Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Дипломная работа - Минимизация потерь активной мощности в электрической сети - файл 1.doc


Дипломная работа - Минимизация потерь активной мощности в электрической сети
скачать (831.5 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc832kb.15.12.2011 23:16скачать

содержание

1.doc

  1   2   3


ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетика Украины - это мощный, сложный и многогранный технологический комплекс, цель которого производство, передача и распределение электроэнергии между отдельными потребителями.

Основой электроэнергетики Украины является объединенная электроэнергетическая система (ОЭС) которая осуществляет централизованное энергообеспечение собственных потребителей и взаимодействует с энергосистемами соседних стран, обеспечивая импорт и экспорт электроэнергии.

В соответствие с законом Украины «Про электроэнергетику» одним из основных направлений государственной политики в электроэнергетике является сохранение целостности и обеспечение надежного и эффективного функционирования ОЭС Украины, единого диспетчерского (оперативно технологического) управления ею. Обеспечение выполнения этих функций в Украине возложено на Государственное предприятие НЭК «Укрэнерго».

Основу компании составляют восемь энергетических систем, которые выполняют производственные задания компании на закрепленной территории. Энергетическая система любой страны представляет собой распределенный в пространстве сложный многоуровневый объект управления, описываемый в процессе своего функционирования множеством различных параметров.

Под энергетической системой понимается объединение электрических станций с помощью электрических сетей, обеспечивающих достаточно надёжное и экономическое электроснабжение потребителей.

Территорию Харьковской, Сумской, Полтавской областей, площадь которых составляет 84 тыс. км2 с населением 5,84 млн. человек. Обслуживает Северная электроэнергетическая система (Северная ЭС).

Основными ее задачами являются создание необходимых условий для функционирования объектов энергетики региона; организация централизованного диспетчерского управления в части магистральных электросетей напряжением 330-752 кВ, межгосударственных электросетей, сетей 110-150 кВ, областных энергоснабжающих компаний, электростанций разной мощности всех форм собственности; обеспечение надежной параллельной работы с соседними энергосистемами, предупреждение нарушений режима и аварий системного значения; проведение необходимых технико-экономических расчетов электросетей региона оборудования и воздушных линий электропередачи (ВЛ) и межгосударственных сетей.

В зоне обслуживания Северной ЭС размещены энергогенерирующие источники установленной мощностью 3314 мВт, в том числе:

- Змиевская ТЭС-2150 МВт,

- Харьковская ТЭЦ-5-470 МВт,

- Кременчугская ТЭЦ-255 МВт,

- ТЭЦ-2 «Эсхар»-74 МВт,

- Ахтырская ТЭЦ-12 МВт,

-Блок станций и малые ТЭЦ суммарной мощностью 267МВт.

На балансе в оперативном управление находится :

- одна подстанция 750кВ,

- 14 подстанций 330кВ суммарной мощностью 6462 МВА,

- одна ВЛ 750 кВ,

- 27 ВЛ 330кВ суммарной протяженностью 2379км.

Основной целью планирования и внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях является выполнение планового задания по потерям и по возможности доведение фактического значения технических потерь электроэнергии до их оптимального для данных сетей уровня и фактического значения коммерческих потерь до значения, не превышающего их допустимого уровня.

Целью данной дипломной работы является минимизация потерь активной мощности в электрической сети Северной ЭС за счет изменения загрузки источников реактивной мощности и коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой.

^ 1. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

1.1 Потери как составляющая тарифа

Затраты на производство и поставку потребителям электроэнергии включают в себя стоимость электроэнергии, расходуемой на ее передачу по электрическим сетям (потери). При установлении тарифа на электроэнергию региональные энергетические комиссии анализируют обоснованность уровня потерь, включаемых в тариф. Очевидно, что в энергоснабжающих организациях существуют резервы снижения потерь, и включение в тариф фактического уровня потерь не стимулировало бы проведения экономически обоснованных мероприятий по их снижению. В связи с этим возникает задача определения нормативных значений потерь, включение которых в тариф обосновано. Сверхнормативные потери должны покрываться за счет прибыли энергоснабжающих организаций.

В силу существующих отличий структуры сетей и их протяженности норматив потерь для каждой энергоснабжающей организации представляет собой индивидуальное значение, определяемое на основе схем и режимов работы электрических сетей и особенностей учета поступления и отпуска электроэнергии.

Фактические (отчетные) потери, как известно, определяются разницей показаний счетчиков поступления электроэнергии в сеть и ее полезного отпуска потребителям. Очевидно, что они включают в себя не только технические потери, но и потери коммерческого характера, обусловленные несовершенством способов определения полезного отпуска электроэнергии потребителям (в том числе и хищениями). Для обоснования норматива потерь необходимо определить их структуру, оценить резервы снижения каждой составляющей и реальные объёмы их возможной реализации в планируемом периоде.

Фактические потери могут быть разбиты на четыре укрупненные составляющие, каждая из которых имеет свою физическую природу (см. рисунок 1.1):



Рисунок 1.1 – Структура отчетных потерь электрической энергии.

1) технические потери электроэнергии - ∆Wт, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло элементов электрических сетей;

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанции - WПС, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала;

3) недоучет электроэнергии - ∆Wу, обусловленный большими отрицательными погрешностями приборов её учёта у потребителей по сравнению с аналогичными потребностями приборов, фиксирующих её поступления в сеть. Погрешности приборов учета (включая трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН), и соединительные провода (кабели), как составляющие измерительного комплекса) в паспортных данных характеризуются двусторонними погрешностями (плюс-минус), однако в силу ряда причин, о которых будет сказано ниже, возникает систематическая отрицательная погрешность системы учёта электроэнергии на объекте, включающей сотни и тысячи измерительных комплексов. Эта погрешность приводит к недоучёту электроэнергии, поэтому к ней применяется термин «потери». Следует отметить, что в нынешних условиях эксплуатации приборов учета, недоучет электроэнергии оказывается существенным;

4) коммерческие потери - ∆Wк, обусловленные хищением электроэнергии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

В настоящие время расход электроэнергии на собственные нужды подстанции отражается в отчетности в составе технических потерь, а потери, обусловленные погрешностями системы учёта электроэнергии - в составе коммерческих потерь. Это является недостатком существующей системы отчётности, так как не обеспечивает ясного представления о структуре потерь и о целесообразных направлениях работ по их снижению.

Технические потери могут быть рассчитаны на основании известных законов электротехники, так как все их составляющие имеют математическое описание и алгоритмы расчета. Применение известных методов оптимизации позволяет количественно определить их экономически обоснованный уровень и оценить имеющиеся резервы снижения.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций регистрируется счётчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд. Имеется и нормативный документ, устанавливающий нормы расхода, хотя и достаточно старый. Разность между этими величинами является резервом снижения этой составляющей потерь.

Потери, обусловленные погрешностями учёта, также могут быть рассчитаны на основе данных о метрологических характеристиках и условиях работы используемых приборов. Разработанная методология таких расчетов позволяет определить их экономически обоснованный уровень и оценить резервы снижения.

Сумму описанных трех составляющих потерь, обусловленных технологией производственного процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учёта её поступления и отпуска, назовём технологическими потерями. Четвёртая составляющая - коммерческие потери – представляют собой воздействие «человеческого фактора» и включают в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счётчиков, определение расчетным путём полезного потребления электроэнергии абонентами, временно подключаемыми без счетчиков, и т.п.

Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и рассчитанными технологическими потерями. Определить экономически обоснованный их уровень математическими способами крайне сложно, так как эти потери в значительной степени определяются плохо формализуемыми факторами. Вместе с тем известно, что, например, в США и Франции хищения, не превышающие 1 –1,5% потребления энергии физическими лицами, включаются в тариф. Считается экономически целесообразным искать конкретные места хищений в таких объёмах, так как затраты на их поиск оказываются больше стоимости найденной электроэнергии. Законопослушная часть потребителей (все потребители, а не только население) фактически оплачивают хищения и, хотя это представляется несправедливым, справедливый путь оказывается “себе дороже”.

