CC BY
85
также на генерацию высших гармоник в системе.
Как уже известно из практики, подключение источников распределенной генерации к распределительной сети увеличивает токи короткого замыкания, что может потребовать замены коммутационных аппаратов, изменения настроек защит и др. Соответственно, появление в сети дополнительного оборудования усложняет оперативно-диспетчерское управление, а также систему релейной защиты и автоматики, проти-воаварийного управления. Многие из этих функций переходят к распределительным сетям, где вероятно отсутствие персонала, способного с этим справиться.
Суммарно все выше перечисленные требования могут означать очень существенные капиталовложения, которые в состоянии уничтожить экономическую целесообразность объекта распределенной генерации или, по крайней мере, существенно ее уменьшить. Споры о необходимости того или иного элемента, требуемого в технических условиях, могут затягиваться на годы, а объединение элементов генерации в сеть будет возможно только при серьезном развитии в регионе «разумных» сетей, микропроцессорного контроля режимов и прямой связи с производителями элементной базы для максимально быстрого реагирования на происходящие изменения.
Рассмотрев выявленные положительные и отри-
цательные стороны возможного применения распределенной генерации в Амурской области, можно сделать следующие выводы:
1. По состоянию на сегодняшний день внедрение распределенной генерации, как звена единой энергосистемы в рассматриваем регионе, не имеет смысла.
2. Только комплексное решение объективных и субъективных сторон технических вопросов интеграции объектов распределенной генерации в распределительные сети позволит содействовать дальнейшему интенсивному, эффективному и масштабному внедрению объектов распределенной генерации.
3. Учитывая энергоизбыточность Амурской области, применение распределенной генерации на ее территории возможно лишь как инструмент для экономии топливно-энергетических ресурсов во исполнение действующего законодательства [4] в части повышения энергоэффективности производства, и как следствие - уменьшение затрат небольших производителей, снижение стоимости продукции, а также энерготарифов основных монополий.
4. Применение малой энергетики в структурах ЖКХ является перспективным направлением для повышения надежности энергоснабжения объектов обеспечения жизнедеятельности.
Статья поступила 17.09.2014 г.
Библиографический список
1. Стратегия развития топливно-энергетического комплекса Амурской области до 2010 г. и на перспективу до 2030 г. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2008. 124 с.
2. Абрамович Б.Н., Турышева А.В. Эффективное энергоиспользование попутного нефтяного газа // XXXIX Неделя науки СПбГПУ: материалы международной научно-практической конференции. СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2010. Ч. 2. С. 60-62.
3. Абрамович Б.Н., Сычев Ю.А., Устинов Д.А. Интеллектуальная энергосистема предприятий минерально-сырьевого комплекса: материалы X Международной конференции «Новые идеи в науках о земле», 12-15 апреля 2011 г. М.: Изд-во РГГРУ, 2011. Т. 2. 202 с.
4. Постановление правительства РФ № 442 от 02.05.2012 «Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии».
УДК 621.3.051.025
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ РЕКОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ НА ПРИМЕРЕ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА г. ЗЕИ
© Н.В. Савина1, А.Е. Рыбак2
Амурский государственный университет,
675000, Россия, Амурская область, г. Благовещенск, Игнатьевское шоссе, 21.
В любой распределительной электрической сети существует необходимость снижения потерь электроэнергии. Проведение реконструкции, направленной на приведение электрических сетей в нормативное техническое состояние, не только повысит надежность и качество, оптимизирует схемы электроснабжения потребителей, уменьшит ремонтно-эксплуатационные затраты, но также заметно снизит потери и увеличит объемы реализации электроэнергии.
Ил. 1. Табл. 2. Библиогр. 5 назв.
Ключевые слова: распределительные электрические сети; потери электроэнергии; оценка эффективности реконструкции сети.
1Савина Наталья Викторовна, доктор технических наук, профессор кафедры энергетики, тел. 89246774430. Savina Natalia, Doctor of technical sciences, Professor of the Department of Power Engineering, tel.: 89246774430.
