Материал: Повышение качества электроснабжения потребителей в сетях 0,4 кВ с применением автоматического переключателя фаз.

Описание Автоматический переключатель фаз ПФ-80А

Устройство (реле выбора фаз) автоматического выбора одной, лучшей фазы из трех фаз.

Автоматический переключатель фаз ПФ-80А (цена 11т.р) применяется для выбора одной из трех фаз с лучшим напряжением и питанием от нее однофазных устройств напряжением с заданными параметрами, прибор  также  защищает от перепадов напряжения превышающего  допустимое установленное значение и индуцирует среднеквадратичное напряжения на нагрузке или на входящих фазах. 

Прибор представляет собой электронное микропроцессорное устройство, управляющее электромагнитными реле. Микропроцессор производит необходимые измерения параметров 3х фазной электросети и сравнивает с параметрами, заданными потребителем в настройках.

Если параметры хотя бы одной фазы соответствуют заданным, на выход подается необходимое напряжение, если на всех 3х фазах напряжение не соответствует заданному напряжению в параметрах, на выход напряжение не подается.

Рисунок 19 – Схема подключения ПЭФ-80 А

ТЕХНИЧЕСКИЕ  ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЭФ – 80 А

1. Допустимое, длительное напряжение на входе  прибора:  430 Вольт.

2. Коммутируемый максимальный ток: 80 Ампер при cos"фи"=1

3. Скорость переключения фаз: не более 0,04 Сек.

4. Функция контроля залипания контактов есть.

5. Погрешность измерения напряжения: не более 1%.

6. Потребляемая мощность прибора не более  4 Ватт.

7. Корпус прибора со стандартным креплением на DIN рейку и занимает место эквивалентное шести стандартным токовым автоматам.

3.3 Параметры установки АПФ

Для моделей этих устройств характерны нижеперечисленные установочные параметры:

Предельное напряжение (верхнее и нижнее). Показатель максимального напряжения наиболее значим, и важно правильно его подобрать, не ошибившись при настройке. Если он слишком низок, то прибор будет постоянно срабатывать, а если подобранное значение слишком велико – неизбежен перегрев внутренней проводки, что может привести к пожару.

Приоритетная фаза АПФ. Если перепады напряжения на ней отсутствуют, аппарат не будет переключаться на другие линии. При перепадах питание линии будет переключено на другой проводник, но вместе с тем аппарат продолжит контролировать приоритетную жилу. Когда разность потенциалов на ней нормализуется, нагрузка переключится обратно.

Время включения. Этим термином обозначается период задержки после исчезновения напряжения на всех токоведущих проводниках. По истечении его устройство вновь попытается включить питание.

Время возврата. Это интервал после переключения питания с приоритетной жилы на резервную, по истечении которого прибор произведет проверку основной фазы, и если ее параметры будут в норме, переключит снабжение линии электроэнергией на нее. Если приоритетный проводник не готов к подключению нагрузки, повторная проверка будет произведена через тот же временной промежуток.

Особенности подключения и функционирования устройства

Монтаж автоматического переключателя производится сразу после электросчетчика. Аппарат, подсоединенный к линии, тестирует состояние проводников и подключает цепь к жиле, параметры которой максимально соответствуют требуемым. В ходе работы прибор постоянно следит за напряжением, которое не должно выходить за установленные пределы.

При работе контроль напряжения осуществляется не только на приоритетной фазе, но и на двух резервных. Это нужно для того, чтобы при нарушении параметров на основном проводнике без задержек выбрать другую жилу для переключения питания. Если напряжение на обеих резервных линиях находится в допустимых пределах, переключение идет от L1 к L2 и далее (обозначения фаз имеются на корпусе приборов, каждой соответствует свой светодиод).

Если разность потенциалов не соответствует заданным параметрам ни на одном проводнике, питание подаваться через них не будет. При нормализации напряжения на приоритетной линии подключение произойдет к ней в первую очередь.

Глава 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Исходные данные

Исходные данные, предлагается устанавливать прибор всем 1 фазным потребителям. Место действия Республика Татарстан АО «Сетевая компания» Восточный РЭС. г.Казань.