Рассмотрим подробнее техническую составляющую потерь.

Эта составляющая потерь наиболее существенна и не может быть измерена, а может быть определена только с помощью расчета. Она является наиболее сложной для оценки ее достоверности сотрудниками контролирующих органов, так как представляет собой сумму потерь в сотнях и тысячах элементов, для расчета которых необходимо владеть электротехническими знаниями. Выходом из положения является использование нормативных характеристик технических потерь (НХТП), представляющих собой зависимости потерь от основных факторов, определяющих их значение (отпуск электроэнергии в собственную сеть, получение энергии от собственных станций, межсистемные перетоки электроэнергии и т.п.). Такие характеристики получают на основе вариантных расчетов технических потерь. Параметры НХТП достаточно ста­бильны и поэтому, однажды рассчитанные, проверенные экспертами, согласованные и утвержденные, они могут использоваться в течение длительного периода — до тех пор, пока не произойдут существенные из­менения схем сетей. При существующем уровне сетевого строительства норматив­ные характеристики, рассчитанные при су­ществующих схемах сетей, могут исполь­зоваться в течение 5—7 лет. При этом погрешность отражения ими потерь не превышает 4 - 6%. В случае же ввода в ра­боту или вывода из работы в этот период существенных элементов электрических сетей такие характеристики дают надежные базовые значения потерь, относительно которых может оцениваться влияние проведенных изменений схемы.

Для всех составляющих отчетных потерь имеются свои механизмы их снижения, но приоритетными являются организационные мероприятия, поскольку не требуют капитальных вложений. Одним из таких мероприятий для снижения технологических потерь является оптимизация режима сети энергосистемы по напряжению. Регулирование напряжения – это одна из наиболее эффективных мер снижения потерь активной мощности питающей сети, Это мероприятие и будет в дальнейшем рассмотрено в данном дипломном проекте.

1.2.Энергетический менеджмент

Основным инструментом сокращения потребления энергии и, соответственно, повышения эффективности использования энергии на промышленных предприятиях является энергетический менеджмент. Путем внедрения энергетического менеджмента можно получить более подробную картину потребления энергии, что позволит произвести сравнение уровней потребления с потреблением энергии на других предприятиях для точной оценки проектов экономии энергии, планируемых для внедрения на данном предприятии.

Необходимо отметить, что успешное внедрение энергетического менеджмента в большей степени зависит от отношения к нему руководства предприятия. В случае если отношение положительное, и руководство проявляет инициативу, могут быть получены ощутимые результаты.

Энергетический менеджмент - это система управления, основанная на поведении типовых измерений и проверок, обеспечивающая такую работу предприятия, при которой потребляется совершенно необходимое для производства количество энергии.

Энергетический менеджмент – это инструмент управления предприятием, который обеспечивает постоянное исследование и, стало быть, знание о распределении и уровнях потребления энергоресурсов на предприятии, а также об оптимальном использовании энергоресурсов, как для производства, так и для потребностей отопления и иных производственных нужд.

Энергетический менеджмент начинается с назначения руководством предприятия в должности лица, ответственного за внедрение энергетического менеджмента на предприятии – энергетического менеджера. На этом же этапе формулируются основные цели и предполагаемые результаты, ожидаемые в последующие несколько лет.

1.2.1.Многоуровневая система подготовки принятия энергосберегающих решений.

Решение прикладных задач повышения энергоэффективности производственной и социальной инфраструктуры происходит в ус­ловиях действия различных вли­яющих факторов, причем решения, связанные с энергосбережением, как правило, принимаются в условиях многих альтернатив и ограничений, определяемых технологическими и финансовыми возможностями их практической реализации. Проблема возрастает в условиях конфликтной конку­рентной среды, когда действую­щие ограничения могут зависеть (в динамике) от многих внешних и внутренних влияющих факто­ров. В этих случаях расчет только на опыт и интуицию энергоменед­жеров нередко приводит к суще­ственным потерям.

Принципиальной особеннос­тью развиваемых подходов к по­строению многоуровневой систе­мы подготовки принятия энерго­сберегающих решений является то, что критерии, на основании которых на разных уровнях фор­мулируются соответствующие за­дачи, интегрированы в единое функциональное пространство, что позволяет обеспечивать вза­имные переходы от региональных задач к частным (на уровне пред­приятий, проектов и т.п.) и наобо­рот. Так, например, на основе ре­гиональных индикаторов (энерго­емкость валового регионального продукта (ВРП), энергообеспечен­ность региона как показатель энергетической безопасности экономики, удельное потребление тепловой и электрической энергии и т.п.) целевая функция энергосбережения может быть определена как достижение требуемой удельной энергоемкости регионального валового продукта (доля потребляемых энергоресурсов в распределенном ВРП) при заданных начальных условиях и имеющих­ся ограничениях (технологичес­ких, финансовых, ресурсных и др.). В результате может быть создана основа для системной реа­лизации энергосберегающих про­ектов как непрерывного процесса, связывающего производственно-финансовую деятельность пред­приятий с энергосберегающим бизнесом.

Информационно-аналитичес­кое обеспечение таких задач осу­ществляется на основе техноло­гий, обеспечивающих поддержку подготовки принятия оператив­ных и стратегических энергосбе­регающих решений. Практичес­кая реализация таких технологий позволяет свести вероятность ошибки в принимаемых решени­ях к минимуму - достигаются су­щественные улучшения в ключе­вых показателях, обеспечиваю­щих энергоэффективность произ­водства - один из основных фак­торов конкурентоспособной деятельности.

Технологии основаны на ин­теграции отдельных операций в единые бизнес - процессы - со­вокупность различных видов энергосберегающей деятельнос­ти, которые, взятые вместе, уча­ствуют в создании конечного про­дукта. На практике эти методы пока почти не применяются, при­чем одной из субъективных при­чин этого является неочевидность последствий принимаемых реше­ний. С другой стороны, оценки зарубежных аналитиков свиде­тельствуют, что один доллар, вло­женный в поддержку принятия решений, приносит в среднем три доллара прибыли. Если учесть, что подобные выводы сделаны для стабильных экономик, то в ус­ловиях переходной экономики Украины эффективность может быть в несколько раз большей.

В принятии решений (опера­тивных, стратегических) в произ­водственной сфере ключевая роль отводится нахождению оптималь­ного баланса между задачами мак­симальной загрузки производ­ственных мощностей, имеющих­ся энергетических и материаль­ных ресурсов и получения макси­мального дохода. Очевидно, что процесс принятия решения в реальном масштабе времени в каждом конкретном случае потребу­ет оперирования с множеством показателей, как правило, постро­енных произвольным образом, и нередко оцениваемых на основа­нии субъективных представлений лица, принимающего решение (ЛПР) о тех или иных предпочтениях в решаемой проблеме.

Решение задачи базируется на формализованном описании функционирования предприятия (города, региона) - интеграции разнородных данных в рамках единой бизнес - модели, позво­ляющей проводить оперативную оценку и многофакторный ана­лиз параметров, влияющих на ус­тановленные результирующие, в том числе энергетические, пока­затели (статические, динамичес­кие).

Основная цель технологии - информационная поддержка коли­чественно обоснованных опти­мальных решений, т.е. таких ре­шений, которые, по тем или иным соображениям (критериям), счи­таются (принимаются) предпоч­тительнее других. Само принятие решения относится к компетен­ции ЛПР, которому предоставлено право окончательного выбора.

