3.1. Optimizing operation around ta

3.1. Optimizing operation around tariff structures
Electric utility rates have been increasing over time [Brueck and Geisenhoff, 2010]. Understanding electric utility rate structures is
essential for efficient energy cost management of complex water
operations [NYSERDA, 2010]. In general, 30e60% of the electric cost
is based upon the demand for electricity, with the remaining cost
based on the actual energy used [NYSERDA, 2010]. Different energy
markets offer water utilities a variety of electricity purchasing options,
which may consist of: i) standard contracts with variable or
flat annual rates; ii) timeeofeuse (electricity generation price
varies depending on the season, day and time-of-day); iii) energy
and demand charges (billing includes charges for the amount of
electricity consumed and respective rate of consumption during
the billing period); iv) criticalepeak pricing (electricity prices may
reflect the costs of generating and/or purchasing electricity at the
wholesale level); v) demand bidding (load reduction bids on an
hourly basis for specific events without financial penalties); vi)
negotiated hedge contracts for fixed blocks of energy use; and vii)
and real‒time electricity market options such as hourly prices set in
a dayeahead market [RMI, 2006]. In some markets, these different
options may be applied to specific portions of a distribution system,
i.e., one part may be running on a flat rate tariff while another is
operating on a TOU contract. By reviewing the electricity rates
available for a given service area, the EWQMS identifies and solves
for the most economical combination to minimize energy costs.
Many water utilities that have implemented EWQMS are
charged with TOU options that offer considerably lower rates
during “offepeak” periods when the demand is lower, and reward
customers that have predictable energy demands over time
[Thorstensen, 2007; NYSERDA, 2010]. An effective EWQMS system
responds to TOU charges by shifting major electrical demand to
maximize the use of lower electricity pricing within water quality
and operational constraints [Bunn et al., 2006). Electrical loads are
often moved to lower cost tariff blocks (e.g., overnight), for
intraeday operations, or from season to season where longeterm
raw water storage is possible [Raucher et al., 2008]. This practice is
most available to water providers with sufficient storage to shift
pumping loads to offepeak hours and then drawing from storage
tanks or reservoirs during high cost periods [Bunn and Reynolds,
2009; Raucher et al., 2008]. Water utilities can also significantly
reduce their electricity bills by flattening the energy demand curve,
particularly during peak pricing periods [NYSERDA, 2010].
For water utilities that use natural gas, gas tariffs contribute to
the utility's annual bills. In California, natural gas does not usually
have TOU components and, during summer, its purchase price is
generally lower than that of electricity [Water Energy Innovation,
2013]. Additionally, natural gas charges are less volatile over long
periods of time and they are not subjected to realetime supply and
unpredicted demand influences [Water Energy Innovation, 2013].
Recently, Demand Response (DR) Programs have been

