Механизм согласования интересов субъектов

 

Как видно из изложенного в общем случае оба субъекта отношений – электроснабжающая организация и потребитель – имеют разные критерии надежности, которые не совпадают. Рассмотрим, развивая [11], возможный механизм взаимоотношений субъектов с целью нахождения компромиссного решения по обеспечению надежности электроснабжения. Наиболее общим критерием для всех субъектов является критерий максимума чистого дисконтированного дохода (ЧДД) (см. (6.2)). Рассмотрим этот критерий для энергоснабжающей организации и потребителя в несколько ином виде, отличном от (6.2).

Для энергоснабжающей организации

            (6.19)

где  – суммарный приведенный доход от реализации электроэнергии за период Т;  – суммарный приведенный доход от оплаты потребителем за надежность за период Т; З – суммарные приведенные затраты на функционирование электроснабжающей организации, включающие приведенную долю капитальных затрат и текущие издержки за период Т;  – суммарный приведенный ущерб (выплаты потребителям за недостаточный уровень надежности электроснабжения по отношению к согласованному уровню, зафиксированному в договоре на электроснабжение между электроснабжающей организацией и потребителем, за период Т).

Для потребителя

,            (6.20)

где  – суммарный приведенный доход от реализации продукции потребителя без затрат на электроснабжение;  – суммарные приведенные затраты на оплату электроснабжения (имеется в виду, что потребитель не только покупает электроэнергию, но и проводит у себя некоторые мероприятия для ее приема);  – суммарные приведенные затраты на оплату надежности;  - суммарный приведенный ущерб, компенсируемый энергоснабжающей организацией; У ^* – полный суммарный приведенный ущерб потребителя от ненадежности электроснабжения.

Из (6.20) очевидно, что потребитель имеет полный ущерб от ненадежности электроснабжения, равный У^*, но часть этого ущерба, соответствующая недостаточному уровню надежности электроснабжения по отношению к согласованному уровню, зафиксированному в договоре на электроснабжение между электроснабжающей организацией и потребителем, равная , компенсируется электроснабжающей организацией.

При заданной реализации электроэнергии и соответственно затратах интерес электроснабжающей организации определяется критерием

 

                           (6.21)

Для потребителя же

 

                        (6.22)

При этом для совокупного потребителя, суммарно представляющего всех потребителей, обслуживаемых данной энергоснабжающей организацией,

 

                                (6.23)

Проанализируем полученные соотношения с точки зрения интересов электроснабжающей организации и совокупного потребителя.

Если электроснабжающая организация сможет эффективно использовать средства  и повысить надежность электроснабжения, снизив выплаты ущерба в большей степени, чем произведенные затраты на надежность из , то она получит дополнительную прибыль. Следовательно, у электроснабжающего предприятия появляется стимул эффективного повышения надежности.

Потребитель же заинтересован в получении большей компенсации У, чем стоит оплата надежности . Если он заявляет необходимую ему надежность заданием величины удельных ущербов , руб./кВт (из-за внезапного отключения мощности) и , руб./кВт×ч (из-за недоотпуска электроэнергии D Э), то повышение У можно обеспечить, увеличивая  и . Однако при этом возрастает оплата надежности потребителем, которая должна зависеть от  и . Кроме того, электроснабжающая организация постарается повысить надежность именно этого потребителя, чтобы уменьшить У.

Таким образом, рассматриваемый экономический механизм взаимоотношений электроснабжающей организации и потребителя обеспечивает экономический баланс их интересов, представляет потребителю право выбрать любую надежность, задавая свои характеристики  и . Электроснабжающая организация за счет соответствующего назначения оплаты потребителем надежности электроснабжения может стимулировать потребителя анализировать свои реальные характеристики  и , не завышая их чрезмерно. Все это создает экономические стимулы для эффективного повышения электроснабжающей организацией надежности электроснабжения и позволяет потребителям рационализировать свои требования по надежности электроснабжения. Рационализация этих требований сводится к тому, что потребителю оказывается выгодным назначать значения удельных ущербов  и , равными реальным. Завышение этих значений требует повышенной оплаты за надежность, а занижение не полностью компенсирует ущербы от недостаточного уровня надежности электроснабжения.