В рамках технологии должно быть обеспечено формализованное описание системы структурированных взаимосвязанных биз­нес - процессов объектов. Систем­ные задачи должны быть рассмотрены в постановке, предусматри­вающей требование достижения интегральной эффективности с учетом имеющихся ограничений (технологических, ресурсных, финансовых, экологических, ры­ночных). Здесь учитывается, что технико-экономические показа­тели, характеризующие энергоэффективности, могут описы­ваться множеством несовмести­мых показателей, из которых некоторые желательно максимизировать, а другие минимизировать - решение, обращающее в мак­симум один какой-то показатель, как правило, не обращает ни в максимум, ни в минимум другие показатели.

Соответствующие данные базируются на первичных доку­ментах, установленных нормати­вах, регламентах, показателях, других данных, формируемых на всех уровнях управления и кон­троля производственных процес­сов. Тем самым исключается воз­можное влияние промежуточных звеньев на формирование досто­верной информации - для ЛПР обеспечивается возможность оперирования данными с любой степенью детализации (в зависи­мости от содержания и цели ре­шаемой задачи). В производ­ственной сфере для этого долж­ны быть предварительно форма­лизованы и увязаны в рамках единого функционального опи­сания разнообразные операции, связанные с технологическим и финансовым обеспечением про­изводства и реализации продук­ции.

Операционный анализ дан­ных должен обеспечить (в дина­мике) возможность оценки уп­равляемости энергетическими факторами, непосредственно влияющими на себестоимость продукции - влияние изменение объема и структуры производ­ства, технического уровня, орга­низации и управления производ­ством, показателей использова­ния ресурсов, норм расхода энергоресурсов и материалов, общепроизводственных расхо­дов. Выделяются задачи поддер­жания ресурса основных фондов (текущие и капитальные затра­ты).

Еще одну проблему состав­ляют многопараметрические за­дачи прогноза потребления элек­троэнергии, не имеющие строго­го формального описания. При-менение классических методов прогнозирования, разработан­ных для анализа динамики временных рядов, для реальных систем, функционирующих в условиях неопределенности о влия­ющих факторах, вызывает оче­видные затруднения. Поэтому такая задача должна решаться с привлечением специальным об­разом сконструированной дина­мической бизнес-модели, на ос­новании многофакторного ана­лиза параметров которой снача­ла определяется устойчивость показателей к вариации влияю­щих факторов, а затем формиру­ются соответствующие оценки показателей.

Дальнейшее разви­тие методов решения таких задач связывается с применением спе­циальных алгоритмов адаптив­ного управления, а также искус­ственных нейронных сетей, по­казывающих высокую эффектив­ность работы с нечеткими исход­ными данными.

Подсистему мониторинга потребления электрической и тепловой энергии можно реали­зовать с использованием OLAP-приложений, а картографичес­кие задачи - на основе геоинфор­мационных технологий, напри­мер, на основе интеграции Maplnfo MapX и Oracle Express Objects с организацией хранения показателей в много­мерной базе данных Oracle Express. Обеспечивается пред­ставление информации на элек­тронной карте, а также традици­онные средства графического представления данных в произ­вольных разрезах (простран­ственных, временных, объект­ных), устанавливаемых пользо­вателем.

Практическая реализация многоуровневой системы подго­товки принятия энергосберегаю­щих решений в региональном масштабе могла бы быть, напри­мер, осуществлена по известной схеме создания демонстрацион­ных зон высокой энергоэффективности, получивших распрос­транение в России. Такие экспе-риментальные полигоны при­званы отрабатывать нормативно-правовую базу энергосбереже­ния, создавать организационную и финансовую базу реализации современных проектов внедре­ния энергоэффективных техно­логий и оборудования. Некото­рые работы ведутся по Между­народному проекту «Энергети­ческая эффективность-21» Евро­пейской экономической комисси­ей ООН в странах СНГ и Восточ­ной Европы, причем наличие международных сертификатов способствует привлечению инве­стиций в энергосберегающие проекты.

Практика свидетельствует, что реализации подобных техно­логий позволяет решать принци­пиально новые задачи управле­ния, в том числе связанных с энергосбережением, обеспечива­ет оперативность выполнения возникающих задач с учетом рисков и неопределенности в принимаемых решениях; адап­тацию к внутренним и вне­шним влияющим факторам, реализует достаточный набор выполняемых функций при ми­нимуме сложности структуры управления, структурно-техно­логическую оптимизацию реша­емых задач.

1.3.Решения проблемы потерь электроэнергии в сетях в Европейском Союзе.

Спрос на электроэнергию в Европе составляет около 2500 млрд. кВт*час в год. На долю четырех стран (Германия, Франция, Италия, Великобритания) приходится 2/3 общего спроса. Несмотря на то, что спрос рос в 60-е и 70-е годы, к настоящему времени темпы его роста значительно снизились. На сегодняшний день темпы ежегодного роста спроса на электроэнергию в Европе составляют около 1,7% против, например, 4,3% в 70-х или 2,7% в 80-х годах. Разумеется, достоверно предсказать изменение темпов роста невозможно, но объединение компаний производителей и распределителей электроэнергии (UNIPEDE) полагает, что в ближайшие 15 лет эта величина будет мало отличаться от упомянутых 1.7%.

Общая величина потерь составляет около 150 млрд. кВт*час, или около 6,5% от всей произведенной электроэнергии, что примерно равно работе вхолостую 15 крупных электростанций. Но величина потерь устойчиво снижалась с уровня 7,5% в 1970 году. Наименьшие потери в Германии, где данной проблемой системно занимались с 70-х годов. В свою очередь, в странах Восточной Европы средние величины потерь примерно в 2 раза выше средних значений Западной Европы. Так, в бывшей ГДР в 1992 году величина потерь составляла около 10,2% против 4,7% в ФРГ, хотя уже с 1995 года она снизилась до уровня 9,5%.

Общее численное выражение ресурса энергосбережения в Европейском Союзе при применении энергосберегающих трансформаторов составляет 22 млрд. кВт*час в год, что в ценах 1999 года составляло около 1,171 млрд. евро в денежном выражении. Несмотря на эффективность отдельных установок, в целом потери в распределительных трансформаторах составляют 2% от всей произведенной электроэнергии, или 1/3 от всех потерь вообще. Потенциал энергосбережения в области распределительных трансформаторов соизмерим с потенциалом сбережения электропривода (электродвигателей) и бытовых электроприборов.

Для оценки размера потерь достаточно сказать, что они соизмеримы с годовым потреблением электроэнергии 5,1 млн. домов или годового производства трех самых крупных европейских угольных ГРЭС.

Из-за долгого жизненного цикла распределительных трансформаторов обновление происходит достаточно медленно, но даже при этом к 2010 году ожидается эффект энергосбережения в размере 7,3 млрд. кВт*час за счет применения новых энергосберегающих моделей.

Примером активной политики в области энергосбережения по снижению непроизводительных потерь в трансформаторах можно считать США, где такие организации, как Министерство энергетики (DOE) и Агенство по охране окружающей среды (US EPA), системно взаимодействуют с энергетическими компаниями, распространяют информацию и соответствующее математическое обеспечение.

Одним из естественных препятствий на пути широкого и быстрого внедрения энергосберегающих моделей распределительных трансформаторов является высококонкурентный рынок. При этом замечено, что профессиональные участники рынка, как правило, восприимчивы к рациональной аргументации при наличии точного экономического расчета и достоверных методик измерения и оценки параметров конкретной модели трансформатора. Другими словами, когда им убедительно демонстрируют экономические преимущества энергосбережения.

^ 2. АНАЛИЗ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ СЕВЕРНОЙ ЭС

2.1. Обобщенный анализ энергетической системы

Энергетическая система любой страны представляет собой распределенный в пространстве сложный многоуровневый объект управления, описываемый в процессе своего функционирования множеством различных параметров.

Электроэнергетика Украины - мощный, сложный и разветвленный технологический комплекс, являющийся основой функционирования всего общественного производства, для обеспечения условий цивилизованной жизни населения Украины.

Функционирование этой системы является базой для развития национального хозяйства. Не для кого не секрет, что наша страна переживает в настоящее время сильный энергетический кризис. Решение проблем с энергетической ситуацией очень сильно влияет на экономическое и политическое состояние как сейчас, так и в будущем.