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

3.1 การเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินงานรอบโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าอัตราการสาธารณูปโภคไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นเมื่อเวลาผ่านไป [BRUECK และ Geisenhoff, 2010] ทำความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราสาธารณูปโภคไฟฟ้าเป็นสิ่งจำเป็นสำหรับการบริหารต้นทุนพลังงานที่มีประสิทธิภาพของน้ำที่ซับซ้อนการดำเนินงาน[NYSERDA, 2010] โดยทั่วไป 30e60% ของค่าใช้จ่ายไฟฟ้าจะขึ้นอยู่กับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่มีค่าใช้จ่ายที่เหลือขึ้นอยู่กับพลังงานที่ใช้จริง[NYSERDA, 2010] พลังงานที่แตกต่างกันในตลาดมีสาธารณูปโภคน้ำความหลากหลายของตัวเลือกการผลิตไฟฟ้าการจัดซื้อซึ่งอาจประกอบด้วยi) สัญญามาตรฐานที่มีตัวแปรหรืออัตรารายปีแบน ii) timeeofeuse (ไฟฟ้าราคารุ่นที่แตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับฤดูกาล, วันที่และเวลาของวัน); iii) การใช้พลังงานและค่าใช้จ่ายความต้องการ(รวมค่าใช้จ่ายที่เรียกเก็บเงินสำหรับปริมาณการบริโภคไฟฟ้าและอัตราการตามลำดับของการบริโภคในช่วงระยะเวลาการเรียกเก็บเงิน); iv) การกำหนดราคา criticalepeak (ราคาไฟฟ้าอาจสะท้อนให้เห็นถึงค่าใช้จ่ายในการสร้างและ/ หรือการซื้อไฟฟ้าที่ระดับขายส่ง); V) เสนอราคาความต้องการ (การเสนอราคาลดภาระในรายชั่วโมงสำหรับเหตุการณ์ที่เฉพาะเจาะจงโดยไม่มีการลงโทษทางการเงิน); vi) การเจรจาต่อรองทำสัญญาป้องกันความเสี่ยงสำหรับบล็อกคงที่ของการใช้พลังงาน และ vii) และเวลาจริงตัวเลือกตลาดไฟฟ้าเช่นราคาชั่วโมงตั้งอยู่ในตลาด dayeahead a [RMI 2006] ในบางตลาดที่แตกต่างกันเหล่านี้ตัวเลือกที่อาจจะนำไปใช้กับส่วนใดส่วนหนึ่งของระบบการจัดจำหน่ายที่คือส่วนหนึ่งอาจจะทำงานในอัตราค่าไฟฟ้าอัตราแบนในขณะที่อีกคือการดำเนินงานในการทำสัญญาTOU โดยการทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าใช้ได้สำหรับพื้นที่ให้บริการที่ได้รับการระบุ EWQMS และแก้สำหรับการรวมกันที่ประหยัดที่สุดในการลดค่าใช้จ่ายพลังงาน. สาธารณูปโภคน้ำจำนวนมากที่ได้ดำเนินการ EWQMS มีการเรียกเก็บเงินกับตัวเลือกTOU ที่มีอัตราที่ลดลงอย่างมากในช่วงระยะเวลา"offepeak" เมื่อ มีความต้องการที่ลดลงและผลตอบแทนลูกค้าที่มีความต้องการพลังงานที่คาดการณ์ในช่วงเวลา[Thorstensen 2007; NYSERDA, 2010] ระบบ EWQMS ที่มีประสิทธิภาพตอบสนองต่อการTou ค่าใช้จ่ายโดยขยับความต้องการไฟฟ้าที่สำคัญในการเพิ่มการใช้ไฟฟ้าของการกำหนดราคาที่ต่ำกว่าที่อยู่ในน้ำที่มีคุณภาพและข้อจำกัด ในการดำเนินงาน [บรรณ et al., 2006) โหลดไฟฟ้าที่ย้ายบ่อยบล็อกอัตราค่าไฟฟ้าที่ลดค่าใช้จ่าย (เช่นในชั่วข้ามคืน) สำหรับการดำเนินงานintraeday หรือจากรุ่นสู่รุ่นที่ longeterm เก็บน้ำเป็นไปได้ดิบ [Raucher et al., 2008] วิธีนี้เป็นส่วนใหญ่พร้อมที่จะให้บริการน้ำที่มีการจัดเก็บข้อมูลที่เพียงพอที่จะเปลี่ยนโหลดสูบน้ำเพื่อoffepeak ชั่วโมงแล้วการวาดภาพจากการจัดเก็บถังหรืออ่างเก็บน้ำในช่วงระยะเวลาค่าใช้จ่ายสูง[บรรณและนาดส์2009; Raucher et al., 2008] สาธารณูปโภคน้ำยังสามารถอย่างมีนัยสำคัญลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของพวกเขาโดยแฟบเส้นอุปสงค์พลังงานโดยเฉพาะอย่างยิ่งในช่วงระยะเวลาการกำหนดราคาสูงสุด[NYSERDA, 2010]. สำหรับสาธารณูปโภคน้ำที่ใช้ก๊าซธรรมชาติก๊าซภาษีนำไปสู่ค่าใช้จ่ายประจำปีของยูทิลิตี้ ในแคลิฟอร์เนียก๊าซธรรมชาติไม่ได้มักจะมีส่วนประกอบ TOU และในช่วงฤดูร้อนราคาซื้อของมันคือโดยทั่วไปต่ำกว่าที่ของการผลิตไฟฟ้า[น้ำพลังงานนวัตกรรม2013] นอกจากนี้ค่าใช้จ่ายก๊าซธรรมชาติมีความผันผวนน้อยกว่ายาวระยะเวลาของเวลาและพวกเขาจะไม่อยู่ภายใต้การจัดหา realetime และมีอิทธิพลต่อความต้องการที่ไม่คาดคิด[น้ำพลังงานนวัตกรรม 2013]. เมื่อเร็ว ๆ นี้ความต้องการตอบสนอง (DR) หลักสูตรที่ได้รับ

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

3.1 . การเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินงานรอบโครงสร้างภาษีศุลกากรอัตรา
ยูทิลิตี้ไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นกว่า brueck เวลา geisenhoff [ 2010 ] ความเข้าใจโครงสร้างอัตราไฟฟ้ายูทิลิตี้ที่จำเป็นสำหรับประสิทธิภาพการใช้พลังงาน
ต้นทุนการจัดการที่ซับซ้อนการ nyserda น้ำ
[ 2010 ] โดยทั่วไป 30e60 % ของค่าใช้จ่ายไฟฟ้า
ตามความต้องการไฟฟ้าด้วยต้นทุนส่วนที่เหลือ
ขึ้นอยู่กับพลังงานที่แท้จริงที่ใช้ nyserda [ 2010 ] ตลาดพลังงาน
แตกต่างกันมีสาธารณูปโภคน้ำความหลากหลายของไฟฟ้าซื้อตัวเลือก
ซึ่งอาจประกอบด้วย 1 ) สัญญามาตรฐานกับตัวแปรหรืออัตราแบน
ปี ; 2 ) timeeofeuse ( ไฟฟ้าราคา
แตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับฤดูกาล , วันที่และเวลาของวัน ) ; 3 ) พลังงานและค่าใช้จ่าย ( รวมถึงความต้องการ
เรียกเก็บเงินค่าธรรมเนียมสำหรับปริมาณของ
บริโภค และอัตราการบริโภคไฟฟ้าดับในระหว่างระยะเวลาการเรียกเก็บเงิน )
; 4 ) criticalepeak ราคา ( ราคาไฟฟ้าอาจ
สะท้อนต้นทุนของการสร้างและ / หรือการซื้อไฟฟ้าในระดับขายส่ง
; V ) ประมูลความต้องการ ( ลดภาระประมูลบน
เป็นรายชั่วโมงสำหรับเหตุการณ์ที่เฉพาะเจาะจงโดยไม่มีการลงโทษทางการเงิน ) ;
6 ) เจรจาสัญญาป้องกันความเสี่ยงไว้ที่บล็อกของการใช้พลังงาน7 )
และจริงและ‒ไฟฟ้าเวลาตลาด เช่น เลือกชุดในราคาต่อชั่วโมง : dayeahead RMI ตลาด [ 2006 ] ในตลาดบางตัวเลือกที่แตกต่างกัน
เหล่านี้อาจจะใช้เฉพาะบางส่วนของระบบการกระจาย
คือส่วนหนึ่งที่อาจใช้ในอัตราภาษีแบนขณะที่อีก
ผ่าตัดตามสัญญา โดยทบทวนอัตราค่าไฟฟ้า
ใช้ได้สำหรับให้พื้นที่ให้บริการการระบุและแก้ปัญหา ewqms
สำหรับการรวมกันที่ประหยัดที่สุดในการลดต้นทุนพลังงาน สาธารณูปโภค น้ำ หลายคนที่ได้ใช้

ewqms เป็นข้อหาโถวตัวเลือกที่เสนออัตรา
ต่ําใน " offepeak " ระยะเวลาเมื่อมีความต้องการลดลงและลูกค้าที่เคยได้รางวัล
ความต้องการพลังงานตลอดเวลา
[ thorstensen , 2007 ; nyserda 2010 ] ที่มีประสิทธิภาพระบบ ewqms
ตอบสนองต่อข้อกล่าวหา โดยเปลี่ยนตามความต้องการไฟฟ้าหลัก

เพิ่มการใช้ไฟฟ้าในราคาต่ำกว่าคุณภาพน้ำและการปฏิบัติข้อจำกัด
[ บัน et al . , 2006 ) โหลดไฟฟ้า
มักจะย้ายบล็อกเพื่อลดต้นทุนภาษี ( เช่น ค้างคืน ) ,
ปฏิบัติการ intraeday หรือจากฤดูที่ฤดูที่ longeterm
กระเป๋าดิบน้ำเป็นไปได้ [ raucher et al . , 2008 ) การปฏิบัตินี้
ส่วนใหญ่ของผู้ให้บริการน้ำกับกระเป๋าเพียงพอที่จะเปลี่ยน
สูบโหลด offepeak ชั่วโมงจากนั้นภาพวาดจากถังเก็บ หรือ อ่างเก็บน้ำในช่วงระยะเวลาค่าใช้จ่ายสูง

[ บัน และเรโนลด์ , 2009 ; raucher et al . , 2008 ) สาธารณูปโภคน้ำยังสามารถอย่างมีนัยสำคัญ
ลดค่าไฟฟ้าของพวกเขาโดยแบนเส้นอุปสงค์พลังงาน โดยเฉพาะในช่วงที่ราคาสูงสุด [

nyserda 2010 ]ต่างๆ น้ำที่ใช้ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซ ส่งผลให้อัตราภาษีประจำปี
ยูทิลิตี้บิล ในแคลิฟอร์เนีย , ก๊าซธรรมชาติไม่ปกติ
มีคอมโพเนนต์ โท และ ในระหว่างฤดูร้อน ราคาซื้อ
โดยทั่วไปจะต่ำกว่าที่ของนวัตกรรมพลังงานน้ำไฟฟ้า [ ,
1 ] นอกจากนี้ ค่าก๊าซธรรมชาติที่ผันผวนในระยะ
น้อยระยะเวลาและพวกเขาจะไม่ต้อง realetime อุปทานและอุปสงค์
unpredicted อิทธิพล [ น้ำพลังงานนวัตกรรม 2013 ] .
เมื่อเร็ว ๆนี้ , การตอบสนองความต้องการ ( ดร. ) โปรแกรมที่ได้รับ