 

Примеры и задачи

 

6.5.1. Электроснабжение потребителя осуществляется по одной цепи. В результате аварийных отключений его среднегодовой ущерб составляет 10 млн руб. Сооружение второй цепи стоит 50 млн руб., ее эксплуатация – 2,5 млн руб. в год. Средний ущерб при этом снижается до 1 млн руб. в год.

Оценить экономическую целесообразность для электроснабжающей организации описанного варианта повышения надежности, если норма дисконта Е = 0,15.

Решение. Приведенные годовые затраты в первом варианте -  млн руб., во втором варианте -  0,15×50 + 2,5 + 1 = 11 млн руб. Как видно, второй вариант дороже первого на 10 %, поэтому в данных условиях экономически нецелесообразен.

6.5.2. В условиях предыдущей задачи, где были приведены средние значения ущербов, известно, что среднеквадратичное отклонение ущерба для первого варианта  млн руб., а для второго -  млн руб. Оценить экономическую целесообразность второго варианта с учетом риска, полагая, что законы распределения ущерба близки к нормальному, а надежность принимаемого решения не ниже 0,999, при этом цена риска .

Решение. Приведенные годовые затраты с учетом риска в первом варианте - 10+1×3∙3 = 19 млн руб; приведенные затраты во втором варианте – 0,15∙50+2,5+1+1×3∙0,5 = 12,5 млн руб. Как видно, первый вариант с учетом риска становится далеко не привлекательным.

6.5.3. Рассчитать эффективность вариантов, рассмотренных в предыдущих задачах, если лицо, принимающее решение, располагает годовыми ресурсами 100 млн руб; a = 1.

Решение. Затраты в первом варианте в соответствии с (6.9), (6.10) составляют  млн руб., а во втором –  млн руб.

Таким образом, даже если лицо, принимающее решение, распоряжается ресурсами, в 10 раз большими, чем требуется для рассматриваемого решения, варианты еще не становятся равноценными.

6.5.4. Потребитель с суммарной потребляемой мощностью в 20 МВт находится на расстоянии 15 км от подстанции 110/10 кВ и в 25 км от подстанции 110/35/10 кВ. Структура электрической нагрузки: 5 МВт – I категории (в том числе 0,5 МВт – особая группа), 15 МВт – III категории.

Построить схему электроснабжения данного потребителя в соответствии с нормами ПУЭ.

Решение. Предварительно можно предложить два варианта электроснабжения данного потребителя (рис. 6.4, 6.5).

 

 

                                                             ~

	10 кВ

 

Рис. 6.4.

 

Окончательное решение будет зависеть от того, какие экономические показатели у этих вариантов и можно ли считать разные шины на подстанции независимыми источниками.

 

	110 кВ

 

 

                                                   

	15 км
			10 кВ

 

 

Рис. 6.5.

6.5.5. Можно ли считать шины, рассмотренные в предыдущей задаче, независимыми, если схема питающей системы имеет вид как на рис. 6.6.

 

		Рис. 6.6.

 

6.5.6. Можно ли шины, рассмотренные в задаче 6.5.4, считать независимыми, если схема питающей системы имеет вид как на рис. 6.7.

 

 

 

6.5.7. Можно ли шины, рассмотренные в задаче 6.5.4, считать независимыми, если схема питающей системы имеет вид как на рис. 6.8.

 

 

 

6. 5.8. Выполним оценку эффективности использования газотурбинных электростанций (ГТЭ) малой мощности, относящихся к распределенной генерации, в качестве дополнительного источника в системе электроснабжения. На рис. 6.9 представлены три сопоставляемые варианта электроснабжения потребителя мощностью 20 МВт, расположенного в 100 км от питающих шин.

 

а

б

в

 

 

Рис. 6.9.

 

В варианте а перерыв электроснабжения возможен лишь при одновременном повреждении обеих цепей линий (считаем, что одна цепь в состоянии пропустить полную мощность, а плановые ремонты проводятся под напряжением) (см. рис. 6.9, а). Примем вероятность отказа одной линии равной , двух линий одновременно – 0,08×10^-3, время восстановления одной линии 10 ч.

В варианте в перерыва электроснабжения не будет, так как при отказе линии питание будет осуществляться от ГТЭ, мощность которых принята равной мощности нагрузки.

