Двухтарифный счетчик: экономическая эффективность

К вопросу об экономической эффективности двухтарифных счетчиков электроэнергии

И. Н. Ковалев, канд. техн. наук, доцент ИУБиП, г. Ростов-на-Дону

Необходимость одновременно решать вопросы энергосбережения, причиной которых стала чрезмерная энергорасточительность, и проблему дефицита электрической мощности, связанную с высокой степенью изношенности оборудования электростанций, объясняет стремление оптимизировать суточные графики распределения электрической нагрузки за счет применения двухтарифных электросчетчиков. В статье предлагается вариант методики расчета экономической эффективности реальной энергосистемы, полученной в результате введения двухставочных тарифов.

Установка двухтарифных электросчетчиков позволяет напрямую стимулировать потребителей к экономному режиму использования электроэнергии и косвенно ведет к выравниванию суточных графиков нагрузки.

Для повсеместной замены старых электросчетчиков на новые двухтарифные нужно решить следующие вопросы: кто должен устанавливать новые счетчики, которые существенно дороже традиционных (примерная стоимость 3–4 тыс. руб.); станет ли введение двухставочного тарифа достаточным стимулом к установке нового счетчика; при проведении установки счетчиков энергоуправлением или некоторым посредником как оценить достигаемый экономический эффект в энергосистеме и какова возможность извлечения инвестором дополнительного дохода от мероприятия; по какой методике можно оценить эффективность инвестиций в более дорогие двухтарифные счетчики. Отметим, что перенимать существующий зарубежный опыт нужно с большой осторожностью, учитывая ментальную особенность отечественных бытовых потребителей.

От сглаживания суточных графиков распределения электрических нагрузок будут получены, по крайней мере, два положительных эффекта:

1. снижение потерь электроэнергии в сетях, учитывая их квадратичную зависимость (согласно закону Джоуля-Ленца) от ординат графика (интегральный эффект);

2. снижение максимума активной мощности энергосистемы, что позволит уменьшить потребную мощность новых электростанций или отсрочить их пуск, временно повышая пропускную способность сети в период пиковых нагрузок (локальный эффект).

Снижение потерь электроэнергии в сетях очевидно, и дело лишь в методике количественной их оценки. Однако на практике получение прибыли от этого эффекта весьма затруднительно. Тем не менее, такая оценка необходима.

Снижение максимума активной мощности энергосистемы зависит от единичных мощностей планируемых новых электростанций, абсолютных значений параметров суточных графиков нагрузок, их соотношения и достигаемой возможности снижения максимума электрической нагрузки энергосистемы. Вероятность достижения локального эффекта выше в более мощной энергосистеме, поскольку в ней единичные мощности станций относительно меньше.

Рассмотрим возможную методику количественной оценки эффективности первого фактора – снижения потерь электроэнергии в результате выравнивания суточных графиков.

В основе предлагаемого алгоритма лежит интегральное представление суточных графиков электрических нагрузок энергосистемы в виде некоторой модели ее годового графика нагрузки. Модель представляет линейную упорядоченную диаграмму ординат графика (УД), начиная с максимальной величины нагрузки ЅМ и заканчивая минимальной – Ѕm, при общей продолжительности рассматриваемого периода Т = 8 760 ч (рисунок). Как показал опыт, такая линейная модель хорошо аппроксимирует реальную упорядоченную диаграмму всех ординат графика электрических нагрузок районных подстанций. Некоторая «размытость» вопроса состоит в выборе двух указанных расчетных ординат модели, характеризующих размах нагрузок в годовом разрезе. Здесь приходится усреднять ординаты графика в интервалах максимального и минимального изменения нагрузок. Однако операция такого усреднения обычна для электрической сети.

Так, учитывая ее тепловую инерционность, усреднение применяется повсеместно при выборе сечений линий и мощностей силового оборудования (исключение делается лишь для релейной защиты). В рассматриваемом случае также не следует использовать кратковременные пики нагрузки, относящиеся, например, к нескольким необычно холодным дням, и кратковременные провалы нагрузок. В качестве величины ЅМ принимаем максимум нагрузки энергосистемы в зимний среднестатистический день (усредненный, например, за два часа), а в качестве величины Ѕm – минимум нагрузки в летний среднестатистический день.

