Для проведения расчетов воспользуемся следующими исходными данными: аст=0,1; ал=0,05, кст=90 руб/кВт, кр=10 руб/кВт, кп=0,06, кр=0,1, кс.п=0,06, λн= 1,05, hп=1240 ч/год, Цп=20 руб/т, Цп=18 руб/т, b'п=450 и b'н=300 г условного топлива на 1 кВт-ч.
Результаты расчета народнохозяйственной экономии, которая может быть получена за счет регулирования графика нагрузки энергосистемы, приведены в табл. 10.1, из которой следует, что около 4/5 всей экономии затрат получается благодаря уменьшению пиковой мощности электростанций. При этом особо следует отметить, что регулирование графика нагрузки приводит к экономии на топливе, несмотря на увеличение потребления электроэнергии при переносе нагрузки из пиковой зоны в ночную.
Таблица 10.1. Удельная народнохозяйственная экономия и ее составляющие, получаемые при регулировании графика нагрузки
Примечание. В числителе руб/кВт, в знаменателе %.
В рассматриваемом примере эта экономия получается как следствие разницы в цене топлива, расходуемого на электростанциях энергосистемы в пиковой и ночной зонах, так и за счет различия в расходе топлива на выработку электроэнергии в пиковой и ночной зонах. Последнее играет решающую роль, поскольку разница в цене составляет 11%, а в расходе топлива 50% при перерасходе электроэнергии 5 %.
Для оценки возможных соотношений между потерями прибыли ∆d и эффектом Δзэ рассчитаны и построены зависимости этих показателей от hn.
Как видно из рис. 10.1, при разности ∆Т=ТП —λнТн≤1,5 коп/(кВт-ч) тарифные ставки удовлетворяют критерию (10.5) во всем диапазоне изменения hn. Увеличение этой разности ограничивает зону обоснованного применения дифференцированных тарифных ставок.
Для расчета тарифных ставок по зонам времени необходимо определить дифференцированные числа часов использования максимума нагрузки hn, hn.п и hн.
Рис. 10.1. Зависимость потерь реализации Ad и экономии приведенных затрат Δзэ от числа часов использования максимума нагрузки в пиковой зоне hппри различных значениях ω и ∆Т=Тп— —λнТ н:
— —-------- —---------- Δd; ------------ — ∆зэ
Значение этих показателей определяется как отношение потребления электроэнергии в соответствующей зоне графика к максимуму нагрузки энергосистемы.
Число часов использования максимума в зоне ночного провала графика нагрузки
(10.13)
При определении ставок тарифов, дифференцированных по зонам времени, необходимо исходить из следующих условий.
1. Тарифные ставки должны быть сбалансированы таким образом, чтобы при их применении суммарная плата потребителя за электроэнергию не изменялась, если не регулируется график нагрузки. Этому положению будет отвечать условие
Числа часов использования максимума нагрузки энергосистемы в пиковой, полупиковой и ночной зонах графика являются приведенными, а не физическими величинами. Зависимости показателей hn и hn.п от числа часов использования максимума нагрузки hmax получены на основе обработки данных о потреблении электроэнергии в каждой зоне времени по ряду отраслей промышленности со среднегодовым числом часов использования более 5000. Эти зависимости могут быть представлены эмпирическими выражениями:
(10.12)
( 10.14)
где Тср — средняя тарифная ставка потребителя до перехода на сложную форму тарифа.
2. Тарифные ставки на электроэнергию должны стимулировать потребителей к переносу нагрузки из пиковой зоны в первую очередь в зону ночного провала графика. Такое стимулирование может быть обеспечено выбором соответствующих соотношений тарифных ставок по зонам времени. При этом важно отметить, что метода однозначного определения дифференцированных тарифных ставок не имеется. Их можно выбрать в пределах, обусловленных неравенством (10.5).
В практических расчетах целесообразно первоначально задать исходный вариант дифференцированных тарифных ставок, которые затем могут быть скорректированы.
Эти зависимости могут быть представлены эмпирическими выражениями:
(10.11)
В качестве такого варианта рекомендуются следующие тарифные ставки: Тн задается на уровне топливной слагаемой себестоимости производства электроэнергии с учетом потерь в сетях; Тп.п принимается равной среднему тарифу данного потребителя; Тп определяется из балансового уравнения (10.14).
При подходе тарифные ставки устанавливаются для отдельных потребителей с учетом их индивидуальных режимов использования электроэнергии, что практически возможно сделать лишь для ограниченного числа крупных потребителей.
Если же требуется распространить дифференцированные тарифные ставки на большую совокупность потребителей, то ход их расчета полностью сохраняется, но Тп.п принимается по среднему тарифу рассматриваемой совокупности потребителей данной энергосистемы. Соответственно и hmах принимается по средней рассматриваемой совокупности. Следует, однако, иметь в виду, что потребители, входящие в совокупность, должны быть более или менее однородными по режиму использования электроэнергии. В противном случае потребители с годовым числом часов использования максимума ниже среднего окажутся в невыгодном положении.
Полученные дифференцированные ставки должны быть проверены по критерию (10.5). Если потери реализации меньше или больше экономии приведенных затрат энергосистемы, может быть усилено (ослаблено) действие дифференцированного тарифа за счет увеличения (снижения) разницы между тарифными ставками пиковой или полупиковой зон и тарифной ставкой ночной зоны. Предельно допустимым разрывом между тарифными ставками является такое их соотношение, при котором выполняется условие равенства максимально допустимых потерь реализации с экономией приведенных затрат в энергосистеме ( d=∆зэ).
