд руб., это самый низкий показатель с 2010 г. [4]. Причиной того, что инвестиции в электроэнергетику в 2014 г. потерпели некий спад, аналитики считают заморозку тарифов, а также предполагаемый пересмотр условий договоров поставки электроэнергии. То есть можно утверждать, что инвестиционный рынок замер в ожидании второго этапа реформ в электроэнергетике. Тем не менее необходимо поддерживать существующий уровень инвестирования в отрасль, ведь надежность в электроэнергетике основана на сохранении во времени в установленных пределах значений всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях. Кроме того,
суммарные капиталовложения в развитие ЕЭС России за период 2014-2020 годов прогнозируются в объеме 2324,55 млрд руб., в том числе в части генерирующих мощностей электрических станций 1275,92 млрд руб. и объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше, - 1048,63 млрд руб. [2].
Таблица 2
Динамика ввода генерирующего оборудования по энергообъединениям, МВт
Энергообъединения Ввод нового оборудования Модернизация действующего оборудования
2013 2014 2013 2014
ОЭС Центра 626 1466 - 15
ОЭС Средней Волги 230 679 30 50
ОЭС Урала 1315 2348 48 78
ОЭС Северо-Запада 136 6 11 5
ОЭС Юга 631 1212 64 43
ОЭС Сибири 801 1586 101 208
ОЭС Востока - - - -
ЕЭС России 3738 7296 254 399
В 2014 г., как и в 2013 г., наибольший объем вводов новой мощности был осуществлен в ОЭС Урала и Сибири - 2348 МВт и 1586 МВт соответственно (табл. 2), что составило почти 50 % от общего объема введенного оборудования на электростанциях ЕЭС России. Следует сказать, что ОЭС Сибири - наиболее территориально протяженное объединение в ЕЭС России, охватывающее территорию от Омской области в Западной Сибири до Читинской области в Восточной Сибири. В составе ОЭС работают энергообъекты, расположенные на территориях Алтайского, Красноярского краев, Омской, Томской, Новосибирской, Кемеровской, Иркутской, Читинской областей, республик Хакасия, Бурятия и Тыва (Таймырэнерго работает изолированно). В ОЭС объединены около 87 тыс. километров воздушных линий (ВЛ) напряжением 1150-110 кВ и более 46 ГВт генерирующих мощностей электростанций, более 50 % из которых составляют мощности ГЭС, а по отношению к ЕЭС России объем установленной мощности ГЭС Сибири составляет примерно половину суммарной установленной мощности всех гидроэлектростанций страны [5].
В табл. 3 представлено потребление электроэнергии по объектам ОЭС Сибири.
Таблица 3
Потребление электроэнергии по ОЭС Сибири
Энергообъединение, энергосистема субъекта РФ Потребление электроэнергии
2013, млн кВтч 2014, млн кВтч Отклонение к 2013 (+,-), млн кВтч В % к 2013
Алтайский край и Республика Алтай 10 841,2 10 934,7 93,5 0,9
Республика Бурятия 5 484,0 5 408,5 -75,5 -1,4
Иркутская область 53 412,4 52 819,6 -592,8 -1,1
Красноярский край 42 142,1 41 942,5 -199,6 -0,5
Республика Тыва 709,3 730,0 20,7 2,9
Новосибирская область 15 343,7 15 785,9 442,2 2,9
Омская область 10 888,1 10 992,5 104,4 1,0
Томская область 8 900,4 8 923,6 23,2 0,3
Забайкальский край 7 972,9 7 835,5 -137,4 -1,7
Республика Хакасия 16 525,5 16 508,6 -16,9 -0,1
Кемеровская область 33 100,5 32 183,2 -917,3 -2,8
ОЭС Сибири 205 320,1 204 064,6 -1 255,5 -0,6
Табл. 3 показывает, что Иркутская область является одним из наиболее энергоемких регионов Российской Федерации, удельный вес Иркутской области в структуре производства электрической энергии в Сибирском федеральном округе составляет около 30 %, на одного жителя в Иркутской области производится в 3,4 раза больше электроэнергии, чем в среднем по стране. Потребление электроэнергии Иркутской области в 2014 г. составило 52819,6 млн кВтч [1], что выше, чем в других регионах Сибири. Это объясняется суровыми климатическими условиями, наличием большого числа энергоемких производств (цветная металлургия, химическая и нефтехимическая промышленность, лесопере-работка и др.). Энергосистема Иркутской области, осуществляющая электроснабжение потребителей Иркутской области, включает в себя 15 действующих тепловых электростанций (ТЭЦ), в том числе 5 блок-станций, и 4 гидроэлектростанции (ГЭС), которые объединены на параллельную работу электрическими сетями напряжением 500, 220, и 110 кВ [6].