Таким образом, рассматриваемая модель может быть задана двумя величинами: либо ЅМ и Ѕm , либо ЅМ и коэффициентом размаха графика s = Ѕm / ЅМ. Очевидно, что аналогичные модели для активной и реактивной мощности будут мало отличаться по форме от модели для полной мощности, хотя соотношения между максимальными и минимальными величинами будут несколько иными. Но это практически не влияет на полученные ниже выводы.

Эффект, получаемый от снижения потерь электроэнергии в сетях, определяется разницей между величиной потерь в исходном режиме нагрузок и соответствующей величиной в режиме выравнивания нагрузок, где благодаря использованию двухтарифных электросчетчиков потребители в целях экономии собственных средств (тариф на электроэнергию в ночные часы в 4–5 раз ниже дневного) используют бытовые приборы в ночное время.

Электрические потери на нагрев в проводниках определяются эффективной, условно постоянной нагрузкой ЅЭ. В случае принятой модели графика годовые потери электроэнергии в исходном режиме нагрузок пропорциональны величине:

DW = ЅЭ2Т = Ѕм2 (1 + s + s2)(Т / 3). (1)

После выравнивания графика нагрузки возникнет новая линейная УД, при новых значениях ЅМ1 < ЅМ и s1 > s (рисунок), отвечающих меньшему размаху УД и меньшим потерям электроэнергии DW1. Искомый экономический эффект будет определяться разницей величины DW и DW1, соответствующей новым значениям ЅМ1 и s1. Относительное снижение потерь рассчитать нетрудно.


Модель годового графика электрической полной нагрузки энергосистемы

Приведенная на рисунке диаграмма нагрузок в исходном режиме (красная линия) отвечает энергосистеме с годовым полезным электргопотреблением W = 80 млрд кВА•ч и среднегодовой полной мощностью около 9 тыс. МВА. Размах УД определяется следующими величинами: ЅМ = 15 тыс. МВА, Ѕm = 3 тыс. МВА и, соответственно, s = 0,2. Предположив, что выравнивание графика нагрузки позволит снизить максимальную мощность на 500 МВт, т. е. на 3,3 %, оценим в денежном выражении выгоду, ожидаемую от каждого положительного эффекта – снижения годовых потерь электроэнергии и уменьшения установленной мощности электростанций.

Значения параметров УД в режиме выравнивания нагрузок: ЅМ1 = 14,5 тыс. МВА, Ѕm1 = 3,5 тыс. МВА и s1 = 0,24. Относительное снижение потерь рассчитаем согласно (1) и получим:

dDW* = 1 — DW1 / DW = 0,02. (2)

Остается экономически оценить снижение потерь равное 2 %. Предположив, что потери в сети рассматриваемой энергосистемы и в распределительных сетях составляют 15 % от полезно отпущенной электроэнергии, получим DW = 12 млрд кВт•ч. Снижение потерь на 2 % в энергетическом эквиваленте составит dDW = 240 млн кВт•ч/год. При тарифе b ≈ 1,5 руб./кВт•ч, экономический эффект от снижения потерь в сетях энергосистемы составит Сd = 360 млн руб./год.

Перейдем к определению экономической эффективности от второго возможного позитивного фактора – снижения максимальной активной мощности энергосистемы. Согласно нормативно-методическим материалам [1], удельная стоимость тепловой станции приблизительно равна 30 тыс. руб./кВт. Однако практика строительства за последние годы показала, что величина удельной стоимости колеблется в интервале 30–60 тыс. руб./кВт в зависимости от единичной мощности станции и ее типа. Взяв для расчета среднее значение удельной стоимости, получим, что стоимость замещаемой мощности электростанций в 500 МВт приблизительно равна СDР = 20 млрд руб.

Еще записи на эту же тему:



Страницы: 1 2

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2017 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.