Диссертация (1144598), страница 12
Текст из файла (страница 12)
отражающих физические параметрыгенерирующих объектов.73Данный метод может применяться для установления тарифов вотношении регулируемых организаций при определении НВВ, относящейсяк производству теплоэнергии, установленная тепловая мощность которыхменее 10 Гкал/ч.Метод сравнения аналогов предусматривает сбор и анализ результатовработырегулируемыхрегулируемыйвидорганизаций,деятельности,дляреализующихформированиясоответствующийкоэффициентов,используемых в формуле расчета уровня расходов. Однако в настоящеевремя нет методических указаний по сбору и анализу указанных показателей,а также определение коэффициентов.Также в настоящее время рассматривается законопроект о новомметоде ценообразования на рынке тепловой энергии, который получилназвание «ценообразование по альтернативной котельной».
Тарифомальтернативной котельной является наименьшая цена на теплоэнергию дляконечногопотребителя,сооруженияновойцентрализованныхкотораяобеспечиваеткотельной,замещающейисточников.Мощностьокупаемостьпроектатеплоснабжениеальтернативнойоткотельнойрассматривается в пределах 25-50 Гкал/ч. Тариф альтернативной котельнойбудет рассчитываться с учетом следующих условий:1) утвержденные эталонные параметры альтернативной котельной(капитальные вложения, операционные затраты, показатели топливнойэффективности);2) поправочные коэффициенты для приведения параметров к условиямконкретных регионов по температурным условиям, виду используемоготоплива и т.д.;3) учет возврата инвестированного капитала в сооружение объекта;4) стоимость топлива в данном населенном пункте;5) плата за передачу по тепловым сетям.Рассчитанный тариф на теплоэнергию по методу альтернативнойкотельной будет утвержден для единых теплоснабжающих организаций как74предельный тариф на тепло.
Единая теплоснабжающая организацияутверждается органами исполнительной власти и является крупнейшимпоставщиком теплоэнергии в данной теплоснабжающей системе, заключает иисполняет договоры теплоснабжения с любыми обратившимися к нейпотребителями тепловоэнергии, теплопотребляющие установки которыхнаходятся в этой системе теплоснабжения, а также отвечает за надежностьтеплоснабжения. В тех населенных пунктах, где существующий тариф натепло уже выше тарифа по альтернативной котельной, тариф будетзаморожен.
Данный метод ценообразования на рынке тепловой энергиибудет сначала запущен в ряде пилотных городов: Москва, Санкт – Петербург,Екатеринбург, Пермь, Красноярск и др. Целью данной модели являетсяповышение качества и надежности теплоснабжения, а также обеспечениенеобходимого притока инвестиций. Применение данного метода создастусловия для выхода с рынка неэффективных источников тепла, а оставшиесяпредприятиятеплоснабжениябудетстимулироватькпостоянномуповышению эффективности.
Установление долгосрочного тарифа на основеальтернативной котельной поможет обеспечить более справедливые условиядля когенерации, что коренным образом должно поменять структурутеплоснабжения, увеличив долю когенерации, которая в настоящее времясоставляет всего лишь 33% от всего теплоснабжения (для сравнения в Дании– 80%, Финляндии – 75%) [54].Таким образом, в настоящее время объекты МРЭ находятся изначальноне в равных конкурентных условиях, так как для объектов «большой»генерации существует экономический механизм поддержки строительствановых объектов через заключение договоров поставки мощности игарантированной оплаты части капитальных и эксплуатационных расходовгенерирующего объекта в течение 10 лет с определенной нормой доходности.С целью поддержки развития использования возобновляемых источниковэнергии в РФ с 2013 г.
