Wз. факт = S Рфакт. з, Wл. факт = S Рфакт. л, Wз = S Рз, Wл = S Рл.
Рассчитывалась величина годового потребления активной электроэнергии по вводам и отходящим линиям по формулам
Wг. факт = Wз. факт * Nз + Wл. факт * Nл, Wг = Wз * Nз + Wл * Nл,
где Nз = 213 и Nл = 152 - количество зимних и летних суток в году.
Эффект от внедрения АСКУЭ определяется по формуле DW = SWг. факт - SWг, где SWг. факт и SWг - годовое потребление электроэнергии отходящими фидерами с учетом и без учета погрешностей трансформаторов тока и напряжения соответственно.
Оценку экономического эффекта произведем для двух вариантов.
При учете АСКУЭ токовых погрешностей трансформаторов тока и снижении погрешностей трансформаторов напряжения за счет пониженного энергопотребления электронных счетчиков эффект составит:
по данным за 1997 г.
DW = 331021094-326683013=4338081 кВт*ч/год;
по данным за 1998 г.
DW = 294647641-290512594= 4135047 кВт*ч/год.
В денежном выражении экономический эффект (Э) равен (при стоимости электроэнергии 0,4 руб/кВт*ч) Э = 1735...1650 тыс. руб в год.
При учете только снижения погрешностей трансформаторов напряжения за счет пониженного энергопотребления электронных счетчиков эффект составит:
по данным за 1997 г.
DW = 328316428-326683013=1633415 кВт*ч/год;
по данным за 1998 г.
DW = 292196976-290512594=1684382 кВт*ч/год.
В денежном выражении экономический эффект равен (при стоимости электроэнергии 0,4 руб/кВт*ч) Э = 653...674 тыс. руб в год.
В заключение можно сделать следующие выводы:
уменьшение нагрузок в ряде узлов энергосистемы, а также снижение потребления электроэнергии промышленностью привели к возникновению отрицательной погрешности у трансформаторов тока и соответственно к коммерческому недоучету потребленной энергии;
для устранения недоучета потребления электроэнергии необходимо вводить корректирующие коэффициенты;
учет погрешностей трансформаторов тока в АСКУЭ, а также уменьшение погрешностей трансформатора напряжения за счет внедрения новых электронных счетчиков приводят к значительному экономическому эффекту.
Оценка экономических результатов внедрения АСДУ РЭС производится по следующим показателям:
Эг - годовая экономия в связи с функционированием автоматизированной системы диспетчерского управления;
Ер - расчетный коэффициент эффективности капитальных вложений на создание АСДУ;
Т - срок окупаемости капитальных вложений.
Внедрение задач АСДУ в РЭС определяется следующими критериями эффективности функционирования РЭС:
повышение качества и эффективности электроснабжения;
снижение потерь в электрических сетях;
снижение трудозатрат персонала на обработку и сбор информации о производственной деятельности предприятия;
снижение затрат на капитальный и текущий ремонт;
снижение потерь при аварийных отключениях;
снижение затрат на содержание автотранспорта, необходимого для оперативного обслуживания электрических сетей.
Расчет показателей экономической эффективности производится следующим образом:
1. Приращение годового объема реализуемой продукции в энергосистеме, формируемое за счет АСДУ РЭС:
DА=Wc* (t-C1) *K1*10-5,
где: Wc - количество электроэнергии, передаваемое по сети РЭС, кВт*ч;
C1 - себестоимость передачи электроэнергии, у. е. /кВт*ч;
К1 - коэффициент, определяющий долю участия АСДУ РЭС в формировании ежегодного прироста реализуемой продукции.
DА=800*106* (1,2-0,2) *0,003*10-5=24тыс. у. е.
2. Экономия затрат от снижения потерь электроэнергии в электрических сетях РЭС:
DСпс=Wпс*bэ*С1*10-5,
где: Wпс - потери электроэнергии в электрических сетях, кВт*ч;
bэ - коэффициент, характеризующий сокращение потерь в сетях.
DСпс=96*106*0,04*0,2*10-5=7,68тыс. у. е.
3. Экономия затрат от снижения потерь при аварийных отключениях в распределительных сетях:
DСнэ=Нэ*С2*Квв,
где: Нэ - величина недоотпуска электроэнергии при отказах, тыс. кВт*ч;
С2 - приведенные затраты на предотвращение недоотпуска электроэнергии, у. е. /кВт*ч;
Квв - коэффициент, характеризующий снижение потерь при аварийных отключениях в распределительных сетях.
DСнэ=44*0,75*0,38=12,54тыс. у. е.
4. Экономия трудозатрат персонала, связанных со сбором и обработкой информации:
DСсон=1,07*Кперс*Ксон*ЗП*Ч,
где: 1,07 - коэффициент отчислений на социальное страхование;
Кперс - коэффициент, характеризующий снижение трудозатрат персонала по обработке информации;
Ксон - коэффициент, отражающий долю общей численности промышленно-производственного персонала, занятого сбором и обработкой информации (принимается равным 0,2);
ЗП - среднегодовая зарплата персонала, тыс. у. е.;
Ч - численность персонала, чел.
DСсон=1,07*0,15*0,12*1,066*74=1,52тыс. у. е.
5. Экономия затрат на автотранспорт, необходимый для сбора информации о состоянии управляемых объектов и оперативного персонала:
DСавт=Кавт*Савт,
где: Кавт - коэффициент, характеризующий снижение расходов на содержание автотранспорта;
Савт - годовые затраты на автотранспорт.
DСавт=0,2*8=4тыс. у. е.
6. Экономия затрат на капитальный ремонт оборудования:
DСкр=Кфон*Скр,
где: Кфон - коэффициент, характеризующий снижение затрат на капитальный ремонт оборудования;
Скр - затраты на капитальный ремонт оборудования, тыс. у. е.
DСкр=0,017*196,68=3,34тыс. у. е.
7. Годовая экономия от функционирования АСДУ РЭС:
Эг=DА+DСпс+DСнэ+DСсон+DСавт+DСкр-Сасу,
где: Сасу - текущие затраты, связанные с функционированием АСДУ РЭС, тыс. у. е.
Эг=24+7,68+12,54+1,52+4+3,34-17,3=35,7тыс. у. е.
8. Годовой экономический эффект:
Э=Эг-Ен*КдА,
где: Ен - единый нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений;
КдА - единовременные затраты, связанные с созданием АСДУ РЭС:
КдА= КкА+ КпА=62.12+8.18=70.3тыс. у. е.
Э=35.7-0,15*70.3=25.155тыс. у. е.
9. Расчетный коэффициент эффективности капиталовложений:
Ер=Эг/ КкА,
Ер=35.7/62.12=0.57
10. Срок окупаемости капиталовложений:
Т= КкА/Эг,
Т=62.12/35.7=1.74года
Расчетный коэффициент эффективности Ер=0.57, что больше отраслевого нормативного коэффициента капиталовложений равного 0,44, следовательно, создание АСДУ РЭС экономически целесообразно.
1. Барзилович В.М. Высоковольтные трансформаторы тока. М. - Л.: Госэнергоиздат, 1962.
2. Афанасьев В.В., Адоньев Н.М., Кибель В.М., Сирота И.М., Стогний Б.С. Трансформаторы тока. Л.: Энергоатомиздат, 1989.
3. Вавин В.И. Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи. М.: Энергия, 1967.
4. Дымков А.М. Трансформаторы напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1975.
5. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении