Лев Осика - Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности
Рискоопасные интервалы неопределенности до и после замены счетчика составляют
Δ1 = 300 ⋅ 0,02 = 6 кВт⋅ч, Δ2 = 300 ⋅ 0,01 = 3 кВт⋅ч,
а соответствующие риски
R1 = 6 ⋅ 1,84 = 11,04 руб., R2 = 3 ⋅ 1,84 = 5,52 руб.
Таким образом, ежемесячный эффект от замены счетчика при заданном потреблении с точки зрения уменьшения риска неопределенности результатов измерений составит:
Э = 11,04 – 5,52 = 5,52 руб.
Принимая, что средняя цена нового однофазного счетчика равна 600 руб., можно сделать вывод, что снижение риска при данных условиях окупится более чем за 9 лет.Пример 2
Трехфазный потребитель потребляет в месяц 45 000 кВтч электроэнергии, которая измеряется ИС, имеющей приписанную в МВИ погрешность ±1,5 %. В результате модернизации ИС стала обладать погрешностью ±0,6 %. Определить ежемесячный эффект от снижения риска неопределенности результатов измерений, если тариф равен 0,8618 руб./кВт-ч («прочие потребители», Москва).
Рискоопасные интервалы неопределенности до и после модернизации ИС составляют
Δ1 = 45 000 ⋅ 0,015 = 675 кВт⋅ч, Δ2 = 45 000 ⋅ 0,006 = 270 кВт⋅ч,
а соответствующие риски
R1 = 675 ⋅ 0,8618 = 581,7 руб., R2 = 270 ⋅ 0,8618 = 232,6 руб.
Таким образом, ежемесячный эффект от замены счетчика при заданном потреблении с точки зрения уменьшения риска неопределенности результатов измерений составит:
Э = 11,04 – 5,52 = 5,52 руб.
Если модернизация состояла в установке нового микропроцессорного счетчика ценой 11 000 руб., то затраты окупятся за 2,6 года.
Из приведенных примеров с простейшей (грубой) оценкой эффективности инвестиций в ИС видно, что, как и следовало ожидать, чем больше потребление, измеряемое ИС, тем выше эффективность ее установки (модернизации).
Таким образом, данный инструмент может служить средством обоснования инвестиций для уменьшения риска неопределенности результатов измерений с вероятными негативными последствиями для субъекта рынка, заключающимися в возможности ущерба от переплаты (для потребителей) или недоплаты (для генерирующих компаний). При более чем одной группе точек поставки (ГТП) определение значения их общего интервала неопределенности А сводится к задаче суммирования погрешностей каждого измерительного канала, которая корректно решается также с применением информационного подхода [2].
Достаточно часто эффект от внедрения АИИС КУЭ для электросетевой компании рассчитывают по «снижению потерь», приписывая потерям какую-то стоимость. Причем это снижение обусловлено тем, что уменьшается так называемое «безучетное потребление». Информационный подход и связанное с ним понятие риска неопределенности результата измерений могут быть распространены как на определение фактических потерь, так и на их планирование.
Для реализации такого подхода следует прежде всего рассматривать расчетные и расчетно-инструментальные методы определения потерь как вид измерения, результат которого выражается не только одной цифрой («отсчетом», математическим ожиданием), но погрешностью, которая имеет в общем случае свой закон распределения и зависит при прочих равных условиях от точности используемых средств измерений.
Тогда, обозначив риск неопределенности оценки потерь до ввода в эксплуатацию АИИС КУЭ как R 1(Δ W 1), а тот же риск неопределенности после получения данных АИИС КУЭ как R 2(Δ W 2), получим эффект в виде
Э = R 1(Δ W 1) – R 2(Δ W 2),
где (Δ W 1), (Δ W 2) – рискоопасные интервалы неопределенности, соответственно, до и после внедрения АИИС КУЭ.
Корректное определение (Δ W 1), (Δ W 2), а также их стоимости для коммерческих и технических потерь электроэнергии представляет собой отдельную сложную задачу, выходящую за рамки данной книги.Выводы
1. Экономический эффект от внедрения или модернизации измерительных систем коммерческого (и технического) учета электроэнергии может быть корректно определен с помощью принципа уменьшения риска неопределенности результатов измерений.
2. Риск неопределенности результатов измерений следует оценивать путем применения информационной теории измерительных систем на основе эффективных энтропийных значений их погрешностей.