механизм ДПМ распространили на энергетическиеобъекты на основе ВИЭ с установленной мощностью от 5 до 25 МВт. Однако75объекты МРЭ на традиционных источниках энергии остались в неравныхконкурентных условиях по сравнению с «большой» энергетикой, чтосдерживает их развитие и делает невозможным в полной мере получить всеэкономические, экологические и социальные эффекты от объектов МРЭ.Для поддержки развития объектов МРЭ необходимо установлениедолгосрочных тарифов на электро- и теплоэнергию, в т.ч.
аналогичнозаключению ДПМ на оптовом рынке для объектов «большой» энергетики сучетом всех эффектов, получаемых от объектов МРЭ, а именно: снижениепотерь энергии в сетях при передаче, уменьшение необходимых инвестицийв развитие и модернизацию сетей, но с учетом выхода объектов МРЭ нарозничный рынок. Таким образом, необходимо распространить установлениеплаты за мощность для объектов МРЭ на розничном рынке.2.2. Методы оценки системных эффектов в региональныхэлектроэнергетических системах при вводе объектов МРЭВ случае ввода объектов МРЭ происходит разгрузка как основной, таки распределительной сети, что обеспечивает в свою очередь следующиесистемные эффекты:1) снижение потерь энергии при передаче;2) повышение надежности энергоснабжения, а также снижениенеобходимого аварийного резерва в системе;3) уменьшение величины необходимых инвестиций в развитие сетей иодновременно расширение возможностей подключения новых потребителей.Системные эффекты при вводе объекта МРЭ – это эффекты отреализацииинвестиционногопроектаобъектаМРЭ,получаемыепотребителями и системами энергоснабжения (кроме объекта МРЭ) ивлияющие на эффективность региональных систем энергоснабжения.В мировой практике есть опыт существенного снижения потерьэлектроэнергии при передаче за счет введения объектов распределенной76энергетики [143, 145, 146, 148].
Потери электрической энергии при передачесостоят из условно–переменных (нагрузочных) и условно-постоянных(потерь холостого хода). Причем условно – переменные потери составляютоколо 70% от всего потерь в сетях [115]. Экономию затрат на компенсациюпотерь в сетях можно определить с помощью экономико–математическоймодели существующих электрических сетей, где рассматривается вариантноевведение объектов МРЭ. При этом можно рассмотреть вариант ввода какотдельного объекта МРЭ, так и в целом по региону всех возможных объектовМРЭ и таким образом определить региональный системный эффект отснижения потерь энергии в сетях при передаче.
Так как потериэлектроэнергии зависят от передаваемой нагрузки, то при введении в сетьобъектов МРЭ потери снизятся. Для оценки величины уменьшения потерь всетях при передаче электроэнергии необходимо определить разницу междуфактическими потерями электроэнергии при передаче в сети и потерямиэлектроэнергии в условиях включения в схему электрических сетей объектовМРЭ для года t :Lt Lt Ldgt ,где Lt - уменьшение потерь при передаче энергии по сетям при вводеобъектов МРЭ, кВт∙ч;- потери электроэнергии при передаче в сети безввода объектов МРЭ, кВт∙ч;- потери электроэнергии при передаче в сетипосле ввода объектов МРЭ (dg - «distributed generation»), кВт∙ч.Тогда экономию затрат в год tот снижения потерь энергии припередаче от ввода объекта МРЭ в систему можно определить по формуле:где₽;- экономия затрат на компенсацию потерь при передаче в сетях,– тариф электроэнергии на покрытие потерь при передаче в сетях в годt, ₽/кВт∙ч.Надежностьбесперебойногоэнергосистемыснабженияхарактеризуетпотребителейэлектрическойвероятностьэнергией77надлежащего качества [57].