Вся система энергетики как отрасль производства не похожа на другие отрасли по виду продукции и, особенно, по технологическим процессам. В связи с этим существуют отраслевые особенности, которые помогают раскрыть понимание сущности экономических проблем энергетических предприятий в условиях реформ, предупредить ошибки при анализе хозяйственной деятельности энергетического предприятия, при формировании новых экономических взаимоотношений в отрасли.

Особенностями энергетики являются то, что, во-первых, процесс производства, транспортирования и использования электроэнергии не может быть физически разделен, он непрерывен; во-вторых, продукция отрасли не может складироваться, и зависит от объема максимальных нагрузок в режиме потребления по сезонам года.

Исходя из главной задачи - развития бесперебойного энергоснабжения, актуальным является выявление положительных и отрицательных сторон деятельности предприятия, исследование затрат, пути поиска резервов для уменьшения себестоимости продукции, планирование деятельности предприятия в новых экономических условиях для повышения эффективности работы отрасли в целом.

Экономический анализ является важным фактором для повышения эффективности работы и улучшения ее качества. С течением времени и с применением различных видов анализа предприятие может выбрать определенную стратегию обосновывать свои управленческие решения и убедиться в их правильности с помощью проверки.

Современный этап развития экономики страны характеризуется ее переходом к рыночным отношениям. Произошли глубокие экономические изменения. В связи с этим на смену административно-командной системе управления пришли рыночные механизмы. В этих условиях существенно возросла роль управляющих структур - менеджмента.

2.2. Анализ производственно-технологической базы предприятия

Любой экономический субъект является сложной системой с множеством взаимосвязей, как между его собственными составляющими, так и с внешней средой. Гораздо важнее другое: с помощью аналитических процедур выявляются наиболее значимые характеристики и стороны деятельности предприятия и делаются прогнозы его будущего состояния, после чего на основе этих прогнозов строятся планы производственной и рыночной активности и разрабатываются процедуры контроля за их исполнением.

2.2.1 Анализ состояния предприятия

Северная энергетическая система (далее – Северная ЭС) это отдельная структурная единица Государственного предприятия «Национальная энергетическая компания «Укрэнерго», и создана соответственно указа Министерства энергетики Украины от 02 июня 1998 года №107 «Про создание обособленных структурных единиц Государственного предприятия НЭК «Укрэнерго» на базе регионального северного диспетчерского центра электроэнергетики Украины и Северных магистральных электрических сетей.

Северная ЭС основана на государственной собственности и подотчетно Государственной компании НЭК «Укрэнерго». В своей деятельности предприятие руководствуется данным законодательством Украины и уставом НЭК «Укрэнерго».

2.2.2 Цель и направление деятельности энергосистемы

Северная ЭС создана с целью обеспечения функционирования электроэнергетической системы региона на территории Харьковской, Полтавской и Сумской областей Украины как составляющей части целостной объединенной энергосистемы Украины, удовлетворение интересов энергоснабжающих предприятий всех форм собственности в сфере обеспечения их электроэнергией по электросетям 330 кВ и выше, а также по электросетям, по которым осуществляется обмен электроэнергией с другими государствами.

Данная ЭС занимается осуществлением таких видов деятельности, как:

1) Осуществление централизованного диспетчерского (оперативно-технологического) управления энергосистемой региона в части Магистральных и Межгосударственных электросетей, основной электросети 110-150кВ, электростанций всех форм собственности и различной мощности, с обеспечением надёжной работы прилегающих энергосистем, предотвращение нарушений режима и аварий системного значения, а также ликвидация возможных аварий с наименьшими потерями.

2) Обеспечение надёжной и эффективной работы электросетей региона напряжением 330 кВ и выше, а также электросетей, по которым осуществляется обмен электроэнергией с другими государствами, как составляющей части инфраструктуры рынка электроэнергетики Украины.

3) Выполнение необходимых технико-экономических расчётов электрических режимов региона, их оптимизация и разработка мероприятий по снижению потерь электроэнергии в основной сети.

4) Обеспечение надёжной передачи электроэнергии согласно диспетчерскому графику по Магистральным и Межгосударственным электросетям.

5) Обеспечение в границах своих полномочий функционирование оптового рынка электроэнергии касательно диспетчеризации, ведение расчётных платежей участников ОРЭ согласно договору между ними, учёт расчётов за поставленную в ОРЭ и отпущенную с ОРЭ электроэнергию, отпуск электроэнергии оптовым потребителям, а также по прямым договорам.

6) Основные направления деятельности Северной ЭС - это удовлетворение потребностей энергоснабжающих предприятий и предприятий, которые подписали договора с Северной ЭС на поставку электроэнергии, всех форм собственности, в электрической энергии и мощности при условии полной оплаты, путём оперативного диспетчерского управления энергоснабжающими и энергогенерирующими предприятиями региона и притоками мощности по Магистральным и Межгосударственным электросетям.

7) Организация надёжной и эффективной работы энергосистемы и региона как составляющей части целостной объединенной энергосистемы Украины путем управления процессом балансирования производства электроэнергии в регионе и сальдового перетока с энергопотреблением.

8) Обеспечение оперативно-технологичного управления энергосистемой региона в условиях ликвидации системных аварий, нарушение режима и последствий стихийного бедствия.

9) Выполнение ремонта, наладочных работ по обслуживанию энергетического оборудования распределительных устройств и воздушных линий магистральных электрических сетей и производство необходимых запасных частей.

10) Проведение проектно-изыскательных и ремонтно-строительных работ на производственных и социально-бытовых объектах, которые имеют отношение к Магистральным и Межгосударственным электросетям, а также разработка и реализация программ модернизации, технического преобразования и реконструкции этих электросетей, разработка и реализация соответствующих технологий и нормативно-технической документации, другие направления и формы инновационной деятельности.

11) Северная ЭС проводит необходимые противоаварийные работы, разрабатывает методы повышения стойкости электрических сетей региона, обеспечивает проведение аварийно-восстановительных работ, занимается организацией выпуска технологической оснастки необходимой для проведения аварийно-восстановительных работ.

12) Также одним из направлений деятельности компании является разработка по мере своих полномочий перспективных, методических и инструктажных материалов, обязательных для руководства энергокомпаний и электростанций региона всех форм собственности и различной мощности. Осуществление деятельности и организации сбора и обработки информации и прогноза объёмов и режимов потребления электрической энергии и мощности. Осуществление государственного надзора за режимами потребления электрической и тепловой энергии проводится согласно Закону Украины «Про электроэнергетику» и Положением, утверждённым Кабинетом Министров Украины. Проводится осуществление контроля энергоснабжающих предприятий всех форм собственности по организации сбора и обработки информации, прогноза объёмов и режимов потребления электроэнергии и мощности по отраслевым и режимным признакам для обработки режимов потребления, прогнозирования спроса на электроэнергию, и её отпуск в ОРЭ.

13) Деятельность компании также направлена на удовлетворение экономических и социальных потребностей сотрудников, предусмотренных коллективным договором: подготовку и повышение квалификации специалистов для потребностей Северной ЭС, организацию и проведение работы по охране труда и пожарной безопасности, обеспечение безопасных условий труда, расследование, учёт и анализ случаев травматизма, разработку и реализацию необходимых мероприятий по повышению безопасности эксплуатации Магистральных и Межгосударственных электросетей.

2.2.3 Краткая характеристика отчетных энергетических показателей (электропотребление, электрические нагрузки, генерирующие мощности).