Варианты сопоставим по величине приведенных затрат (6.7) с учетом ущерба потребителя от перерывов электроснабжения. При этом в затратах не будем учитывать те составляющие, которые одинаковы во всех вариантах. Из рис. 6.9 видно, что варианты различаются только наличием дополнительного выключателя и дополнительной линии в варианте а, а также наличием ГТЭ в варианте в. Не учитываются одинаковые во всех вариантах текущие затраты .

Переменные части приведенных затрат по каждому варианту будут равны:

 

x

=

x

 

Здесь коэффициент 1,8 в первом варианте учитывает удешевление строительства двух линий в одном коридоре по сравнению с одной линией;  равно времени восстановления одной линии,  – удельный ущерб недоотпущенной электроэнергии, руб./кВт×ч.

На рис. 6.10 представлены приведенные затраты для всех трех вариантов электроснабжения в зависимости от величины удельного ущерба от недоотпуска электроэнергии. Анализ этих результатов показывает следующее.

При небольших удельных ущербах (примерно до 18-20 руб./кВт×ч) т.е. для неответственных потребителей, наилучшей по приведенным затратам является схема варианта б с одной линией. При этих значениях удельного ущерба установка ГТЭ заведомо невыгодна (вариант в). Данная схема становится однозначно наилучшей при больших удельных ущербах, т.е. в случае электроснабжения потребителей, имеющих электроприемники достаточно высокой категорийности.

 

а

     З, млн руб.

5,0

 

4,0

	б

 

3,0

 

2,0

 

 

1,0

 

                 15       30        45        60        75 у _о, руб./кВт×ч

 

 

6.5.9. Задача заключается в выборе линий напряжением 10 кВ для питания промышленного потребителя. Возможный удельный ущерб потребителя может находиться в пределах 5,25 ¸ 17,5 руб./кВт×ч.

Сравнению подлежат шесть вариантов схемы электроснабжения: вариант 1 – кабельная линия (КЛ) без резервирования; вариант 2 – КЛ с резервированием вручную; вариант 3 – КЛ с автоматическим вводом резерва; вариант 4 – воздушная линия (ВЛ) без резервирования; вариант 5 – ВЛ с резервированием вручную; вариант 6 – ВЛ с автоматическим вводом резерва.

В результате расчетов были получены следующие значения суммарных затрат, упорядоченные по возрастанию постоянной составляющей:

 

 7,84 + 88,2

11,5 + 66,5

17,4 + 25,2

21,18 + 3,15

 24,8 + 10,5

31,6 + 1,05

 

По полученным значениям затрат и значениям недоотпущенной электроэнергии определим по (6.18) граничные значения удельного ущерба для пар вариантов:

 

 (4-1) = 1,197 руб./кВт×ч,

 (4-3) = 1,064 руб./кВт×ч,

 (1-3) = 0,994 руб./кВт×ч,

 (5-6) = 2,156 руб./кВт×ч,

 (6-3) = 24,71 руб./кВт×ч,

 (6-2)< 0.

 

Вариант 2, характеризующийся большими затратами и в то же время более низкой надежностью по сравнению с вариантом 6, нецелесообразен. Варианты 1 и 4, имеющие большие коэффициенты при удельном ущербе, были бы выгодны при малых его значениях. Вариант 3 требует больших затрат, в то время как его зависимость от удельного ущерба незначительна. Вариант 5 имеет средние оценки.

Таким образом, фактический диапазон удельного ущерба потребителя  = 5,25 ¸ 17,5 руб./кВт×ч соответствует экономическому интервалу варианта 6, поскольку

 

 = 5,25 >  (5-6) = 2,156 руб./кВт×ч,

 = 17,5 < (6-3)=24,71 руб./кВт×ч.

 

Значит, в качестве предпочтительного варианта с принятыми параметрами линии и диапазоном удельного ущерба экономически целесообразной оказалась воздушная линия с автоматическим вводом резерва. Если бы расчет проводился без учета ущерба от ненадежности, то мог бы быть выбран вариант 4 (ВЛ без резервировании), характеризующийся наименьшими затратами.

Экономические интервалы рассмотренных вариантов схемы в зависимости от величины удельного ущерба показаны на рис. 6.11.

			З, тыс. руб.

                                             

30,0

                                                                               

 

 

25,0

                                                                                             

                                                                                                      

 

 

 

20,0

 

                            Вариант 5

 

15,0

 

	1,0               2,0               3,0                4,0           5,0 ,                                                                                                                  руб.кВт×ч

 

 

Рис. 6.11.

Вариант 6