При анализе и оценке функционирования энергосистемы Иркутской области, исходя из приоритетного и опережающего развития электроэнергетики в экономике Иркутской области, выявлены следующие особенности, проблемы и приоритеты:
1) энергосистема Иркутской области остается в настоящее время избыточной по электроэнергии и мощности;
2) характерной особенностью энергосистемы является преобладающая доля выработки электроэнергии на ГЭС - 72 % - и, соответственно, большая зависимость выработки электроэнергии от режима водности водохранилищ;
3) проблемной особенностью на электростанциях и котельных в Иркутской области является значительный физический износ оборудования;
4) для восстановления работоспособности электростанций и котельных необходимо вложение достаточных средств в реконструкцию, восстановительные и капитальные ремонты;
5) значительных ограничений в передаче мощности от источников электроэнергии по магистральным электрическим сетям 500 кВ внутри области в настоящее время нет, однако существуют ограничения выдачи мощности Усть-Илимской ГЭС порядка 640 МВт;
6) проблемной особенностью объектов электропередач 500 кВ в Иркутской области является физический износ оборудования и устройств;
7) в распределительных сетях 220 кВ и ниже имеются проблемы загрузки оборудования, физического износа устройств регулирования напряжения, что приводит к ограничению технологического присоединения новых потребителей электроэнергии;
8) также следует отметить проблему хищения электроэнергии в сетях 0,4 кВ. В настоящее время на территории муниципальных образований Иркутской области наблюдается рост электрических нагрузок, в том числе из-за увеличения потребления электроэнергии населением на цели отопления и другие нужды.
Проведенный анализ позволил выделить следующие основные проблемы электроэнергетики Иркутской области:
1) высокий процент износа объектов электросетевого хозяйства и объектов электроэнергетики в целом по Иркутской области (износ порядка 80 %), что приводит к сверхнормативным потерям электроэнергии при ее передаче, снижению надежности функционирования энергосистемы в целом и требует значительных инвестиций в энергетический сектор Иркутской области;
2) наличие объектов электросетевого хозяйства, по которым не обеспечивается надежность и качество электроснабжения потребителей (нагрузка на трансформаторы в некоторых центрах питания превышает номинальную на 30 %);
3) наличие у сетевых организаций (ОАО «Иркутская электросетевая компания», ОГУЭП «Облкоммунэнерго», ОАО «РЖД» и др.) закрытых центров питания, имеющих ограничение мощности на технологическое присоединение новых потребителей;
4) неудовлетворительное техническое состояние распределительных электрических сетей 0,4 и 6-10 кВ, особенно в северных районах Иркутской области (сечения проводов не соответствуют существующим нагрузкам);
5) у значительной части объектов социальной сферы и жизнеобеспечения не обеспечена требуемая категория надежности электроснабжения и отсутствуют резервные источники электроснабжения;
6) более двух третей территории Иркутской области не охвачено централизованным электроснабжением: энергоснабжение 73 населенных пунктов обеспечивается дизельными электростанциями. Существующие системы энергоснабжения у изолированных потребителей отличаются крайне низкими технико-экономическими показателями (коэффициент полезного действия до 30 %) и не отвечают требованиям надежности и качества выработки электроэнергии;
7) увеличение технологических присоединений новых потребителей электроэнергии и недостаток мощности для присоединения;
8) хищение электроэнергии.
В настоящее время Иркутская область является энергоизбыточным субъектом Российской Федерации с большим природным энергетическим потенциалом. Несмотря на эффективную работу энергосистемы и привлекательные условия для ведения бизнеса, обусловленные относительно низкой стоимостью электроэнергии, в дальнейшем при отсутствии соответствующих мероприятий ситуация может измениться. Модернизация и повышение энергоэффективности экономики Иркутской области являются основными механизмами для снижения энергоемкости внутреннего валового продукта, повышения конкурентоспособности конечной продукции, выпускаемой товаропроизводителями, и обеспечения доступности энергоснабжения для потребителей. Инвестиционные программы субъектов электроэнергетики Иркутской области направлены на обеспечение надежного и качественного электроснабжения населения региона, объектов социальной сферы и жизнеобеспечения. Согласно [5] планируемые инвестиции на реализацию всех мероприятий по развитию электроэнергетики Иркутской области за период 2016-2020 годов составят 98506 млн руб., а с учетом дополнительных вводов генерирующего оборудования -123286 млн руб. В связи с тем, что объем финансирования инвестиционных программ сетевых организаций Иркутской области за счет средств, включаемых в тариф на услуги по передаче электрической энергии, составил в 2011 г. 4703,9 млн руб., а в 2012 г. -4511 млн руб., в перспективе с 2016 по 2020 гг. в энергетическую отрасль планируется инвестировать в несколько раз больше средств.
Существующие электрические сети энергосистемы хотя и обеспечивают достаточно надежное и устойчивое электроснабжение собственных потребителей и обменные перетоки мощности с соседними энергосистемами, однако имеющиеся так называемые «узкие места» могут привести в будущем к ограничению роста электропотребления, увеличению потерь электроэнергии, которые при ее передаче возникают в каждом элементе электрической сети [7].
Фактические (отчетные) потери электроэнергии определяют разность как электроэнергии, поступившей в сеть, так и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п. [8].
Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях - сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений, необходимых для оптимизации развития электрических сетей, совершенствования системы учета электроэнергии, внедрения новых информационных технологий в энергосбытовой деятельности и управления режимами сетей, обучения персонала и его оснащения средствами поверки средств измерений электроэнергии и т.д. [9].
Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны, и задача состоит в снижении уровня потерь электроэнергии в сетях.
На сегодняшний день суммарные потери в энергосистеме растут и в абсолютном значении, и в процентах от отпуска электроэнергии в сеть, увеличиваются как технические потери, так и коммерческие потери электроэнергии.
Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. Учитывая физическую природу и специфику методов определения количественных значений фактических потерь, их можно разделить на следующие составляющие (рис. 1):
1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям;
2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций;
3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями их измерения (инструментальные потери).
В отдельную группу выделяют коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля над потреблением энергии.
Рис. 1. Виды потерь электроэнергии
Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином «технологические потери». Четвертая составляющая фактических потерь электроэнергии -коммерческие потери - представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя все его проявления: сознательные хищения электроэнергии некоторыми або-
нентами с помощью изменения показаний счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и технологическими потерями [10].
Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера.
Сумму технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и коммерческих потерь можно назвать физическими потерями электроэнергии. Эти составляющие действительно связаны с физикой распределения энергии по сети. При этом первые две составляющие физических потерь относятся к технологии передачи электроэнергии по сетям, а третья - к технологии контроля количества переданной электроэнергии.
Экономика определяет потери как часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, произведенной на своих электростанциях и закупленной у других ее производителей. При этом зарегистрированный полезный отпуск электроэнергии здесь не только та его часть, денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет энергоснаб-жающей организации, но и та, на которую выставлены счета, т.е. потребление энергии зафиксировано. В отличие от этого реальные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют непосредственно по поступившей за месяц оплате, поэтому к потерям относят всю неоплаченную энергию [11].
С точки зрения экономики расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ничем не отличается от расхода в элементах сетей на передачу остальной части электроэнергии потребителям.
Недоучет объемов полезно отпущенной электроэнергии является такой же экономической потерей, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Таким образом, все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.
Главным направлением снижения коммерческих потерь является совершенствование учета электроэнергии, которое в современных условиях позволяет получить прямой и достаточно быстрый эффект.
Остановимся подробнее на коммерческих потерях электроэнергии, которые возникают в сетях 0,4 кВ, т.е. у населения. Одним из путей снижения коммерческих потерь электроэнергии является установка приборов учета электроэнергии на границе балансовой принадлежности с потребителями.