На 01.01.2004 г. электроэнергетика Северного региона (Харьковская, Полтавская и Сумская области) характеризуется следующими отчетными показателями:

  • электропотребление, млрд. кВт-ч 15,5

  • максимум электрической нагрузки, МВт 2900

  • установленная мощность электростанций, МВт 3313

За прошедший десятилетний период (с 1991 по 2000 гг.) энергетическая ситуация в Северной энергосистеме (СЭС), как и в целом по энергообъединению Украины, характеризуется продолжающимся спадом электропотребления и электрических нагрузок. Причём величина снижения этих показателей в СЭС существенно выше, чем в объединении - если по ОЭС уменьшение суммарного электропотребления и максимума электрических нагрузок составило 38% и 36%, то по Северной энергосистеме, соответственно, 46% и 45%.

В 2001 году в Украине наметилась некоторая стабилизация энергетической ситуации с незначительным увеличением электропотребления (на 1%) и максимума нагрузки (на 6%), а по Северному региону эти показатели возрос­ли на 1% и 4% соответственно. Даже учитывая этот прирост, уменьшение электропотребле­ния по СЭС, по сравнению с 1990 г., составило 1,8 раза, а максимума нагрузки — 1,7 раза.

Такой спад энергетических показателей определяется как снижением спроса на элек­троэнергию из-за затянувшегося общеэкономического кризиса, так и вынужденным лимитированием нагрузок в связи с массовыми неплатежами за потребленную электроэнергию, и, следовательно, отсутствием средств на закупку топлива для электростанций.

Несмотря на снижение электропотребления и наличие большого объёма установленной мощности, Северная энергосистема является дефицитной как по мощности, так и по электро­энергии. Так на протяжении 2001 г. величина дефицита мощности составляла от 400 до 1400 МВт. Это определяется, в основном, следующими причинами:

  • отсутствием средств на покупку топлива для электростанций в необходимом объёме (так из-за отсутствия топлива из 10-ти энергоблоков Змиевской ТЭС одновременно участвуют в покрытии нагрузок всего от 2-х до 6-ти блоков);

  • высокий износ основного энергетического оборудования и, соответственно, простой в различного рода ремонтах;

  • работа ТЭЦ по тепловому графику.

Ниже дана краткая характеристика основных генерирующих источников региона. Все электростанции региона работают на органическом топливе.

Наиболее мощные станции, Змиевская ТЭС и ТЭЦ-5, расположены на территории Харьковской области. Всего на территории этой области сосредоточенно более 85% установленной мощности региона.

На Змиевской ТЭС эксплуатируется 10 энергоблоков (6x200 МВт и 4x300 МВт), введенные в период с 1960 по 1969 гг. Наработка по времени (при расчетном ресурсе 100 тыс. часов) для блоков 200 МВт превышает 250 тыс. часов (наибольшая по ТЭС ОЭС Украины), для блоков 300 МВт - более 200 тыс. часов. Высокий износ оборудования, а также использование низко­сортного топлива определили снижение мощности энергоблоков 200 МВт до 175 МВт, а бло­ков 300 МВт - до 275 МВт. Однако часть энергоблоков не может обеспечить сколь либо дли­тельную рабочую кампанию. Коэффициент использования блоков снизился до 30-35% (по сравнению с 75% в период до 1990 г.).

В настоящее время на Змиевской ТЭС ведутся работы по поддержанию энергетическо­го оборудования в рабочем состоянии. В апреле 2003 года закончена реконструкция энер­гоблока №8, в результате чего улучшены его технико-экономические показатели и мощность доведена до номинальной - 300 МВт.

В 2000-2001 гг. выполнены также работы по замене двух энергоблоков по 24 МВт на Харьковской ТЭЦ-3, отработавших свой физический и моральный ресурс (время наработки -400 тыс. часов с 1949 г.), на современное оборудование.

Следует отметить, что, учитывая значительный износ оборудования, для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, работы по реконструкции электростанций региона должны вестись более интенсивно.

Перечень электростанций Северной энергосистемы с указанием установленной и располагаемой мощности по состоянию на 01.01.2002 г приведен в таблице 2.1.
Таблица 2.1- Перечень электростанций Северной ЭС с указанием установленной и располагаемой мощности.

№ п/п

Наименование электростанции

Мощность, МВт

Устаноленная

Располагамая

1

Змиевская ТЭС

2150

2066

2

Харьковская ТЭЦ-2

74

74

3

Харьковская ТЭЦ-5

470

470

4

Кременчугская ТЭЦ

255

200

5

Харьковская ТЭЦ-3

86

31

6

Ахтырская ТЭЦ

12

10

7

Шосткинская ТЭЦ

115

25

8

ТЭЦ Первомайского ХК

50

44

9

Крюковская ТЭЦ

12

2

10

Сумская ТЭЦ

28

26

11

ТЭЦ сахарных заводов

12

0

12

ТЭЦ завода Фрунзе

16

5

13

Полтавская ТЭЦ

10,5

2

14

Блокстанции

3,7

0

15

ГЭС

1

1

16

Итого

3313

2956


Дефицит мощности Северной энергосистемы покрывается по связям региона со смеж­ными энергосистемами: Днепровской, Донбасской, Центральной и ЕЭС России (при условии параллельной работы).

2.2.4. Электрические сети региона

На территории Северной энергосистемы получили развитие сети напряжением, в основном, 110 и 330 кВ. В приграничных районах с Днепровской энергосистемой расположена зона ограниченного развития сетей 150 кВ. На территории региона эксплуатируется одна ПС 750/330 кВ - Североукраинская, связанная по ВЛ 750 кВ с Курской АЭС (ЕЭС России).

Системообразующая сеть Северной энергосистемы имеет конфигурацию нескольких колец, связанных с сетями соседних регионов:

  • Днепровским - по двум ВЛ 330 кВ (Кременчуг - Кременчугская ТЭЦ и Кременчуг- шины 330 кВ ПС 750/330 кВ Днепровская);

  • Донбасским - по трем ВЛ (Лозовская - Центральная, Змиевская ТЭС - Славян­ская ТЭС, Купянск - Славянская ТЭС);

  • Центральным — по ВЛ Конотоп - Нежин.

Наиболее мощные связи сформированы между Северной энергосистемой и ОЭС Центра ЕЭС России - пять линий напряжением 330 кВ и одна - на напряжении 750 кВ. Сооружение этих связей было осуществлено в период до 1990 г. в условиях единого государства. При этом наличие в непосредственной близости такого мощного генерирующего источника, как Курская АЭС, определило ориентацию электроснабжения региона на получение мощности от этой станции. Практически все ВЛ, связывающие Северный регион с энергообъединением России, связаны с Курской АЭС непосредственно (Шостка - КАЭС, Сумы Северная - КАЭС, Североукраинская - КАЭС) или через промежуточные подстанции (Змиевская ТЭС - Белго­род - Южная - КАЭС, Змиевская ТЭС - Лосево - ШБХЗ - Белгород - Южная - КАЭС). В настоящее время эти линии являются межгосударственными связями Украины с Россией и режимы их работы зависят от договорных отношений между странами.

^ 3. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ

3.1. Энергосистема как звено энергоснабжения

Под энергетической системой понимается объединение электрических станций с помощью электрических сетей, обеспечивающих достаточно надёжное и экономическое электроснабжение потребителей. Электрическая часть энергетической системы называется электрической системой. Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями. Из основного назначения электрической сети следует, что она должна обеспечивать достаточную надёжность электроснабжения, поскольку является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменения показателей качества электроэнергии. Поэтому электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. При этом требования экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Это значит, что должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использования применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль.

Требование экономичности является наиболее общим. В конечном счете, требования обоснованной надёжности электроснабжения и обеспечения наивыгоднейших показателей качества электроэнергии также сводятся к условиям обеспечения большей экономичности.

Для характеристики экономичности работы электрических сетей определяются относительные значения наибольших потерь электроэнергии за год. При заданном составе оборудования электрическая сеть может работать с разными технико-экономическими показателями. Задача эксплуатационного персонала состоит в том, чтобы при выполнении всех технических требований обеспечить наиболее экономичную работу электрических сетей. Для энергетической системы в целом наивыгоднейшим является такой режим её работы, при котором суммарные затраты за длительный период времени на энергоснабжение потребителей с выполнением всех технических требований получаются наименьшими. При этом наименьшей получается удельная себестоимость отпущенной абонентам электроэнергии.