На балансе РЭСа 655 ТП, КТП из них 310 КТП это частный сектор, который насчитывает (21 675 потребителей 11 423 – 1 фазные потребители и 10 252 - 3х фазные).

Таблица 4 – Исходные данные

Сам ПЭФ лишь выбирает из трех фаз ту, что наиболее подходит для работы. Из этого вытекает вывод: использование переключателя возможно только при наличии минимум двух фаз. Там, где подключена только одна фаза, от установки ПФ ничего не изменится. Переключатели можно разделить на две группы: ручного управления; автоматического управления. Электропереключатель устанавливается после счетчика, поэтому если стоит однофазный счетчик, его придется менять на трехфазный. Потребляемая мощность не меняется, тариф остается тем же, следовательно, затраты на установку нового счетчика будут связаны только с его стоимостью и ценой установки, а также с подводом дополнительных фаз

4.2 Построение диаграммы Гантта

Для иллюстрации последовательности проводимых работ представлена диаграмма Гантта данного проекта, на которой по оси Х изображены календарные дни от начала до конца проекта, а по оси Y – выполняемые этапы работ. Диаграмма Гантта приведена на рисунке 20.

Рисунок 20 – План график. Диаграмма Гантта

4.3 Расчет показателей экономической эффективности проекта

Расчет экономии:

Затраты на выезд ремонтной бригады:

4 электромонтера + 1 водитель, у каждого з\п до вычета налогов 61 т.р. с учетом всех страховых взносов, которые платит работодатель, это еще примерно + 40%

61000+40%=85400 руб. в месяц. Возьмем 22 рабочих дня и 8 часов рабочий день получаем, что в час 1 человек компании обходиться в 485,2 руб.

Заложим на работу по перебросу потребителей с фазы на фазу 4 часа.

Получается 485,2*4= 1940,8 на человека и 9704 на 5 человек соответственно.

Возьмем среднее число потребителей которых перекидывают за это время равное 15, для этого нам требуются прокалывающие зажимы Р645, стоимость 1-го равна 100 руб. соответственно на материалы будет потрачено 100*15=1500 руб.

Автовышка АГП ТА-18 за 4 часа работы и 13 км пути потратит 22 литра дизеля, это примерно 60 руб. получается 1320 руб.

Один выезд бригады воздушных линий обходится компании:

9704+1500+1320 = 12524 руб.

Если предположить, что бригада выезжает 20 раз в месяц, затраты составят:

250 480 руб.,

в год – 3 005 760 руб.

Порядка 30% поломок трансформаторов происходит по причине перекоса фаз. Ремонт трансформатора обходится  в 200 000 руб. Примерная экономия составляет 4 млн. руб.

При установки АПФ исчезнет проблема поломок бытовой техники у потребителей. Требования о возмещении ущерба поступают ежедневно. Среднее значение за год порядка 12 млн. руб.

Несимметрия напряжения (или перекос фаз), общая концепция и способы устранения которой рассмотрены в этом материале, и, тем более при несинусоидальной нагрузке, обуславливает целый пакет негативов для силовой сети объекта от потерь мощности, снижения пропускной способности сетей до нарушений производственно-технологических процессов, сокращения срока службы оборудования, коммутационных линий и увеличения рисков аварий.

Так, в ряде научных, учебных и исследовательских работ доказано, что даже при формализованных в стандартах допустимых пределах несинусоидальности (тока, напряжения) и несимметрии напряжения (соответственно 5 и 2%) сокращается срок службы электродвигателей (на 18-21% для ассинхронных, до 32% для синхронных), кабельных коммутаций (до 40%) и трансформаторов (от 8%). Одновременно с этим потери энергии увеличиваются в разы вследствие наброса токов гармоник и скин-эффекта, вызывающих (помимо прочего) перегрев кабелей и обмоток, ростнамагничивающего тока, потерь в стали(электродвигателей трансформаторов, реакторов) и ускоренное старение изоляции.

Немаловажное значение (для менеджментов предприятий) может иметь факт того, что при несимметрии напряжений регистрируемые интеллектуальным счетчиком показатели мощности могут превышать реальные значения на 6-8%, т.е. платить придется больше и буквально «ни за что».