Объектом исследования являются бытовые потребители электросетевой компании по эксплуатации электрических сетей ОГУЭП «Облкоммунэнерго» в Иркутской области.
Более 60 % потребителей компании - это население, на которое приходится больше половины потерь электроэнергии компании - потери в сетях 0,4 кВ [12]. Следовательно, одно из приоритетных направлений деятельности энергокомпании - снижение потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ, а именно в частном секторе, где возможно хищение электроэнергии в результате вмешательства в приборы учета, самовольного подключения к линиям электропередачи, сознательного использования приборов учета, не соответствующих требованиям действующего законодательства, и иных способов искажения реального объема потребления электроэнергии.
В результате происходит рост потерь электроэнергии, в том числе из-за невозможности эффективного проведения мероприятий по борьбе с хищениями электроэнергии (во многих случаях вызванными проблемами допуска к приборам учета для снятия показаний и выявления фактов хищения электроэнергии).
Согласно балансу электроэнергии предприятия за 2014 год [12] доля коммерческих потерь в общем объеме фактических потерь электроэнергии составляет 35,8 %.
В связи с этим руководством предприятия были включены в инвестиционную программу мероприятия по установке приборов учета электроэнергии бытовым потребите-
лям, относящимся к частному сектору. А именно потребителям одного из районов города Тулун, запитанным от ПС 110/6кВ «Стеклозавод», ячейка № 5 и ячейка № 7, потребителям в п. Ермаки Тулунского района и с. Кимильтей Зиминского района. На реализацию данных мероприятий было затрачено 25738 тыс. рублей (из них 23158 тыс. рублей были направлены на установку приборов учета потребителям ПС 110/6кВ «Стеклозавод»).
Бытовым абонентам были установлены однофазные и трехфазные приборы учета электроэнергии на опорах. Данные приборы учета электроэнергии многофункциональны, предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности. Технические преимущества данных приборов учета электроэнергии:
• размещение непосредственно на отводе ЛЭП к абоненту (защита от хищения);
• снятие показаний пультом;
• работа как автономно, так и в составе автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ);
• отключение потребителя дистанционно либо автоматически (опционально) при превышении установленного порога мощности, превышении максимального тока счетчика более чем на 5 %; дистанционно по команде от устройств АС;
• работа в качестве ретранслятора при помощи встроенных интерфейсов RF, PLC;
• высокая устойчивость к механическим, климатическим, а также электромагнитным воздействиям [13].
Установка приборов учета в районе города Тулун (ПС 110/6кВ «Стеклозавод», ячейка № 5 и ячейка № 7) началась с января 2015 года. К концу 2015 г. потребителям было установлено 864 прибора учета (было оборудовано 60,15 % населения - яч. № 5, 82,65 % -яч. № 7). По данным баланса электроэнергии энергопотери в 2014 г. до момента установки приборов учета электроэнергии составили 34,8 % по ячейке № 5 и 45,69 % по ячейке № 7, после установки приборов учета потери в 2015 г. составили по ячейке № 5 - 26,19 %, по ячейке № 7 - 19,04 % (рис. 2, 3).
Рис. 2. Эффект от установки приборов учета, ячейка № 5
По диаграммам на рис. 2 и 3 можно проследить зависимость между потерями и установкой приборов учета у потребителей. После установки приборов учета электроэнергии потери снизились по ячейке № 5 на 8,6 %, по ячейке № 7 - на 26,65 %. Следует отметить, что при полном оснащении приборами учета всех абонентов указанного района (т.е. 100 %) коммерческую составляющую потерь по данным объектам можно будет исключить.
Рис. 3. Эффект от установки приборов учета, ячейка № 7
Аналогичный пример снижения потерь электроэнергии за счет установки приборов учета бытовым абонентам в п. Ермаки Тулунского района: в январе 2013 г. были установлены приборы учета электроэнергии в количестве 99 штук. До установки приборов учета потери электроэнергии составляли 31,12 % в 2012 году, после установки составили 5-7 % (рис. 4).
Рис. 4. Эффект от установки приборов учета, п. Ермаки
Приборами учета были оснащены все абоненты в п. Ермаки в зоне действия ОГУЭП «Облкоммунэнерго», потери в 2015 г. снизились на 25,52 %.
В с. Кимильтей Зиминского района в июне 2012 г. было установлено 30 приборов учета электроэнергии, т.е. оснащены все потребители села в зоне действия ОГУЭП «Обл-коммунэнерго».
Рис. 5 показывает, что потери электроэнергии снизились после установки приборов учета на 3,90 %.
Рис. 5. Эффект от установки приборов учета, с. Кимильтей
Сводные результаты установки приборов учета в частном секторе представлены в
табл. 4.
Таблица 4
Результаты установки приборов учета электроэнергии
Объект Количество або-нен-тов Количество установленных приборов учета Оснащенность приборами учета после установки, % Потери э/э до установки приборов учета (по году) Потери э/э после установки приборов учета (по году) Эффект от установки приборов учета (экономия за год)
В тыс. кВтч В % В тыс. кВтч В % В тыс. кВтч В тыс. руб.
ПС «Стеклозавод», яч. № 5 803 483 60,15 1398,1 34,8 1052,2 26,19 345,9 318,2
ПС «Стеклозавод», яч. № 7 461 381 82,65 1031,2 45,69 429,7 19,04 601,5 553,3
п. Ермаки 99 99 100 348,4 31,12 62,7 5,6 285,7 262,8
с. Кимиль -тей 30 30 100 95,5 10,85 61,2 6,95 34,3 31,6
На основе представленных данных можно сделать вывод о том, что вложение денежных средств в установку приборов учета бытовым потребителям привело к заметному снижению потерь электроэнергии. По всем четырем объектам потери электроэнергии снизились в 2015 г. на 1267,4 тыс. кВтч, экономия составила 1166,0 тыс. руб. При этом потери электроэнергии на яч. № 5 ПС «Стеклозавод» уменьшились незначительно, это связано в первую очередь с тем, что приборами учета оснащены не все бытовые абоненты (60,15 %). Следовательно, эффективнее оснащать приборами учета полностью всех потребителей данного района, трансформаторной подстанции и т.д. в зоне действия электросетевой компании. Для электросетевых компаний установка приборов учета - одно из наиболее эффективных мероприятий, в результате которого снижается процент хищения электроэнергии, а следовательно, и потери электроэнергии. Кроме того, руководством ОГУЭП «Облкоммунэнерго» разработаны меры по оптимизации организационно-штатной структуры, которые направлены на увеличение количества специалистов, занимающихся непосредственно выявлением случаев незаконного подключения к сетям и снижением коммер-
ческих потерь электроэнергии за счет ликвидации управленческих отделов, не имеющих на данный момент функциональной нагрузки.
Организация и развитие парка приборов учета электроэнергии, кроме снижения потерь, приведет к формальному удовлетворению требований действующего законодательства к учету электроэнергии, практически снимет все разногласия между сетевыми, сбытовыми компаниями и конечными потребителями. Также установка приборов учета как в частном секторе, так и на трансформаторных подстанциях позволит выявлять очаги потерь электроэнергии и разрабатывать мероприятия по существенному сокращению потерь электроэнергии.
Иркутская область располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики. В надежном, качественном и доступном обеспечении электроэнергией нуждается общество и экономика региона. Задача содействия гарантированной энергобезопасности региона является важнейшей для электросетевых компаний. Для ее решения необходимо обеспечить соответствующий уровень надежности электросетевых активов как по техническому состоянию, так и по соответствию передовым технологиям. Снижение потерь электроэнергии при ее транспортировке по электросетям повысит энергоэффективность предприятий, а также снизит темпы роста тарифов на электросетевые услуги для потребителей. Поэтому вложение инвестиций в мероприятия, направленные на снижение потерь электроэнергии, - одно из наиболее эффективных направлений инвестиционной политики электросетевых компаний. От выбора именно электросетевыми компаниями наиболее проблемных участков как с высокими коммерческими потерями электроэнергии, так и с техническими потерями, для снижения которых необходимы денежные вложения, зависит качество и надежность электроснабжения потребителей.
Рост потерь энергии в электрических сетях определен действием вполне объективных закономерностей в развитии всей энергетики в целом. Основными из них являются: непрерывный рост нагрузок электрических сетей, связанный с естественным ростом нагрузок потребителей и отставанием темпов прироста пропускной способности сети от темпов прироста потребления электроэнергии и генерирующих мощностей, старением основных фондов и линий электропередач и т.д. Повышение уровня надежности энергоснабжения потребителей, безопасности, объемов и качества оказываемых услуг - основная задача энергосистемы страны.
Статья поступила 28.04.2016 г.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2014 году [Электронный ресурс]. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2015/ups_rep2014.pdf (15.03.2016).
2. Доклад «Электроэнергетика России: ключевые цифры и анализ показателей функционирования за 2014 год» [Электронный ресурс]. URL: https://ipcrem.hse.ru/data/2015/12/10/1133902697/Доклад_Электроэнергетика%20России-2014.pdf (15.03.2016).
3. Lu M., Dong Z.Y., Saha T.K. A Framework for Transmission Planning in a Competitive Electricity Market // 2005 IEEE/PES Transmission and Distribution Conf. and Exp.: Asia and Pacific, Dalian, China, Aug. 14-18. 2010. 6 p.
4. Инвестиции в электроэнергетику России достигли минимума с 2010 года // Ведомости, 11.03.2015 г.
5. Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Иркутской области на 2016-2020 гг.: указ губернатора Иркутской области от 23 июля 2015 года № 179-уг. [Электронный ресурс] // Консорциум Кодекс. URL: http://docs.cntd.ru/document/428649422 (17.03.2016).
6. Об утверждении государственной программы Иркутской области «Развитие жилищно-коммунального хозяйства Иркутской области» на 2014-2018 гг.: постановление Правительства Иркутской области № 446-пп от 24.10.2013 г. [Электронный ресурс] // Консорциум Кодекс. URL: http://docs.cntd.ru/document/460206923 (17.03.2016).
7. Simard G., Chartrand D., Christophe P. Distribution automation: Applications to move from today's distribution system to tomorrow's Smartgrid // IEEE PES General Meeting, Calgary, Canada, July 26-30. 2011. 5 p.
8. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии. Руководство для практических расчетов. М.: ЭНАС, 2009. 456 с.
9. Chuand A., McGranaghan M. Function of a local controller to coordinate distributed resources in a Smart Grid // IEEE PES General Meeting, Pittsburg, USA, July 20-24. 2010. 6 p.
10. Coopersmith J. The Electrification of Russia. Ithaca: Cornell University Press, 2002.
11. Vercueil J. Changing Investment Climate in Russia: an Institutional Approach // Journal of Euromarketing. 2010. № 19 (2-3). P. 115-138.
12. Раскрытие информации за 2009-2016 г.г. [Электронный ресурс]. URL: http://www.xn--38-9kcij3agjakafdg2a8b2l.xn--p1ai/index.php/raskrytie-informatsii (17.03.2016).
13. Jiang Zhenhua, Li Fangxing, Qiao Wei, Sun Hongbin. A vision of Smart Transmission Grids // IEEE PES General Meeting, Calgary, Canada, July 26-30. 2009. 10 p.
REFERENCES
1. Otchet o funktsionirovanii EES Rossii v 2014 godu [Report of functioning of European Economic Community in Russia, 2014]. Available at: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2015/ups_rep2014.pdf (accessed 15.03.2016).
2. Doklad "Elektroenergetika Rossii: klyuchevye tsifry i analiz pokazatelei funktsioniro-vaniya za 2014 god" [Report "Electric power of Russia: key figures and analyses of functional within 2014"]. Available at: https://ipcrem.hse.ru/data/2015/12/10/1133902697/ Doklad_Elektroenergetika%20Rossii-2014.pdf (accessed 15.03.2016).
3. Lu M., Dong Z.Y., Saha T.K. A Framework for Transmission Planning in a Competitive Electricity Market. 2005 IEEE/PES Transmission and Distribution Conf. and Exp.: Asia and Pacific, Dalian, China, Aug. 14-18. 2010. 6 p.
4. Investitsii v elektroenergetiku Rossii dostigli minimuma s 2010 goda [Investments in electric power in Russia achieved their minimum since 2010]. Vedomosti, 11.03.2015.
5. Ob utverzhdenii skhemy i programmy razvitiya elektroenergetiki Irkutskoi oblasti na 2016-2020 gg.: ukaz gubernatora Irkutskoi oblasti ot 23 iyulya 2015 goda no. 179-ug. [About the statement of the scheme and program of the development of electric power in Irkutsk region for the period of 2016-2020: decree of the governor of Irkutsk region from 23 July 2015 no. 179-gd.]. Konsortsium Kodeks [Consortium Codex]. Available at: http://docs.cntd.ru/document/428649422 (accessed 17.03.2016).
6. Ob utverzhdenii gosudarstvennoi programmy Irkutskoi oblasti "Razvitie zhilishchno-kommunal'nogo khozyaistva Irkutskoi oblasti" na 2014-2018 gg.: postanovlenie Pravitel'stva Irkutskoi oblasti no. 446-pp ot 24.10.2013 g. [About the statement of state program of Irkutsk region "Development of housing and public utility of Irkutsk region" for the period of 2014-2018: Declaration of the Government of Irkutsk region no. 446-dg from 24.10.2013]. Konsortsium Kodeks [Consortium Codex]. Available at: http://docs.cntd.ru/document/460206923 (accessed 17.03.2016).
7. Simard G., Chartrand D., Christophe P. Distribution automation: Applications to move from today's distribution system to tomorrow's Smartgrid. IEEE PES General Meeting, Calgary, Canada, July 26-30. 2011. 5 p.
8. Zhelezko Yu.S. Poteri elektroenergii. Reaktivnaya moshchnost'. Kachestvo elektro-energii. Rukovodstvo dlya prakticheskikh raschetov [Losses of electric power. Reacting power. Quality of electric power. Manual for practical calculations]. Moscow, ENAS Publ., 2009. 456 p.
9. Chuand A., McGranaghan M. Function of a local controller to coordinate distributed resources in a Smart Grid. IEEE PES General Meeting, Pittsburg, USA, July 20-24. 2010. 6 p.
10. Coopersmith J. The Electrification of Russia. Ithaca: Cornell University Press, 2002.
11. Vercueil J. Changing Investment Climate in Russia: an Institutional Approach. Journal of Euromarketing, 2010, no. 19 (2-3), pp. 115-138.
12. Raskrytie informatsii za 2009-2016 g.g. [Disclosure of information for the period of 2009-2016]. Available at: http://www.xn--38-9kcij3agjakafdg2a8b2l.xn--p1ai/index.php/ raskry-tie-informatsii (accessed 17.03.2016).
13. Jiang Zhenhua, Li Fangxing, Qiao Wei, Sun Hongbin. A vision of Smart Transmission Grids. IEEE PES General Meeting, Calgary, Canada, July 26-30. 2009. 10 p.
Информация об авторах
Уразова Нина Геннадьевна, кандидат экономических наук, доцент кафедры «Управление промышленными предприятиями», e-mail: [email protected]; Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Галаган Анита Олеговна, аспирант кафедры «Управление промышленными предприятиями», e-mail: [email protected]; Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Information about the authors
Urazova N.G., candidate of economical sciences, associate professor, Department of management of industrial enterprises, e-mail: [email protected]; Irkutsk National Research Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
Galagan A.O., post-graduate, Department of management of industrial enterprises, e-mail: [email protected]; Irkutsk National Research Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
УДК 338
DOI: 10.21285/2227-2917-2016-3-46-54
ЛОГИСТИЧЕСКИЙ ПОДХОД К СТРОИТЕЛЬСТВУ: ПРОБЛЕМЫ СНАБЖЕНИЯ
И ИНВЕСТИЦИИ
© И.С. Черняк, В.Ю. Конюхов
Возрастающие потребности региона и муниципалитетов в системном и устойчивом развитии в условиях дефицита бюджетной обеспеченности требуют совершенствования логистических подходов к привлечению средств организаций и населения, реальные доходы которого падают. Анализ данных Иркутскстата позволил продемонстрировать успехи и недостатки региона в разработке конкретных мероприятий. Узким местом остается обеспечение строительства инвестициями, что не позволяет в полной мере внедрить логистические процессы в строительную индустрию, в том числе способствующие закреплению кадров, снижению тем самым зависимости от привлечения иностранных рабочих и созданию рабочих мест для жителей области. Предлагается использовать резервы матери-