2Рыбак Антон Евгеньевич, магистрант, тел.: 89145553510, e-mail: rae@amur.drsk.ru Rybak Anton, Masters Degree student, tel.: 89145553510, e-mail: rae@amur.drsk.ru
DISTRIBUTION NETWORK RECONSTRUCTION EFFICIENCY EVALUATION BY EXAMPLE OF ZEYA ELECTRIC GRID
N.V. Savina, A.E. Rybak
Amur State University,
21 Ignatyevskoe Shosse, Blagoveshchensk, 675000, Russia.
Any electric supply network can face the problem of reduction of electric losses. Reconstruction aimed at bringing electrical networks in the normative technical condition is one of the existing methods to reduce losses. That will improve the reliability and quality of consumer energy supply, reduce repair and maintenance costs, optimize the circuit of consumer power supply, as well as lower losses and increase the volume of electric energy sales. 1 figure. 2 tables. 5 sources.
Key words: power distribution networks; power losses; evaluation of network reconstruction efficiency.
Потери в распределительных сетях энергосистем РФ превосходят допустимые пределы. Их высокий уровень в основном обусловлен следующими факторами: неоптимальными режимами работы сетей, характеризующимися большой дисперсией активной и реактивной мощностей; отклонением напряжения в узлах, завышенным в сетях высокого напряжения и заниженным в удаленных от центров питания точках сетей классов напряжения 35, 10, 0,4 кВ; недостатком регулирующих средств, отсутствием и (или) неудовлетворительной компенсацией реактивной мощности; неравномерностью графиков электрических нагрузок с большими пиками в часы максимума нагрузок и провалами в часы минимума; низкой наблюдаемостью сетей из-за недостаточного количества измерительных комплексов электроэнергии; отсутствием средств телеизмерений, неэффективностью учета электроэнергии [2].
Вместе с тем сверхнормативные потери электроэнергии в электрических сетях - это прямые финансовые убытки электросетевых компаний. При установлении тарифов на передачу электроэнергии органы государственного регулирования цен и тарифов учитывают только нормативные потери, за сверхнормативные потери производственное предприятие платит из собственных средств; разница между нормативными и сверхнормативными потерями не компенсируется. В то же время проблему можно решить за счет реконструкции электросетевого хозяйства.
Целью нашего исследования является оценка эффективности проведения реконструкции электросетевого комплекса отдельного района, в данном случае - г. Зеи.
Город Зея - административный центр Зейского района, расположен на севере Амурской области, в 543 км от областного центра (г. Благовещенск). По площади занимает 40,4 км2. Население составляет 25,1 тыс. чел.
Прежде всего определим задачи, направленные на достижение поставленной цели.
1. Анализ технического состояния электросетевого комплекса г. Зеи:
1.1. Износ оборудования;
1.2. Аварийность;
1.3. Потери в сетях.
2. Анализ вариантов проведения реконструкции:
2.1. Приведение сетей в нормативное техническое состояние;
2.2. Модернизация коммерческого учета.
3. Оценка эффективности проведения реконструкции.
4. Выявление и анализ рисков, связанных с проведением реконструкции.
В ходе проведения реконструкции по распределительным сетям 0,4-6-10 кВ предполагается: замена деревянных опор на железобетонные, неизолированного провода - на самонесущий изолированный; устройство подстанций комплектного и мачтового типа вместо дефектных трансформаторных подстанций; реконструкция закрытых трансформаторных подстанций с заменой трансформаторов, а также проведение модернизации коммерческого учета по границам розничного рынка электроэнергии на основе АИИС КУЭ.
Выполнение реконструкции направлено на приведение электрических сетей в нормативное техническое состояние и будет способствовать повышению надежности и качества электроснабжения потребителей, снижению ремонтно-эксплуатационных затрат, оптимизации схемы электроснабжения потребителей, снижению потерь и увеличению объема реализации электроэнергии.
Распределительные сети г. Зеи приняты на обслуживание филиалом ОАО «ДРСК» - «Амурские электрические сети», структурное подразделение «Северные электрические сети» с 01.07.2010 г. по договору ответственного хранения. Выкуп у Комитета по управлению муниципальным имуществом г. Зеи состоялся в феврале 2011 г. по договору купли-продажи от 11.02.2011 № 11-642.
Объем принятых условных единиц (У.Е.) по распределительным сетям составил 919,1 у.е.
Протяженность распределительных сетей составляет 235,4 км, в том числе:
- ВЛ 0,4 кВ - 113,7 км (из них 70% в неудовлетворительном состоянии);
- КЛ 0,4 кВ - 25,7 км (из них 70% в неудовлетворительном состоянии);
- ВЛ 6-10 кВ - 93,2 км (из них 70% в неудовлетворительном состоянии);
- КЛ 6-10 кВ - 2,8 км (из них 70% в неудовлетворительном состоянии).
Деревянные опоры находятся в недопустимой степени загнивания, частично (5-15%) наклонены; на железобетонных приставках - сколы бетона, арматура оголена; 70% провода имеет прижоги, деформацию, нарушена их целостность (разрывы жил). Неизолированный провод физически и морально изношен: наблюдается большое количество скруток и распле-
тений; зачастую плотность тока в проводах значительно превышает экономическую плотность тока; по маркам и сечению провод не соответствует фактическим нагрузкам подключенных потребителей, вследствие чего надежность и качество их электроснабжения недостаточны.
Прежней эксплуатирующей организацией производилась только единичная замена опор, что не способствовало изменению общей картины.
70% из 147 принятых ТП 6-10/0,4 кВ находились в неудовлетворительном состоянии. Сварные швы металлических конструкций в трещинах, силовые трансформаторы имеют течи, сколы на изоляторах, частично отсутствуют запирающие устройства и высоковольтные предохранители (установлены шунты), не заземлены нулевые провода и корпуса КТПН.
При таком состоянии сетей очень велико количество аварийных отключений.
За последние два года эксплуатации электросетевого комплекса по ВЛ 6-10 кВ произошло 111 аварийных отключений.
За 6 месяцев 2011 г. - 37 аварий. Общее время устранения нарушений электроснабжения потребителей составило 118,4 часа, при среднем времени на ликвидацию одной аварии - 3 часа 20 мин.
За 2012 год произошло уже 59 аварий, что составило 20% от всего количества аварий по СП «СЭС». Общее время устранения нарушений электроснабжения потребителей составило 174,9 часа, при среднем времени на ликвидацию одной аварии - 3 часа 36 мин.
За 6 месяцев 2013 г. зарегистрировано 15 аварий, что составило 18% от их количества по СП «СЭС». Общее время устранения нарушений электроснабжения потребителей составило 47 часов, при среднем времени на ликвидацию одной аварии - 3 часа 13 мин.
На ВЛ 0,4 кВ за весь период эксплуатации произошло 269 аварийных отключений.
По результатам проведенного анализа, основными причинами отключений потребителей по линиям 0,4 кВ являются:
• падение опор в результате загнивания;
• обрыв проводов в пролетах опор (в результате снижения механической прочности);
• обрыв ввода в жилые дома;
• схлестывание проводов в результате порывов ветра;
• падение деревьев на провода (без порыва проводов).
Как видно, все отключения на ВЛ 0,4 кВ произошли из-за плохого состояния опор и негабарита проводов.
Уровень потерь на рассматриваемом участке составляет 34,35% при нормативе 12,05%.
Силовые трансформаторы загружены здесь сверх номинальных параметров, отсутствует возможность подключения новых мощностей, хотя заявки на технологические присоединения к электрическим сетям г. Зеи продолжают поступать.
Для приведения сетей в нормативное техническое состояние необходима реконструкция принятого электросетевого комплекса.
Реконструкция ЭСК г. Зеи должна осуществляться по двум направлениям.
1. Непосредственно реконструкция электросетевых объектов, которая предполагает:
- замену дефектных деревянных и деревянных на ж/б приставках опор на железобетонные опоры - 3 923 шт.;
- замену дефектного неизолированного провода А-16, 25, АС-16, 25, 35, 50 на изолированный самонесущий провод СИП 3 1*50, СИП 2 - 198,19 км;
- замену дефектных трансформаторных подстанций на подстанции комплектного и мачтового типа и реконструкцию закрытых трансформаторных подстанций с заменой трансформаторов - 145 шт.
Выполнение вышеперечисленных мероприятий направлено на приведение электрических сетей в нормативное техническое состояние и прежде всего будет способствовать повышению надежности, качества, оптимизации схемы электроснабжения потребителей, снижению ремонтно-эксплуатационных затрат, снижению нормативных (технологических) потерь электроэнергии.
2. Второе направление реконструкции ЭСК г. Зеи - проведение модернизации коммерческого учета по границам розничного рынка электроэнергии на основе АИИС КУЭ.
Модернизация приборов учета электроэнергии является одним из наиболее эффективных мероприятий, которое напрямую влияет на более качественное измерение отпущенной электроэнергии и снижение составляющей сверхнормативных потерь.
У филиала ОАО «ДРСК» «Амурские электрические сети» имеется большой опыт внедрения данной системы как на вновь принятых электросетевых комплексах, так и в ранее эксплуатируемых сетях.
На стадии внедрения основными претендентами на реализацию были приняты приборы учета опорной установки и счетчики в комплекте со шкафом учета, монтируемом на фасаде на вводе в здание. Для общей оценки выбора оптимального оборудования специалистами Амурских ЭС проанализирован опыт полигонных испытаний по АИИС КУЭ приборов типа: «Меркурий», «РиМ», «Энергомера».
В результате анализа технических характеристик, а также с учетом средних стоимостных показателей модернизации 1 точки, был сделан вывод, что наиболее целесообразно выполнять модернизацию приборов учета по частному и мелкомоторному сектору на оборудовании типа «РиМ».
Оборудование производства ОАО «Концерн Энергомера», по соотношению цена-качество-функциональные возможности, решено использовать как основу для организации «интеллектуального» учета электроэнергии по крупным юридическим лицам, подстанциям 35-110 кВ и общедомового учета по многоквартирным домам [1].
Модернизация коммерческого учета по границам розничного рынка электроэнергии на основе АИИС
КУЭ осуществляется в два этапа:
а) установка расчетных приборов учета у потребителей;
б) установка оборудования автоматизации для обеспечения дистанционного съема показаний от имеющихся расчетных приборов учета.
До момента автоматизации оборудование типа «РиМ» обеспечивает дистанционный опрос показаний посредством специализированного устройства (ноутбук с программным обеспечением и комплект переходников) - мобильного терминала.
Выбранное для модернизации системы учета оборудование «РиМ», несмотря на сложность наладки оборудования автоматизации, имеет достаточно гибкую систему настройки опроса приборов учета, позволяющую при установке оборудования автоматизации в ключевых точках обеспечить опрос максимального количества точек учета. Именно эта возможность прописывания маршрутов сбора информации, основанная на принципе ячеистой сети, дает возможность экономии средств при реализации второй задачи - построения АИИС КУЭ - автоматизации [1].
В результате:
1. Совмещение работ по реконструкции распределительных сетей 0,4 кВ с модернизацией приборов учета обеспечивает максимальную выгоду от реконструкции и приводит к скорейшей окупаемости от проведенной реконструкции.
2. Автоматизированный (дистанционный) съем показаний приводит к сокращению контролерского состава и специалистов по обслуживанию счетчиков. Это достигается минимально возможными средствами за счет расширения опроса приборов учета при сопряжении локальных участков.
3. Оптимизация оборудования и материалов сетевого хозяйства за счет приведения нагрузок в соответствие фактической потребности позволяет при проектировании вести выбор оборудования и материалов более низкого номинального ряда и, соответственно, более дешевого.
4. Экономическая эффективность.
Проведение реконструкции позволит существенно
снизить потери электроэнергии и повысить объем передачи при незначительном вложении в реконструкцию сетей, связанную лишь с разделением совмещенных вводов и обеспечением индивидуального учета. Потенциальная зона хищения электроэнергии смещена с ввода 0,22-0,4 кВ на магистраль ВЛ 0,4 кВ, несанкционированное подключение к которой скрытым образом невозможно.
5. Оптимизация затрат, технических проверок, съема показаний. Поиск очагов потерь. Вся работа сведена к контролю баланса электроэнергии: обслуживание связано не с системной проверкой приборов учета, а с выездом на отдельные точки сомнительного учета [3].
6. Высвобождение мощности для осуществления новых технологических присоединений благодаря эффективному контролю за потреблением электроэнергии и выставлению соответствующих счетов на оплату гарантирующему поставщику [3].
Модернизация коммерческого учета по границам розничного рынка электроэнергии на основе АИИС КУЭ производится параллельно реконструкции сетей: первый этап - установка расчетных приборов учета у потребителей - рассчитан на 3 года (2014-2016); второй этап - установка оборудования автоматизации для обеспечения дистанционного съема показаний от установленных ранее расчетных приборов учета -рассчитан еще на 3 года (2017-2019).
В результате реконструкции распределительных сетей 0,4-6-10 кВ с проведением модернизации коммерческого учета по границам розничного рынка электроэнергии на основе АИИС КУЭ мы имеем значительное снижение коммерческих потерь и увеличение полезного отпуска электроэнергии за счет снижения сверхнормативных потерь и увеличения объемов электропотребления, что делает проведение реконструкции экономически привлекательной.
Реконструкцией предусмотрено снижение потерь от базового уровня в 2011 г. в объеме 27 653 тыс. кВт*час до 10 053 тыс. кВт*час в 2019 году - на 17 600 тыс. кВт*час; в т.ч. 1 262 тыс. кВт*час - нормативные потери, 16 338 тыс. кВт*час - сверхнормативные потери. Полезный отпуск электроэнергии вырастает на 5 286 тыс. кВт*час.
Прогноз снижения потерь и роста полезного отпуска электроэнергии составлен на основании фактически полученных данных по результатам реконструкции ЭСК с. Тамбовки («РиМ»), с. Константиновки («РиМ») и с. Ушаково («Меркурий»). Остается в среднем 2% сверхнормативных потерь.
В расчете применен индекс-дефлятор по потерям и полезному отпуску электроэнергии, начиная с 2014 г., к предыдущему году (табл. 1).
Структура баланса электроэнергии в результате реконструкции изменится следующим образом.
Без проведения реконструкции нормативные потери составляют 12,05%, сверхнормативные - 22,29%, на полезный отпуск приходится 65,66% от отпуска в сеть.
Таблица 1
Изменение показателей передачи электроэнергии при проведении реконструкции_
Период Полезный отпуск Потери
нормативные сверхнормативные
тыс. кВт*ч тыс. кВт*ч % тыс. кВт*ч %
12 месяцев до проведения реконструкции 52 856 9705 12,05% 17948 22,29%
12 месяцев после проведения реконструкции (с АИИС КУЭ) 58 142 8443 12,38% 1610 2,36%
Динамика показателей 5 286 -1262 -16 338
После реконструкции нормативные потери составляют 12,38%, сверхнормативные - 2,36%, на полезный отпуск приходится 85,26% от отпуска в сеть (рисунок).
12 месяцев до проведения реконструкции
Структура балан
Помимо снижения затрат на покупку потерь, в результате проведенной реконструкции распределительных сетей снижаются и другие эксплуатационные расходы. Больше всего это касается затрат на проведение ремонтов. Динамика снижения данных расходов прогнозировалась, исходя из того, что в течение 3-х лет по окончании реконструкции объекта (гарантийный срок) ремонта объекта не требуется; затем постепенно начинается рост, т.е. затраты на ремонт в данном случае условно выглядят в виде параболы.
Планируемый объем финансирования по мероприятиям реконструкции на 2014-2019 гг. предполагается осуществлять равными долями (50/50) за счет заемных и собственных средств (амортизационные отчисления основных фондов).
В этом отношении представляет интерес программа по предоставлению банком целевых кредитов компаниям, реализующим инвестиционные проекты в области инфраструктуры (транспорт, энергетика, ЖКХ) и промышленности, за счет привлечения средств Международного банка реконструкции и развития. Совместное с МБРР финансирование инфраструктурных проектов в России осуществляется при выполнении определенных условий:
- соответствие отраслевым приоритетам инвестиционной программы;
- наличие положительного эффекта для экономики;
- высокое качество инвестиционного проекта;
- соответствие инвестиционного проекта требованиям охраны окружающей среды,- стандартам экологической эффективности и социальной безопасности.
Также одним из условий участия банка в данной программе является предоставление финансирования в размере, сопоставимом с заемными ресурсами. Всем этим требованиям проект полностью соответствует.
Покрытие отрицательного денежного потока от кредитов планируется осуществлять за счет возрастающей прибыли от эксплуатации ЭСК г. Зеи, связан-
ной с увеличением полезного отпуска электрической энергии, снижением затрат на покупку потерь электроэнергии и других эксплуатационных затрат.
Ключевым критерием привлекательности инве-
12 месяцев после проведения реконструкции {с АИИС КУЭ)
электроэнергии
стирования является скорость возврата вложенного капитала. Период окупаемости представляет собой срок, рассчитанный со дня начала проведения реконструкции и осуществления первых инвестиционных затрат до момента, когда разность между накопленной суммой чистой прибыли и объемом произведенных инвестиционных вложений приобретет положительное значение, то есть будет достигнута точка безубыточности.
Срок окупаемости - период времени, в течение которого окупаются инвестиционные затраты, когда «проект работает на себя».
Различают простой срок окупаемости проекта и дисконтированный срок окупаемости.
В рамках проведения реконструкции для нас более интересен дисконтированный срок окупаемости, суть которого заключается в приведении будущих денежных потоков (стоимости денег) к моменту начала инвестиций в реконструкцию, когда потраченные деньги возвращаются с некоторой, заранее определенной рентабельностью - ставкой дисконтирования, так как дисконтированный срок более корректно отражает эффективность проекта.
Расчет экономической эффективности от проведения реконструкции произведен в программном комплексе Альт-Инвест и показал следующие результаты.
Когда разность между накопленной суммой чистой прибыли и объемом произведенных инвестиционных затрат приобретет положительное значение? Срок, рассчитанный со дня начала проведения реконструкции и осуществления первых инвестиционных затрат до момента достижения точки безубыточности, представляет собой период окупаемости.
Простой срок окупаемости, который представляет собой срок простого возврата вложенного в реконструкцию капитала суммарными чистыми доходами с проекта, согласно расчету, составил 8 лет.
Дисконтированный срок окупаемости, суть которого заключается в приведении будущих денежных потоков (стоимости денег) к моменту начала инвестиций
Таблица 2
Риски, связанные с проведением реконструкции_
Название риска Оценка риска Анализ риска Планирование обработки риска
Наименование риска Описание риска Последствия риска Факторы, влияющие на риск Мероприятия, необходимые для обработки риска
Удорожание инвестиционного проекта Удорожание стоимости проекта (сверх заложенного в расчете уровня) на 10 % Увеличение объема капиталовложений и заемных средств Инфляционные процессы в экономике 1. Анализ рынка 2. Создание «Запаса» под удорожание проекта
Срыв сроков реализации проекта со стороны подрядчика Неисполнение подрядчиком обязательств перед сетевой организацией Сдвижение на 1 мес. сроков реализации проекта. Убытки (неснижение затрат на потери э/э, недополучение выручки) Внутренние проблемы подрядчика. Форс-мажор 1. Оценка подрядных организаций 2. Контроль выполнения мероприятий согласно договору 3. Предусмотрение в договоре штрафных санкций
Срыв сроков реализации проекта со стороны сетевой организации Неисполнение сетевой организацией обязательств перед подрядчиком Сдвижение на 1 мес. сроков реализации проекта. Убытки (неснижение затрат на потери э/э, недополучение выручки) Несвоевременная оплата. Несвоевременная поставка оборудования 1. Организация своевременной закупки и передачи оборудования подрядной организации 2. Своевременная оплата в соответствии с графиком платежей
в реконструкцию, когда потраченные деньги возвращаются с некоторой, заранее определенной рентабельностью - ставкой дисконтирования, составил 11 лет.
Ставка дисконтирования определена как ставка безрискового размещения средств с поправкой на риск данного проекта, в размере 11,25%.
Чистая приведенная стоимость (МРУ) имеет положительное значение. Внутренняя норма рентабельности просчитана в размере 22,8 %.
Таким образом, проект реконструкции ЭСК г. Зеи с привлечением кредитных ресурсов с позиций экономической эффективности и финансовой реализуемости является эффективным.
Исходя из долголетнего опыта сотрудничества, в качестве основного подрядчика для выполнения реконструкции ЭСК г. Зеи предполагается ООО «ФСК Энергосоюз».
Во избежание рисков срыва сроков проведения строительно-монтажных работ, Филиалом планируется проведение самостоятельных закупок материалов и оборудования для своевременного выполнения работ и обеспечения установки типового оборудования у следующих организаций:
- ОАО «Алтранс» (закупка КТПН);
- ОАО Завод ЖБК «Монолит» (ЖБ опоры);
- ОАО «Камский кабель» (СИП).
Модернизацию коммерческого учета по границам
розничного рынка электроэнергии на основе АИИС КУЭ планируется проводить силами следующих подрядных организаций:
- ООО «Энергосетьпроект»;
- ООО «Дальэлектромонтаж»;
- ООО «Бирэлектромонтаж».
Закупка приборов учета планируется у специали-
зированной организации МПО «РиМ».
Производственные мощности потенциальных поставщиков и подрядчиков позволяют освоить необходимые объемы поставки оборудования и материалов и выполнение строительно-монтажных работ.
Оборудование и материалы, планируемые к закупке, отвечают действующим стандартам качества, электробезопасности и охраны окружающей среды.
Таким образом, проект реконструкции электросетевого комплекса г. Зеи является технически осуществимым.
Проведение реконструкции будет осуществляться с учетом требований законодательства об охране природы и основ земельного законодательства Российской Федерации.
Вредные воздействия на окружающую среду в процессе реконструкции и эксплуатации ВЛ 10-0,4 кВ сводятся к минимуму.
В табл. 2 приведены риски, связанные с проведением реконструкции.
В ходе подготовки к реконструкции были оценены возможные риски, связанные с его реализацией. Наиболее значимый из них - удорожание инвестиционного проекта сверх заложенного проектом уровня. В случае удорожания стоимости реконструкции на 10%, потребуется привлечение дополнительных средств.
В целом риски, связанные с проведением реконструкции, являются незначительными и не приводят к критическим последствиям.
Выводы
1. В результате выполнения реконструкции электросетевого комплекса г. Зеи с проведением модернизации коммерческого учета по границам розничного рынка электроэнергии на основе АИИС КУЭ электрические сети будут приведены в нормативное техниче-
ское состояние, произойдет снижение объемов хищений электроэнергии, что повлияет на снижение потерь электроэнергии и увеличение выручки от услуг по передаче электроэнергии.
2. Снижение потерь электроэнергии от базового уровня 2014 года в 2016 году составит 331 тыс. кВт*час, при ежегодном снижении в течение периода проведения реконструкции. В 2019 году этот показа-
тель достигнет 17 600 тыс. кВт*час.
3. Наряду с тем, что реализация проекта реконструкции ЭСК г. Зеи позволит обеспечить надежное и качественное электроснабжение потребителей, снизить количество аварийных отключений, данный проект является экономически эффективным и финансово реализуемым.
Статья поступила 08.05.2014 г.
Библиографический список
1. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электрических системах // Электрические станции. 1998. № 9.
2. Савина Н.В. Системный анализ потерь электроэнергии в электрических распределительных сетях. Новосибирск: Наука, 2008. 221 с.
3. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: руководство для практиче-
ских расчетов. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009. 456 с.
4. «Стратегия развития электросетевого комплекса РФ», утвержденная Постановлением правительства РФ от 03.04.2013 г. № 511-р.
5. ФЗ от 23.11.2009 № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ».