Наибольшие потери активной мощности при перекосе фаз и несинусоидальности тока, напряжения наблюдаются в трансформаторах и электродвигателях, причем «лидируют» в потерях понижающие трансформаторы большей мощности (подстанции, цеховые), а проблема в целом решается совокупно и нивелированием гармонических возмущений, и компенсацией реактивной мощности.

4.4 Расчет минимальной финансовой выгоды нивелирования гармоник при перекосе фаз

Если условно принять, что перекос фаз вызван неравномерным распределением симметричной нагрузки, то потери активной энергии в трансформаторе (?Р_Т) рассчитываются по формуле:

где ?_u– коэффициент несимметрии напряжений (отношение напряжения обратной последовательности U₂ к номинальному U_n, т.е. ?_u = U₂ / U_n = U₂ / 380 для сети 0.38 кВт),?P_х.х – паспортные потери холостого хода на фундаментальной частоте, u_к.з и ?P_к.з – соответственно напряжение и потери короткого замыкания на фундаментальной частоте.

Реальное действующее напряжение обратной последовательности можно определить по показаниям приборов и по формуле:

где U_AB, U_BC, U_CA – действующее значение напряжения соответственно между фазами А и В, В и С, С и А на фундаментальной частоте.

Действующие напряжения прямой последовательности (U₁) и нулевой последовательности (U₀) на фундаментальной частоте можно определить по формулам:

В реалиях почти все силовые сети с перекосом фаз имеют нелинейную нагрузку и из-за наличия гармоник напряжения ситуация с потерями энергии ухудшается и упрощенно суммарные потери активной мощности в трансформаторе, работающем в режиме и несимметрии, и несинусоидальности можно найти по формуле:

где ? – коэффициент нагрузки трансформатора.

Здесь дополнительные потери активной мощности (по фазам А, В, С) ?Р_?А,В,С формируются суммой:

дополнительных потерь активной мощности холостого хода из-за напряжений гармоник ?-го порядка (для каждой фазы)?Р_х?

где U_?* = U_?/ U_n - относительное значение напряжения на v-oй гармонике;

дополнительных потерь активной мощности короткого замыкания ?P_k? (для каждой фазы)

Общая формула дополнительных потерь активной мощности в трансформаторе при наличии гармонических искажений для каждой фазы:

Т.е. при нивелировании гармонических искажений максимально широкого спектра АПФ полностью исключаются дополнительные потери активной мощности ?Р_?А,В,С, а они, как правило, значительные и в 3 и более раз (при больших амплитудах) на каждой из фаз превышают потери холостого хода, что в совокупности формирует 40-50% экономии активной энергии при использовании АПФ в силовой сети.

Не в лучшем положении оказываются силовые сети предельно ограниченного числа небольших предприятий с симметричной нелинейной нагрузкой, поскольку превалирующее большинство современного оборудования генерирует в сеть гармоники, кратные 3 (n = 3*(2k + 1) при k – ряд 0, 1, 2…), которые составляют систему нулевой последовательности (одинаковые значения в каждый момент времени) и поэтому складываются в нулевом проводе. Т.е. если амплитуда кратных 3 гармоник составляет 35-40% тока фундаментальной частоты, то в нулевом проводе будут протекать токи в 1.05 - 1.2*I_n, а значит, увеличиваются потери активной энергии, повышаются риски перегрева, обрыва провода, остановки производственно-технологического процесса или пожара.

Повышение качества электроэнергии

Работа устройств АПФ обеспечивает частичное или полное исключение негативного влияния, вызываемого превышением нормативных значений таких показателей качества электроэнергии, как установившееся отклонение и размах изменения напряжения, несимметрия и степень искажения синусоидальности напряжения, длительность провалов напряжения. Он проявляется как у потребителя, так и в энергосистеме: на электростанциях и в электрических сетях.

У потребителей производственного профиля повышение качества электроэнергии позволяет снизить брак продукции, увеличить производительность технологического оборудования и уменьшить случаи его отключения из-за снижения напряжения и перегрузки из-за повышения напряжения сверх допустимых значений. Кроме того, снижается вероятность нарушения нормальной работы систем управления и технологической автоматики, а также скорость износа технологического оборудования.

Результатом этого могут быть: увеличение валового объема продукции, снижение ее себестоимости и экономия затрат на реновацию, текущие и аварийно-восстановительные ремонты технологического оборудования, а также снижение объема претензий к поставщику электроэнергии по компенсациям за невыполнение договорных обязательств по качеству электроэнергии.

У потребителей непроизводственной сферы повышение качества электроэнергии может сопровождаться уменьшением претензий по компенсациям экологического и материального ущерба.

Для электростанций повышение качества электроэнергии может способствовать: снижению ограничений рабочей мощности электростанций из-за уменьшения производительности вспомогательного оборудования при снижении напряжения; улучшению условий эксплуатации основного и вспомогательного оборудования, обусловленному симметрией, стабильностью и нормативным гармоническим составом напряжения. Это в свою очередь может способствовать уменьшению топливной составляющей в себестоимости произведенной продукции; снижению темпов износа оборудования с соответствующим продлением сроков его эксплуатации и увеличением межремонтных периодов. Можно ожидать повышения надежности работы оборудования и снижения потока его отказов, а также уменьшения вероятности несанкционированной работы релейной защиты и нарушений функционирования всех видов автоматики. В конечном счете, все это может привести к сокращению времени простоев оборудования электростанций в планово-предупредительных (ППР) и восстановительных (ВР) ремонтах с соответствующим увеличением числа часов использования его установленной мощности и увеличением объема товарной продукции.

В пределах электростанции суммарный экономический эффект от повышения качества электроэнергии может выражаться в снижении себестоимости товарной электроэнергии, затрат на реновацию, ППР, ВР и топливо для повторных пусков несанкционированно отключенного генерирующего оборудования. Можно ожидать рост выручки от продажи дополнительной электроэнергии.

В электрических сетях технический эффект от повышения качества электроэнергии может выражаться: в снижении потерь мощности в электросетевом оборудовании и в уменьшении расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций. Кроме этого можно ожидать снижения вероятности перегрузки и перевозбуждения автотрансформаторов связи электрических сетей разных классов напряжения, которые могут возникать при значительных отклонениях параметров режима от нормативных значений.

Также можно ожидать снижение темпов износа изоляции автотрансформаторов с соответствующим продлением срока их службы и межремонтных периодов, а также снижение вероятности нарушения работы релейных защит и сбоев в действии локальной и системной автоматики из-за асимметрии, нестабильности и искажения формы напряжения и токов.

Экономический эффект в электрических сетях от повышения качества электроэнергии может выражаться в снижении затрат на оплату электроэнергии для собственных нужд подстанций, реновацию, ППР и ВР.

Нормализация параметров режимов работы ЭЭС

Нормализация параметров режимов работы ЭЭС обеспечивает стабилизацию напряжения на сетевом оборудовании и оборудовании подстанций, облегчение режимов работы турбогенераторов по реактивной мощности, разгрузку от реактивной мощности линий электропередач и сетевых трансформаторов и может иметь своими последствиями:

- снижение темпов износа оборудования;

- снижение потока отказов оборудования с соответствующим уменьшением числа технологических нарушений (ТН);

- снижение активных потерь в линиях электропередач и сетевых трансформаторах.

Снижение темпов износа оборудования.

Нормализация текущих режимов ЭЭС по напряжению и реактивной мощности позволит снизить темпы расходования ресурса оборудования. В результате появится возможность исключить случаи сокращения межремонтных интервалов и продлить срок службы оборудования. Экономические последствия нормализации параметров текущего режима ЭЭС могут выражаться в частичном или полном исключении сверхнормативных затрат на реновацию и планово-профилактическими ремонтами.

Уменьшение числа технологических нарушений. Снижение ущерба от упущенной выгоды.

Под упущенной выгодой понимается уменьшение прибыли, вызванное снижением объема произведенной энергии на электростанциях, и недоотпуском электроэнергии потребителю из-за возникновения ограничений в электрических сетях. В последнем случае может идти речь о «запирании» мощности отдельных электростанций из-за снижения пропускной способности электрических связей. Недовыработка электроэнергии может определяться по снижению рабочей мощности электростанции по сравнению с договорной рабочей мощностью за время вынужденного простоя генерирующего оборудования.