Строго говоря, условие экономичности работы должно распространяться на всю энергетическую систему, в состав которой входят все её элементы. Однако между некоторыми задачами имеется сравнительно слабая связь, поэтому они могут решаться взаимно независимо. К числу их относится: наивыгоднейшее распределение активной мощности нагрузки энергетической системы между её электрическими станциями, наивыгоднейшее распределение реактивной мощности нагрузки энергетической системы между источниками питания, улучшение условий работы неоднородных замкнутых частей электрической сети или её отдельных частях, выбор состава включённого в работу оборудования.

В значительной мере независимыми можно считать задачи снижения потерь активной мощности изменением условий работы неоднородных замкнутых частей сети и регулирования уровня напряжения в отдельных частях сети. Это справедливо в тех случаях, когда заметного влияния на распределение активной и реактивной мощности между источниками питания при этом не получается.

3.2. Принцип формирования цен энергорынка

Основополагающий принцип энергорынка - это то, что оптовая цена на электроэнергию не устанавливается "сверху" государством, а образуется непосредственно в процессе производства.

Каждый день в Национальный диспетчерский центр электроэнергетики Украины (НДЦ) от всех электростанций поступают ценовые заявки - т.е. сообщения, сколько будет стоить электроэнергия в следующие сутки. А это зависит от многих показателей - стоимости топлива, состояния оборудования, загрузки мощностей и т.д. На основании ценовых заявок, которые подаются генерирующими компаниями, и заявок рабочей мощности в соответствии с правилами рынка определяется предельная цена системы и плата за рабочую мощность, то есть плата за электрическую энергию, которая отпускается в энергорынок. Затем по принципам оптимизации разрабатывается и осуществляется режим работы не только каждой электростанции, но и каждого энергоблока.

В энергорынке формируется оптовая цена на электроэнергию на почасовой основе исходя из платежей:

  • производителями электроэнергии;

  • импортерами электроэнергии;

  • предприятию, которое осуществляет диспетчерское управление объединенной энергосистемой и передачу электроэнергии магистральным и межгосударственным сетям;

  • другим лицам, которые имеют право на получение средств относительно законодательства.

И уже потом по этой цене поставщики покупают ее и далее продают по розничным ценам непосредственно потребителям. Розничная цена на электроэнергию формируется поставщиками электроэнергии согласно условиям и правилами осуществления предпринимательской деятельности и поставки электроэнергии.

Непосредственным "прилавком" на оптовом рынке электроэнергии выступает Государственное предприятие "Энергорынок", создающееся на базе Национального диспетчерского центра. Его основные функции - это:

  • диспетчеризация, т.е. оперативное управление выработкой и потреблением электроэнергии в стране;

  • формирование оптовой цены на электроэнергию;

  • организация приема и выхода субъектов предпринимательской деятельности в члены Энергорынка, а также некоторые другие функции.

Очевидно, что соблюдение подобных правил, возможно, при наличии элементарной платежеспособности потребителей и, как следствие, производителей электроэнергии. Отсутствие таковой лишает электростанции самого первого и необходимого условия существования энергорынка - живых денег для закупок топлива.

3.3. Основные цели мероприятий по снижению потерь

Основной целью планирования и внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях является выполнение планового задания по потерям и по возможности доведение фактического значения технических потерь электроэнергии до их оптимального для данных сетей уровня и фактического значения коммерческих потерь до значения, не превышающего их допустимого уровня.

Оптимальный уровень технических потерь электроэнергии – разность между техническими потерями электроэнергии в электрической сети за расчетный период и суммарным снижением технических потерь электроэнергии от внедрения всех технико-экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь, а также технических мероприятий с сопутствующим снижением потерь, предусмотренных схемами развития сетей. Оптимальный уровень технических потерь является тем пределом, к которому должен стремиться персонал энергосистемы, разрабатывая и выполняя план мероприятий по снижению потерь.

Из организационных мероприятий наиболее эффективным считаются те, выполнение которых дает большее абсолютное снижение потерь электроэнергии, из технических - мероприятий с меньшим сроком окупаемости затрат на их внедрение.

Организационные мероприятия – мероприятия, обеспечивают снижение потерь электроэнергии за счет оптимизации схем и режимов работы электрических сетей и электростанций, совершенствования их технического обслуживания.

3.4. Порядок разработки, планирования и очередность внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

Мероприятия по снижению потерь разрабатываются в виде долгосрочных пятилетних планов, а так же годовых планов, с разбивкой по кварталам.

Основой для разработки проектов планов мероприятий по снижению потерь являются проекты планов по потерям электроэнергии, результаты расчетов потерь, нормальных режимов электрических сетей за отчетный и планируемый период, предложения к проектам планов мероприятий по снижению потерь нижестоящих подразделений, схемы развития электрических сетей, проекты планов по капитальному строительству, ремонту и реконструкции электрических сетей.

Существует следующая последовательность включения мероприятий в проекты планов.

В первую очередь планируется выполнение организационных мероприятий по оптимизации режимов, а также мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии.

В пределах выделенных фондов, материальных и трудовых ресурсов планируется технические мероприятия, предусмотренные планами капитального строительства и реконструкции электрических сетей, обеспеченные проектно-сметной документацией и согласованные с подрядчиками. Преимущество первоочередного включения в проекты планов и последующего внедрения имеет технические мероприятия с меньшим сроком окупаемости затрат на внедрение.

После проведения технических мероприятий, существенно изменяющих схему сети и режим ее работы, годовой экономический эффект должен оптимизироваться по новой схеме.

Мероприятия по оптимизации схем и режимов электрических сетей включаются в проект плана ежегодно, если по ним проводятся оптимизационные расчеты и если имеется дополнительный эффект от внедрения планируемых мероприятий по оптимизации по сравнению с существующим оптимальным режимом.

Эффективность каждого последующего мероприятия определяется с учетом уже достигнутого эффекта, полученного от внедрения всего предшествовавшего комплекса организационных и технических мероприятий.

Технические мероприятия, связанные с капитальным строительством линий и подстанций, вводом компенсирующих устройств, приводящие к снижению потерь в сетях более 500 тыс. кВт.час в год, приводятся в приказах пообъектно с указанием конкретного места внедрения.

Основные технические мероприятия, связанные с вводом линий, подстанций, батарей статических конденсаторов 35кв и выше и синхронных компенсаторов, требующие привлечения подрядных организаций, утверждаются также в составе ежегодного приказа о выполнении плана электросетевого строительства.

Для планирования режимов работы энергосистем на долгосрочные и краткосрочные периоды проводят контрольные измерения перетоков мощности, нагрузки и уровней напряжения в контрольных узлах энергосистемы, которые должны проводиться два раза в год в рабочие дни июня и декабря.

^ 4. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ В АСДУ

4.1 Оптимизация режимов электроэнергетических систем

Проблема оптимизации режимов энергосистем получила полное становле-ние и развитие за последние 30 лет, хотя первые теоретические исследования в этой области были начаты в Советском Союзе значительно раньше. Еще тогда были установлены принципы оптимального распределения активных мощностей между агрегатами на станциях и станциями в системе, базирующиеся на сопоставлении удельных приростов расходов условного топлива. Были установлены критерии оптимального распределения активных мощностей в энергосистемах при учете влияния потерь активной мощности в сетях и при ограничении энергоресурсов.

Уже на этапе, когда была признана необходимость учета потерь активной мощности в сетях при оптимизации режима, стала очевидной невозможность не только оперативной оптимизации, но даже и предварительных расчетов оптимального режима энергосистем без применения вычислительной техники. В связи с этим много внимания уделялось специализированным аналоговым вычислительным устройствам, которые, однако, были вытеснены универсальными цифровыми вычислительными машинами.