3. При учете потерь эффект от внедрения АИИС КУЭ необходимо определять, применяя теорию рисков результатов расчетов и трактуя их с общих позиций измерений, как результатов сужения интервалов неопределенности.
Список литературы
1. Хонко Я. Планирование и контроль капиталовложений. – М.: Экономика, 1987.
2. Новицкий П. В. Основы информационной теории измерительных устройств. – Л.: Энергия, 1968.
3. Шеннон К. Работы по теории информации и кибернетике. – М.: Издательство иностранной литературы, 1963.
Принятые сокращения
АИИС КУЭ – Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
АО – Акционерное общество
АРМ – Автоматизированное рабочее место
АСДТУ – Автоматизированная система диспетчерского и технологического управления
АСКУЭ – Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии
АСКУЭР – Автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов
АТС – Администратор торговой системы
АЭС – Атомная электростанция
ГК – Генерирующая компания
ГК РФ – Гражданский кодекс Российской Федерации
ГП – Гарантирующий поставщик; Государственное предприятие
ГОСТ – Государственный стандарт
ГРЭС – Государственная районная электростанция;
в настоящее время – крупная тепловая электростанция
ГТП – Группа точек поставки
ГЭС – Гидравлическая электростанция
ДЗО – Дочерние и зависимые общества
ЕС – Европейский Союз
ЕНЭС – Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть
ЕЭС – Единая энергетическая система
ЖКХ Жилищно-коммунальное хозяйство
ЗАО – Закрытое акционерное общество
ИАСУ – Интегрированная автоматизированная система управления
ИВК – Информационно-вычислительный комплекс
ИИК – Информационно-измерительный комплекс
ИИС – Информационно-измерительная система
ИК – Измерительный канал
ИНН – Идентификационный номер налогоплательщика
ИС – Измерительная система
КИС – Корпоративная информационная система
КРЦ – Комплексный расчетный центр
КС – Контроллер счетчиков
КСН – Контроллер сети – накопитель
КУ – Коммерческий учет
МВИ – Методика выполнения измерений
МЭС – Магистральная электрическая сеть
НП – Независимое партнерство
НСК – Независимая сетевая компания
ОАО – Открытое акционерное общество
ОГК – Объединенная генерирующая компания
ОИУК – Оперативный информационно-управляющий комплекс
ОКУ – Оператор коммерческого учета
ООО – Общество с ограниченной ответственностью
ОРУ – Открытое распределительное устройство
ОРЭ – Оптовый рынок электрической энергии и мощности
ПКИ – Поставщик коммерческой информации
ПРР – Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики
ПУЭ – Правила устройства электроустановок
РАО – Российское акционерное общество
РСК – Распределительная сетевая компания
РДЦ – Расчетно-договорной центр
РУ – Распределительное устройство
РФ – Российская Федерация
РЭК – Региональная энергетическая комиссия
СКУ – Система коммерческого учета
СНИ – Сменный носитель информации
СО – Системный оператор
ТГК – Территориальная генерирующая компания
ТЗ – Техническое задание
ТРП – Территориально рассредоточенный потребитель
ТСЖ – Товарищество собственников жилья
ТТ – Трансформатор тока
ТЭЦ – Теплоэлектроцентраль
УСПД – Устройство сбора и передачи данных
ФАС – Федеральная антимонопольная служба
ФЗ – Федеральный закон
ФОРЭМ – Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии и мощности
ФРС – Финансово-расчетная система
ФСК – Федеральная сетевая компания
ФСТ – Федеральная служба по тарифам
ФЭК – Федеральная энергетическая комиссия
ЦДР – Центр договоров и расчетов
ЦДУ – Центральное диспетчерское управление
ЦФР – Центр финансовых расчетов
ЭКА – Электронная книжка абонента
ЭКК – Электронная книжка контролера
ЭС – Электрическая станция
ЭСК – Энергосбытовая компания
AMO – Association of Meter Operatos
AMR – Automatic meter reading
DNO – Distribution Network Operator
HH – Half-hourly meters
IPO – Initial public offering
IT – Information technology
MIST – Metering inside Settlement Timescales
MMO – Master Meter Operator
MO – Meter operator
MOST – Metering outside Settlement TimescalesСписок литературы
1. Сборник нормативных актов по реформированию и функционированию электроэнергетики Российской Федерации. – М., 2005.