Надежность энергетического оборудованияснижается по мере роста его единичной мощности и уровня напряжения, накотором оно связано с энергосистемой [61, 63, 115] (табл. 2.5.).Таблица 2.5. Относительные длительности простоев агрегатов в аварийномсостоянии (q) [43]Тип станцийq, %ТЭС с поперечными связями2,0КЭС с блоками 150-200 МВт6,0КЭС и ТЭС с блоками 250-300 МВт9,0КЭС с блоками 500 МВт15,0Одновременно за счет ввода объектов МРЭ и соответственно разгрузкираспределительных сетей при неизменности аварийности самих сетейпроисходит повышение надежности энергоснабжения и снижается ущерб отнедоотпуска энергии у потребителей (рис. 2.4). Поэтому для повышениянадежности энергоснабжения при планировании развития энергетики Россиицелесообразносочетаниетрадиционнойкрупнойэнергетикисраспределенной генерацией.Ввод объектов МРЭРазгрузка сетейПовышение надежности сетейСнижение необходимогоаварийного резервамощностиБолее высокая надежностьобъекта генерации сменьшей единичноймощностьюУменьшение ущерба от недоотпускаэнергии у потребителейРисунок 2.4.
Влияние ввода объектов МРЭ в распределительные сетина надежность энергосистемы и энергоснабжения потребителей78Все методы расчета надежности энергетических систем на основехарактеристик надежности ее элементов и их функционально – структурноговзаимодействия предполагают моделирование энергосистемы. Наиболеекомплексным показателем надежности является экономический ущерб отнедоотпуска энергии [43].
Однако для точной оценки ущерба от недоотпусканеобходимо знать структуру потребителей в узлах сети.Оценкуэкономическогоэффектаотповышениянадежностиэнергоснабжения при введении в сеть объектов малой распределеннойэнергетики можно провести на основе экономико – математической модели«REN_Damage (Reliability electrical Net)» [62, 63], которая позволяетопределять параметры надежности энергосистемы на основе расчетаустановившегося электрического режима сети, его ввода в допустимую потоку и напряжению область. Модель базируется на аналитических методахрасчета надежности, учитывающих основные особенности и свойстваэлектрических сетей и условия их эксплуатации, отраслевую структурупотребителей (для корректного учета удельных ущербов, конфигурациюграфиков нагрузок и виды их ограничения (аварийные, с предупреждением,плановые) и их зависимость от степени ограничения нагрузки потребителей.Для расчета надежности электрической сети любой конфигурациипоследняя представляется в виде набора отдельных элементов, под которымпонимаются:линииэлектропередачи,силовыетрансформаторы,выключатели (воздушные, масляные, элегазовые, вакуумные), отделители скороткозамыкателями, секции сборных шин, комплекты релейной защиты иавтоматики.При этом за расчетную единицу принимаетсяячейка сустановленным основным оборудованием и всей его инфраструктурой:разъединителями,измерительнойаппаратурой,опорнойизоляцией,шлейфами, спусками и т.п.В качестве основных показателей элементов электрической сетипринимаются: параметр потока отказов (среднегодовая частота отказов),среднеевремявосстановления,вероятностьаварийногосостояния79(среднегодоваяотносительнаядлительностьаварийныхпростоев),среднегодовая частота плановых отключений (для проведения плановыхремонтов, по запросу сторонних организаций, для производства оперативныхпереключений), среднее время одного отключения и среднегодоваядлительность плановых простоев.
Действующими ГОСТами по надежностипредписывается рассматривать также в качестве показателей надежностикоэффициент готовности и коэффициент технического использования,однако в практике расчетов надежности электрических сетей они неиспользуются.Выходные (результирующие) показатели надежности электрическихсетей и электроснабжения потребителей включают в себя: среднегодовуючастоту отказов (параметр потока отказов) электрической сети, вероятность(долю времени года) пребывания сети в неисправных состояниях, частотуограничений нагрузок электрической сети, вероятность (долю времени года)состояний сети с ограниченной нагрузкой (нарушениями электроснабжения),среднегодовую величину ограничения нагрузки, среднегодовой (вероятный)недоотпук электроэнергии потребителям и его долю от плановогоэлектропотребления, среднегодовой (вероятный) ущерб потребителям и егодолю от годового произведенногов зоне действия сети региональноговалового продукта.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