В настоящее время для различных задач оптимизации режима накоплен определенный опыт разработки и сопоставления методов, а также практических расчетов в электроэнергетических системах. Наиболее часто решаются задачи оптимизации режима систем по активной мощности и режима электрической сети, т.е. оптимизации по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации (U, Q и Кт), а также более общая задача комплексной оптимизации режима электроэнергетических систем. Эти задачи решаются при оперативном и автоматическом, т.е. в темпе процесса, управлении режимами электроэнергетических систем и сетей.

Накопленный опыт решения задач оптимизации режима на ЭВМ показывает, что для этих задач наиболее эффективно применение метода приведенного градиента при расчете установившегося режима методом Ньютона.

4.2 Задачи оптимизации режимов

Оптимальное управление нормальными режимами в энергетической системе заключается в том, чтобы за рассматриваемый отрезок времени обеспечить надежное электроснабжение потребителя электрической энергией требуемого качества (т.е. при соблюдении требуемых ограничений) при минимально возможных эксплуатационных затратах в системе.

Исключительная сложность оптимального управления режимами определяется не только чрезвычайно большим количеством управляемых элементов, но и тем, что разные регулируемые и настраиваемые параметры следует поддерживать в процессе работы системы оптимальными на большой территории.

Оптимизация режима электроэнергетических систем производится всеми инженерами, связанными с расчетами и практической реализацией функционирования электрической системы. Этим занимаются проектировщики, работники служб режимов, диспетчеры энергосистем, оперативный технический персонал электростанций и электросетей.

Задача комплексной оптимизации режима состоит в определении оптимальных значений всех параметров режима при учете технических ограничений. Это задача нелинейного программирования с ограничениями в виде уравнений установившегося режима и нелинейных неравенств. Переменные в задаче этого типа непрерывны.

При комплексной оптимизации режима определяются оптимальные значения активных и реактивных мощностей генерирующих источников, модулей и фаз напряжений в узлах, коэффициентов трансформации при учете технических ограничений на значения модулей узловых напряжений, углов сдвига фаз на дальних передачах, токов и потоков мощности в линиях, Р и Q генераторов и т.д.

Оптимальный режим должен быть допустимым, т.е. удовлетворять условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, и, кроме того, наиболее экономичным среди допустимых режимов. Условия надежности электроснабжения и качества электроэнергии при расчетах допустимых режимов учитывают ограничения в виде равенств и неравенств на контролируемые параметры режима. Наиболее экономичный режим – это такой из допустимых, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода условного топлива (или издержек) при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей, т.е. при заданном полезном отпуске электроэнергии.

4.3 Задачи оперативно-диспетчерского управления в АСДУ.

Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами разделяется на четыре временных уровня: долгосрочное, краткосрочное планирование, оператив-ное управление в темпе процесса. В данной дипломной работе рассматривается только пример краткосрочного планирования (сутки) и долгосрочного планирования на летний период (квартал).

Регулирование напряжения в электрических сетях в первую очередь определяется тем, чтобы отклонения напряжения у потребителей электроэнергии были ограничены допустимыми пределами, при которых обеспечивается эффективная работа потребителей, и удовлетворяются требования надежности их работы (достаточный срок службы). Эти условия определяют графики желательных и предельно допустимых напряжений в контрольных узлах основной сети и соответствуют ограничениям на напряжения при решении задачи оптимизации режима. Контрольные узлы определяются соответствующими службами НЭК «Укрэнерго» и энергосистемы, в зависимости от степени влияния напряжения в этих узлах на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме.

Оперативный персонал обеспечивает поддержание напряжения в контролируемых точках в соответствии с заданными графиками, это осуществляется в настоящее время с помощью местных устройств автоматики воздействием на возбуждение синхронных машин, изменением коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и линейных регуляторов, включением и отключением батарей конденсаторов. Иерархия управления проявляется в том, что оперативный персонал каждой ступени управления обеспечивает поддержание напряжения в контрольных точках сети или участка сети, находящегося в его ведении.

4.4 Расчеты установившихся, допустимых и оптимальных режимов в АСДУ.

Задачи расчета установившегося, допустимого и оптимального режимов электрической системы используют общую исходную информацию. Методика расчета, алгоритмы и основанные на них программы применимы для расчетов на всех временных уровнях и территориальных ступенях иерархической системы диспетчерского управления. Расчет режимов – задача, наиболее часто используемая в диспетчерском управлении. Она применяется как в качестве самостоятельной задачи, так и в качестве модулей в более сложных комплексах алгоритмов задач АСДУ.

Особенности решения задач расчета режимов питающей электрической сети на разных временных уровнях и ступенях диспетчерского управления определяются в основном различиями в степени эквивалентирования и в виде исходной информации о мощностях электростанций, эквивалентных генераторах, нагрузках узлов потребления, а также в форме представления результатов расчета диспетчеру.

Расчет делится на два этапа:

  1. расчет установившегося режима;

  2. его оптимизация.

Для расчета установившегося режима применяются методы Зейделя, Ньютона и по параметру, для комплексной оптимизации – метод приведенного градиента, а также раздельная оптимизация активных мощностей и оптимизация режима по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации.

Критерием оптимизации является минимум потерь активной мощности в сети при соблюдении всех режимных ограничений.

Расчеты установившегося режима необходимы для проверки осуществимости намечаемых режимов по загрузке сети и по условиям регулирования напряжения. Введение балансирующего узла – это допущение, вызванное особенностью нелинейных уравнений установившегося режима. Эта особенность заключается в том, что невозможно точно задать мощности во всех узлах, удовлетворяющие условию баланса активной мощности в системе, т.к. потери мощности не могут быть точно определены до расчета установившегося режима. Балансирующий узел соответствует электростанции, ведущей по частоте, т.е. принимающей на себя небалансы активной мощности и поддерживающей при этом постоянную частоту в системе.

Расчеты оптимальных режимов применяются для определения оптимальных напряжений в узлах и положений ответвлений регулировочных трансформаторов (результаты расчета представлены в приложении 1).

В расчетах наиболее достоверных режимов работы сети на основании неточных телеизмерений, а также определения наличия и источников погрешностей в схеме замещения сети используются алгоритмы, базирующиеся на методах оценивания состояния и идентификации. К этим алгоритмам относятся: собственно оценивание состояния – получение наиболее достоверных значений параметров текущего режима работы сети, детекция – выявление грубых ошибок в измерениях параметров режима сети, идентификация – корректировка параметров математической модели сети.

Оперативная корректировка режима требует в случаях значительного отклонения нагрузок от прогноза (более 3%) существенного изменения состава работающего оборудования или значительного изменения перетоков обменной мощности диспетчером вышестоящей ступени управления. После принятия первоначальных мер для ввода режима в допустимую область задачей корректировки режима на заданные моменты времени является дальнейшее повышение экономичности, т.е. оптимизации режима.

4.5 Управление напряжением и реактивной мощностью в АСДУ в темпе процесса.

Оптимизация режима электрической сети, т.е. оптимизация режима по реактивной мощности Q, напряжению U и коэффициентам трансформации Кт, должна решаться на трех уровнях регулирования U,Q и Кт:

  1. генераторы, синхронные компенсаторы и конденсаторы, а также трансформаторы с регулированием под нагрузкой;

  2. контрольные точки сети, т.е. регулирование в отдельных районах в целом;

  3. регулирование на диспетчерских центрах.

Автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности, осуществляемое в энергосистемах, как правило, с помощью местных устройств, установленных на электростанциях и подстанциях, призвано обеспечить следующее: поддержание заданного уровня напряжения в контрольных точках электрической сети; предотвращение повышения напряжения (например, на оборудовании электропередач сверхвысокого напряжения) или тока (генераторов и синхронных компенсаторов) с целью обеспечения сохранности оборудования; уменьшение потерь активной мощности, т.е. оптимизацию режима по U и Q с учетом заданных ограничений. Изменение напряжения и реактивной мощности осуществляется плавно (автоматическими регуляторами возбуждения, АРВ, установленными на синхронных машинах) или ступенями (автоматическими регуляторами, установленными на подстанциях и осуществляющими изменение коэффициентов трансформации силовых трансформаторов, т.е. РПН, оснащенными автоматическими регуляторами напряжения, а также включением и отключением конденсаторов и шунтирующих реакторов).

Наиболее эффективно методы оптимизации режима по U, Q и Кт в темпе процесса разрабатываются во Франции и США. В этих странах задача оптимизации решается с помощью ЭВМ на национальном уровне, т.е. регулированием на диспетчерском центре страны.

4.6 Определение планируемого и фактического снижения потерь электроэнергии от внедрения этого мероприятия по снижению потерь.

Планируемое и фактическое снижение потерь электроэнергии при проведении организационных мероприятий рассчитывается следующим образом:

1.Мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности.

Оптимизация режимов осуществляется с помощью программы WinSKANER, разработанной на Украине специально для электрических сетей. Целью расчетов является выбор близких к оптимальным законов регулирования имеющихся в энергосистеме источников реактивной мощности и законов регулирования коэффициентов трансформации трансформаторов связи (трансформаторов, работающих в замкнутых контурах).

Эффективность оптимизации режимов зависит от частоты проведения расчетов, их информационной обеспеченности и степени практической реализации результатов расчетов. Практически необходимым является проведение не менее 16 расчетов в год: для каждого из четырех характерных периодов (зима, весна, лето и осень) рассчитываются оптимальные режимы для часов максимальных суточных нагрузок и ночных провалов нагрузок для двух типов суток – рабочих и нерабочих.

При отсутствии информации о нагрузках подстанций для некоторых из указанных 16 режимов ( например, весеннего или осеннего периодов ) расчеты для них целесообразно производить по приближенно вычисленным нагрузкам.

Неизвестные нагрузки Рпс (Рiпс, Qiпс) подстанций в промежуточных режимах (характерных весенних и осенних дней) при отсутствии более точных методик определяются корректировкой известных максимальных Рпс (Рjпс, Qjпс) нагрузок в часы максимальных суточных нагрузок и минимальных - в часы ночных провалов нагрузок (за те же характерные дни) пропорционально изменению общесистемной нагрузки Pсист и Qсист по формулам:
Рiпс = Рjпс* Piсист/ Pjсист (4.1)

Qiпс = Qiсист/ Qjсист (4.2)
где индексом j обозначен режим, для которого известны нагрузки на подстанциях, индексом i – режим, для которого нагрузки подстанции определяются.

Более точно неизвестные нагрузки промежуточных i–ых режимов можно определить по графикам, формируемым на основании результатов общесистемных измерений с использованием универсальных аппроксимирующих зависимостей.

Рассчитанные зависимости представляют собой годовые графики активных и реактивных нагрузок, ординатами которых является характерные значения указанных нагрузок за каждый месяц года для i-го режима.

Степень практической реализации результатов расчета определяется степенью соответствия действительных изменений реактивной мощности ее источников и коэффициентов трансформации трансформаторов связи изменениям, определенным при расчете. В первом приближении это соответствие может быть оценено числом переключений трансформаторов связи.

Фактическое снижение потерь электроэнергии при оптимизации режима сети по реактивной мощности определяется по формуле
ΔWф=∑ [δPjмакс*tjмакс+ δPjмин*(24- tjмакс)] dj*K1j*K2j, (4.3)
где δPjмакс и δPjмин - снижение потерь мощности (МВт) (со своими знаками) при оптимизации режимов для часов максимальных суточных нагрузок и ночных провалов нагрузок характерных суток j-го периода. При недопустимо завышенных напряжений в исходном режиме снижение потерь мощности (особенно в минимум нагрузки) может оказаться отрицательным. Это является дополнительным доказательством недопустимости оптимизации лишь одного режима;

dj - продолжительность в году j-го периода, дн.;

tjмакс - эквивалентное время режима максимальных нагрузок за сутки, рассчитываемое по формуле

tjмакс = 24*К3-Кмин/1-Кмин, (4.4)
где Кмин - отношение минимальной суточной нагрузки энергосистемы к максимальной;

К3 - коэффициент заполнения графика (К3=Т макс.сут/24);

К1 - коэффициент информационной обеспеченности, принимаемый равным единице для периодов с нагрузками, определенными путем измерений;

К2 - коэффициент, учитывающий точность совпадения закона регулирования, обеспечиваемого устройствами РПН трансформаторов связи. Коэффициент определяется для каждого периода по формуле:
Кj2=nJпс / 15(1-Кмин), (4.5)
где nJпс - среднее число переключений ответвлений трансформаторов связи с РПН за характерные сутки J-го периода, определяемого по формуле:
nJпс =∑ njoi / Nт (4.6)
где njoi - число переключений ответвлений i-го трансформатора с РПН за характерные сутки i-го периода;

Nт – суммарное количество трансформаторов с РПН.

2.Оптимизация ведения режимов работы основной сети по напряжению, коэффициентам трансформации и реактивной мощности.

Расчет текущих и оптимальных режимов максимума и минимума нагрузок осуществляется по одному из комплексов программ с использованием информации о графиках узловых нагрузок, получаемых в дни контрольных замеров. Конфигурация графиков нагрузки узлов изменяется от сезона к сезону, поэтому целесообразно использование контрольных замеров, не вводя каждый раз конкретные графики.

Оптимизация режима производится выбором оптимальных ответвлений на регулируемых под нагрузкой автотрансформаторов, а также оптимизация загрузки источников реактивной мощности. Расчётная схема должна включать в себя всю основную неэквивалентируемую сеть 110 – 750 кВ.

Переменной информацией для расчетных режимов служат телеизмерения и оперативные данные состояния оборудования, получаемые от дежурных диспетчеров. На основе результатов расчетов выбираются наиболее эффективные мероприятия для реализации. Реализуются мероприятия с оптимизационным эффектом 1 мВт и более. Выбранные для реализации мероприятия вносятся как изменения в дооптимизационный режим и он перерасчитывается в 2-х вариантах:

-исходный режим до реализации оптимизационных мероприятий;

-режим с внедренными оптимизационными мероприятиями (оптимальный).

Перерасчет режимов производится при каждом существенном изменении режима энергосистемы (расчетный период): выводе в ремонт и включении после ремонта крупных генерирующих мощностей 800-1000 мВт, выводе в ремонт и включении после ремонта ВЛ 750 кВ и наиболее влияющих на режимы ВЛ 500-300 кВ, изменении режима внешних связей энергосистемы, изменения топологий схемы электрических соединений. Оптимизируются режимы, существующие не менее суток.

Приоритетным направлением усовершенствования методов расчётов потерь электроэнергии в системообразующих элементах сети можно назвать метод прямого расчёта потерь электроэнергии, соответственно положению существующему в Северной ЭС, с использованием информации про потоки активной и реактивной энергии (мощности), полученной с помощью автоматизированных систем учёта электроэнергии (АСУЭ) верхнего уровня.

Расчёт производится на основе отчетных (реальных) данных про потоки мощности и энергии за месяцы зимнего максимума нагрузки, с помощью ПВК WinSKANER (программно вычислительный комплекс), исходные данные представлены в таблице 4.1.

ПВК WinSKANER представляет много функциональную вычислительную систему нового поколения с реализацией оригинальных технологий моделирования электрических режимов иерархических электроэнергетических систем, в том числе с представлением коммутационных схем объектов, и высокой степенью интеграции технологических программ и специализированного графического интерфейса. Расчет представлен в приложении (1).
Таблица 4.1- Исходные показатели потерь активной и реактивной мощности в сети Северной ЭС
  1   2   3



Скачать файл (831.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации