3tom212

6. GOSPODARKA ELEKTROENERGETYCZNA 426

Wskaźnikiem awaryjności pracy systemu nazywa się względną ilość energii prawdopodobnie nie dostarczonej, odniesioną do całkowitej energii rocznej £„ tj. wielkość

6. GOSPODARKA ELEKTROENERGETYCZNA 426

Jest on miarą jakości pracy systemu z punktu widzenia jego niezawodności.

Według propozycji Kopeckiego [6.4] przyjmuje się następujące jakościowe określenia niezawodności systemu, odpowiadające liczbowym wartościom wskaźnika awaryjności pracy:

q_E — 2-10“⁴ — jakość dostateczna, q_E = 2-10~⁵ — jakość dobra.

W obliczeniach ekonomicznych, związanych z badaniem niezawodności systemów elektroenergetycznych, oprócz energii prawdopodobnie nie dostarczonej stosuje się tzw. równoważnik gospodarczy energii nie dostarczonej k_a, wyrażony w zł/(kW • h). Oblicza się go na podstawie strat gospodarczych K„ ponoszonych przez odbiorców wskutek niedostarczenia energii, ze wzoru

(6.107)

Z badań przeprowadzonych w różnych gałęziach przemysłu wynika, że wartości liczbowe równoważnika k_a stanowią wielokrotność kosztu jednostkowego energii (dostarczonej). Krotność ta — w zależności od rodzaju produkcji — może się wahać w dosyć szerokich granicach (40 h-100).

Biorąc pod uwagę koszty strat K_a wynikających z zawodności zasilania, można jako rozszerzone kryterium optymalności — przy porównywaniu różnych rozwiązań technicznych zarówno w zakresie inwestycji w elektroenergetyce, jak i eksploatacji urządzeń oraz obiektów elektroenergetycznych — przyjąć minimalizację odpowiednio rozszerzonych kosztów rocznych z uwzględnieniem awaryjności, wyrażonych w zł/a

(6.108)

K_ra -* min

przy czym

K" = K_r+K„ = K„ + K„ + k_aE_a    (6.109)

gdzie: K_r—koszty roczne jak we wzorze (6.84), k_a—równoważnik gospodarczy energii nie dostarczonej, £„ — energia prawdopodobnie nie dostarczona jak we wzorze (6.105).

6.5. Koszty mocy i energii elektrycznej

6.5.1. Koszty dostawy energii elektrycznej

Koszty energii elektrycznej dostarczonej odbiorcom obejmują całość kosztów wytwarzania, przesyłu, rozdziału i sprzedaży energii. Koszty te można podzielić na:

—    koszty stałe, zależne od środków trwałych, zainwestowanych w elektrowniach i sieciach elektrycznych wysokiego i niskiego napięcia; należą do nich koszty rozszerzonej reprodukcji oraz stale koszty eksploatacyjne, opisane w p. 6.3.1;

—    koszty zmienne, zależne od ilości energii wytwarzanej, przesyłanej, rozdzielanej i sprzedawanej odbiorcom; należą do nich zmienne koszty eksploatacyjne, obejmujące w elektrowniach koszty paliwa i pomocniczych materiałów ruchowych, a w sieciach elektrycznych — koszty strat mocy oraz strat energii czynnej i biernej;

—    koszty zbytu energii, czyli koszty handlowe, obejmujące obsługę odbiorców i urządzeń pomiarowych (liczników).

Wobec tego całkowite roczne koszty dostawy energii elektrycznej do odbiorców K_E, wyrażone w zł/a, można przedstawić w postaci zależności trójczłonowej

K_E = kpS_sP_s+k_£E+ £ k^N,    (6.110)

i

gdzie: k_F — jednostkowy koszt mocy w miejscu poboru energii przez odbiorców, zł/(kW • a); 5,— współczynnik udziału w szczycie systemu; P_s—moc szczytowa, pobierana przez odbiorców, kW; E — energia czynna, pobierana przez odbiorców, kW • h/a; k_E

—    jednostkowy koszt energii czynnej w danym miejscu poboru, zł/(kW-h); k_:i — jednostkowy koszt zbytu w i-tej grupie odbiorców; N_t — liczba odbiorców w i-tej grupie.

Z powyższej zależności wynika zasada odpowiedzialności za szczyt w systemie, w myśl której odbiorcy są obciążani nie tylko kosztami zużywanej energii elektrycznej E, lecz również kosztami mocy proporcjonalnymi do obciążenia 5_SP_S występującego u odbiorców w chwili szczytowego obciążenia systemu. Koszty jednostkowe k_P i k_E zależą przy tym od miejsca poboru energii, tj. od napięcia sieci oraz liczby stopni transformacji na drodze od źródła do odbiorcy energii.

6.5.2. Taryfy elektroenergetyczne

Taryfa elektroenergetyczna powinna zapewniać pokrycie kosztów dostawy energii elektrycznej do odbiorców oraz stymulować takie formy użytkowania energii, które są korzystne zarówno dla dostawcy, jak i dla odbiorcy.

Ze wzoru (6.110) otrzymuje się następującą zależność stanowiącą podstawę taryfy trójczłonowej:

K_E = K_s + k'_FP_s + k_EE    (6.111)

gdzie: K_s — stała opłata obrachunkowa, k'_F = A><5, — skorygowany jednostkowy koszt mocy.

Przez połączenie stałej opłaty obrachunkowej K_s z opłatą za moc powstaje kolejna zależność będąca podstawą często stosowanej taryfy dwuczłonowej

K_E = k'j,P₅+k_EE    (6.112) przy czym

k'_F —

(6.113)

Przy taryfie dwuczłonowej, według wzoru (6.112) — podobnie jak przy taryfie trójczłonowej, według wzoru (6.111) — konieczne jest stosowanie dość kosztownych urządzeń pomiarowych do pomiaru mocy szczytowej P_F Ze względu na brak odpowiednich przyrządów ustala się w sposób szacunkowy tzw. moc obrachunkową, przyjmując za jej podstawę albo moc zainstalowaną odbiorników, albo liczbę lub powierzchnię izb mieszkalnych w gospodarstwach domowych, albo powierzchnię użytków rolnych w gospodarstwach wiejskich.

Przez przekształcenie wzoru (6.111), polegające na przyjęciu dla danej grupy odbiorców określonego czasu wykorzystania mocy szczytowej otrzymuje się jeszcze inną zależność. Stanowi ona podstawę najbardziej rozpowszechnionej taryfy opłat za energię