Применительно к сетевой компании определение упущенной выгоды предлагается производить в тех случаях, когда в результате ТН существенно изменяются сальдо перетоков электроэнергии, а также произошли ограничения электроснабжения потребителей.

Уменьшение платежей по договорным обязательствам, связанным с компенсацией следующих видов ущербов.

- Возмещение убытков потребителям вследствие прекращения или ограничения электроснабжения в соответствии с условиями коммерческих договоров между энергоснабжающими организациями и потребителями электроэнергии.

- Возмещение упущенной выгоды в соответствии с условиями коммерческих договоров между генерирующими компаниями (либо отдельными электростанциями) и сетевыми компаниями.

- Возмещение экологического ущерба в виде платежей и (или) затрат на проведение работ по устранению экологических последствий от ТН по претензиям местных или федеральных органов.

- Возмещение социального ущерба в виде выплат, осуществляемых в соответствии с законодательством о социальной защите людей, по числу жертв и пострадавших от ТН.

Уменьшение ущерба от безвозвратных потерь средств производства. В общем случае этот вид ущерба складывается из следующих частей: остаточной стоимости безвозвратно потерянного оборудования и сооружений, стоимости потерь топлива, затрат на локализацию последствий ТН, пожаротушение, спасательные работы и проч.

Уменьшение затрат на ремонтно-восстановительные работы.

В затраты этого вида входит стоимость ремонтных и наладочных работ.

Затраты на ремонтные работы включают в себя стоимость демонтажа поврежденного оборудования и сооружений, стоимость запасных частей и материалов для производства ремонтно-восстановительных работ, стоимость ремонтных, строительных и монтажных работ, транспортные и прочие расходы.

В стоимости наладочных работ должны быть учтены затраты на выполнение наладки, испытаний оборудования, доведения технологического процесса до номинального режима, а также затраты на топливо и материалы, израсходованные в ходе этих работ.

Снижение ущерба от ухудшения параметров послеаварийного режима. Ущерб от этого фактора возникает в тех случаях, когда ТН приводят к существенным изменениям условий производства и передачи электроэнергии в ЭЭС в связи с отключением системообразующих ЛЭП, энергоблоков, мощных трансформаторов или потребителей большой мощности. В общем случае это сопровождается снижением качества электроэнергии или надежности электроснабжения с рассмотренными выше последствиями. Ущерб при этом и складывается из дополнительных затрат на топливо, обусловленных неоптимальным распределением нагрузки между электростанциями, вводом в работу замещающих генерирующих мощностей с повышенными удельными расходами топлива и (или) использующих более дорогое топливо и увеличением потерь мощности в электрических сетях из-за неоптимального потокораспределения в них.

Снижение активных потерь в линиях электропередач и сетевых трансформаторах.

Разгрузка линий электропередач и сетевых трансформаторов от реактивной мощности приводит к снижению в них действующего тока и, соответственно, активных потерь. Экономический эффект рассчитывается из стоимости сэкономленной электроэнергии.

Системный эффект от применения устройств АПФ для электроэнергетической системы в целом

Экономический эффект от применения устройств АПФ носит системный характер и проявляется одновременно как у потребителя электроэнергии, так и в энергосистеме: на электростанциях и в электросетевом хозяйстве. Все три составные части его неразрывно связаны, поскольку являются результатом одних и тех же мероприятий. В конечном итоге этот эффект заключается: в снижении ущерба от упущенной коммерческой выгоды и уменьшении размеров штрафных платежей по договорным обязательствам у всех участников рынка электроэнергии; экономии затрат на реновацию, планово-предупредительные и восстановительные ремонты всех видов оборудования; сокращении ущербов от безвозвратных потерь средств производства.

Для сетевой компании часть эффекта, связанная с экономией затрат на реновацию и ремонт оборудования в настоящее время не поддается расчету из-за отсутствия соответствующих исходных данных. В наибольшей степени поддается расчету экономия сетевой компании от снижения штрафных платежей потребителю за недоотпуск электроэнергии по вине компании и электростанциям (или генерирующим компаниям) за «запирание» мощности электростанций, за ущерб от технологических нарушений в электросетевом хозяйстве, а также от снижения ущербов, связанных с безвозвратными потерями средств производства. По всем перечисленным факторам имеется сметная и бухгалтерская документация, отражающая соответствующие затраты прошлых лет, в результате ретроспективного анализа которой могут быть получены исходные данные для объективной оценки рассматриваемых факторов эффекта от применения устройств АПФ в электрических сетях.

4.5 Срок окупаемости проекта

Срок окупаемости затрат на внедрение проекта (Ток):

где КП – затраты на внедрение проекта;

ЗОТ – затраты на приобретение дополнительного оборудования, которые находится простым суммированием всех расходов;

?С – абсолютное изменение затрат.

Срок окупаемости затрат на внедрение проекта: (Ток):

Срок окупаемости затрат на внедрение проекта составит 5 лет.

Заключение

Объектом исследования в рамках настоящей работы явилось АО «Сетевая компания» – территориальная сетевая организация, оказывающая услуги по передаче электрической энергии и технологическому присоединению потребителей к электрическим сетям компании в границах Республики Татарстан.

Проведенный анализ текущего положения компании показал, что АО «Сетевая компания» прибыльна, доля рынка компании растет, устойчивость компании обеспечивает консервативная политика финансирования, предполагающая в качестве основного источника формирования активов собственные средства. В целом, можно констатировать тот факт, что финансовое положение компании является стабильным.

АО «Сетевая компания» является одной из крупнейших МРСК и оказывает услуги по технологическому присоединению потребителей к своим электрическим сетям, начиная с 2006 года.

Компании электросетевого комплекса Российской Федерации относятся к субъектам естественных монополий, их деятельность, в соответствии с законодательством, подлежит государственному регулированию. В рамках настоящей работы были изучены следующие основные нормативные документы по технологическому присоединению:

- Федеральный закон от 26.03.2003 № 35 «Об электроэнергетике»;

- Постановление Правительства РФ от 7 апреля 2023 г. N 557 "О внесении изменений в Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии по вопросам качества обслуживания потребителей электрической энергии";

- ГОСТ 32144-2013 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

В ходе проведенного анализа среди ключевых проблем была выделена проблема перекоса фаз.

Самая распространенная проблема, порождающая массу деструктивных последствий – перекос фаз в трехфазной сети (до 1,0 кВ) с глухозаземленной нейтралью. При определенных условиях такое явление может вывести из строя электрические приборы и создать угрозу для жизни. Учитывая актуальность проблемы, будет полезным узнать, что представляет собой несимметрия токов и напряжений, а также причины ее возникновения. Это позволит выбрать наиболее оптимальную стратегию защиты.

В рамках настоящей работы было рассмотрена инициатива, направленная на улучшения показателей качества электроэнергии, подаваемой АО «Сетевая компания» потребителям: предложена установка автоматических переключателей фаз ПФ-80А для однофазных потребителей.

Автоматический переключатель фаз ПФ-80А применяется для выбора одной из трех фаз с лучшим напряжением и питанием от нее однофазных устройств напряжением с заданными параметрами, прибор  также  защищает от перепадов напряжения превышающего  допустимое установленное значение и индуцирует среднеквадратичное напряжения на нагрузке или на входящих фазах. 

Прибор представляет собой электронное микропроцессорное устройство, управляющее электромагнитными реле. Микропроцессор производит необходимые измерения параметров 3х фазной электросети и сравнивает с параметрами, заданными потребителем в настройках.

Если параметры хотя бы одной фазы соответствуют заданным, на выход подается необходимое напряжение, если на всех 3х фазах напряжение не соответствует заданному напряжению в параметрах, на выход напряжение не подается.

Представленные в работе методы направленные на совершенствование деятельности АО «Сетевая компания» по улучшению качества поставляемой электроэнергии являются актуальными для компании, направлены на решение наиболее значимых задач как на среднесрочную, так и на долгосрочную перспективу.

Реализация предложений, существенным образом повышает качество внутреннего бизнес- процесса снабжения потребителей электроэнергией, способствует экономии ресурсов компании, в том числе и финансовых, улучшает удовлетворенность потребителей и способствует повышению национального рейтинга инвестиционной привлекательности региона присутствия - Республики Татарстан.

Срок окупаемости затрат на внедрение проекта составляет 5 лет.

Экономический эффект от применения устройств АПФ носит системный характер и проявляется одновременно как у потребителя электроэнергии, так и в энергосистеме: на электростанциях и в электросетевом хозяйстве. Все три составные части его неразрывно связаны, поскольку являются результатом одних и тех же мероприятий. В конечном итоге этот эффект заключается: в снижении ущерба от упущенной коммерческой выгоды и уменьшении размеров штрафных платежей по договорным обязательствам у всех участников рынка электроэнергии; экономии затрат на реновацию, планово-предупредительные и восстановительные ремонты всех видов оборудования; сокращении ущербов от безвозвратных потерь средств производства.

Для сетевой компании часть эффекта, связанная с экономией затрат на реновацию и ремонт оборудования в настоящее время не поддается расчету из-за отсутствия соответствующих исходных данных. В наибольшей степени поддается расчету экономия сетевой компании от снижения штрафных платежей потребителю за недоотпуск электроэнергии по вине компании и электростанциям (или генерирующим компаниям) за «запирание» мощности электростанций, за ущерб от технологических нарушений в электросетевом хозяйстве, а также от снижения ущербов, связанных с безвозвратными потерями средств производства. По всем перечисленным факторам имеется сметная и бухгалтерская документация, отражающая соответствующие затраты прошлых лет, в результате ретроспективного анализа которой могут быть получены исходные данные для объективной оценки рассматриваемых факторов эффекта от применения устройств АПФ в электрических сетях.

Предложения носят высокий практический характер и рекомендуются к внедрению в деятельности АО «Сетевая компания».

Библиография

1. Об электроэнергетике: Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ (в последней редакции).

2. Постановление Правительства РФ от 7 апреля 2023 г. N 557 "О внесении изменений в Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии по вопросам качества обслуживания потребителей электрической энергии".

3. ГОСТ 32144-2013 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – Москва, Стандартинформ, 2014.

4. Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации: Постановление Правительства РФ от 13.08.2018 N 937 (ред. от 08.12.2018)

5. Об утверждении Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации: Распоряжение Правительства РФ от 03.04.2013 N 511-р (ред. от 18.07.2015).

6. Полякова Н. В. Государственное регулирование деятельности электросетевых предприятий России: состояние, проблемы и направления совершенствования // Известия ТулГУ. Экономические и юридические науки. 2016. №2-2.

7. Новак А.В. Итоги работы Минэнерго России и основные результаты функционирования ТЭК в 2018 году Задачи на среднесрочную перспективу. Электронный ресурс. - Режим доступа:ttps://minenergo.gov.ru

8. Обзор «Электросетевое хозяйство РФ 2017-2018». Электронный ресурс. - Режим доступа: http://infoline.spb.ru/

9. Обзор электроэнергетической отрасти России в 2018 году. Электронный ресурс. - Режим доступа: https://www.ey.com/ru/ru/home

10. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2018 году. Электронный ресурс. - Режим доступа: https://www.so-ups.ru

11. Официальный сайт Росстата. Электронный ресурс. - Режим доступа: http://www.gks.ru

12. Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года. Электронный ресурс. - Режим доступа: http://economy.gov.ru/minec/main

13. Рекомендации «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Текущее состояние и перспективы развития электросетевого комплекса России. Основные проблемы и пути их преодоления», 9.10.2017 г. Электронный ресурс. - Режим доступа: http://komitet2-13.km.duma.gov.ru/Rabota/Rekomendacii-po-itogam-meropriyatij/item/15508828/

14. Постановление Правительства РФ от 26 ноября 2019 г. № 1512 “Об утверждении методики оценки социально-экономических эффектов от проектов строительства (реконструкции) и эксплуатации объектов транспортной инфраструктуры, планируемых к реализации с привлечением средств федерального бюджета, а также с предоставлением государственных гарантий Российской Федерации и налоговых льгот”