CC BY
23
7. Богуславский Н. З. Генераторы автономных электростанций: проблемы повышения электромагнитного использования и обеспечения динамических режимов // Изв. РАН. Энергетика. - 2004. - № 6. -С. 29-37.
8. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. - М.: Госстандарт. - 1998.
9. Шумилов Ю. А., Герасимчук В. П. Исследование магнитных вибровозмущающих сил асинхронного двигателя при питании от статического преобразователя частоты // Техническая электродинамика. - 1997. - № 4. - С. 44-47.
10. Kotsopaulos A., Heskes P., Jansen M. Zero-crossing distortion in grid-connected PV-inverters // IEEE Trans. Ind. Electron. - 2005. - V.52, № 2. - P.558-565.
11. Дзензерский В. А., Задонцев В. А., Бурылов С. В., Плаксин С. В., Тарасов С. В., Шкиль Ю. В. Ветро-солнечные установки и распределенная генерация
электроэнергии // Прац 1н-ту електродинамки Нац. акад. наук Укра'Тни: Зб. наук. праць, 2006. - Спец. вип.. - С. 100-103.
12. Патент на винахщ по заявц № А2006 06729, МПК 7 Н02 К 1/12. Буферний накопичувач кшетично'Т енергп / М. Я. Житник, Ю.1. Липський, С.В Плаксш, Л. М. Погорта, 1.1. Соколовський. - вщ 16.06.2006.
13. Патент на винахщ по заявц i № а 2006 10975, МПК 7 Н02и 9/06. Система безпереб i йного електропос-тачання споживачi в змi нного струму / В. О. Дзен-зерський, М. Я. Житник, Ю. М. Нагорна, С. В Плакс н, Л. М. Погорта, 1.1. Соколовський. - вщ 17.10.2006.
14. Патент на винахщ по заявц i № 200600074, МПК 7 Е040 13/00, Р21Б 39/04, Р24и 3/00, Н05В 37/02, Н011_ 31/18, Н011_31/042. Автономна фотоелектрич-на установка / В. О. Дзензерський, С. В Плакс i н, Л. М. Погор та, 1.1. Соколовський, С. В. Тарасов, Ю. В. Шкть- в щ 03.01.2006.
Поступила в редакцию 04.04.07 г.
Проаналiзовано принципи побудови г'бридних eimpo-сонячних енергетичних установок ¡з загальни-ми пристроями накопичення i перетворення енерги i з використанням активних демпферуючих пристрою у втросилових агрегатах.
Methodology of hybrid wind-sun power plants construction with the common equipment of accumulation and transformation of energy and with the use of active damper equipment in wind turbine aggregate are analysed.
УДК.620.9
Л. А. Варинская
Экономическая оценка модернизации ТЭЦ в условиях энергоемкого промышленного предприятия
С учетом существующих цен в Украине на энергоносители предложен расчет экономической эффективности модернизации ТЭЦ, принадлежащий энергоемкому промышленному предприятию. Определена удельная себестоимость вырабатываемых на ТЭЦ тепла и электроэнергии.
Повышение цен на природный газ, нефть и другие энергетические ресурсы ставит перед руководителями крупных промышленных предприятий Украины, (таких как, металлургические комбинаты и предприятия химической промышленности) проблемы, связанные с поиском дешевого топлива, либо с разработкой и внедрением эффективных способов использования материальных ресурсов, имеющихся в их распоряжении. Относительно недавно (около 7-10 лет назад) технические проекты по модернизации энергетических предприятий, вырабатывающих тепло и электрическую энергию, однозначно рекомендовали широкое внедрение природного газа в качестве технологического топлива (так как, во-первых, природный газ характеризуется более высокой по сравнению с углем теплотворной способностью, и, во-вторых, использование газа сопровождается целым рядом других положительных эксплуатационных преимуществ). И, самое главное, не-
высокие цены на газ (примерно 18 грн. за 1000 м3 по сравнению с ценой за тонну угля около 13 грн.) делали проекты, основанные на замене твердого топлива на природный газ, экономически выгодными, характеризующимися сроками окупаемости капитальных вложений в такие проекты (2-3 года). Однако, современная экономическая ситуация на Украине требует пересмотра и нового переосмысления ранее экономически целесообразных технических решений и проектов, в том числе (и в плане модернизации энергетических предприятий, вырабатывающих тепло и электроэнергию).
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) представляют собой особый вид теплоэлектростанций (ТЭС), предназначенных для одновременного (комбинированного) производства электричества и тепла. Производство на ТЭС осуществляется путем преобразования в котлоагрегате химической энергии топлива в тепловую энергию пара высокого давления, приводящего в механическое движение турбину, генерирующую электричество.
© Л. А. Варинская 2007 р.
Рассматриваемые основные варианты модернизации ТЭЦ, входящей в состав крупного энергоемкого промышленного предприятия (например, запорожского алюминиевого комбината - ЗАлК, характеризуются следующими отличительными особенностями. При первом варианте модернизации ТЭЦ предполагается установить на ней дополнительный котел БКЗ-75-39 ФБ. При втором варианте модернизации ТЭЦ на ней планируется осуществить переход с твердого топлива (уголь) на природный газ и довести производительность рабочих котлов до 110 т/час, не изменяя их общее количество. Модернизации в этом случае подвергались бы, в основном, конвективные поверхности нагрева: пароперегреватель, экономайзер и воздухоподогреватель. При этом полагается одинаковой для обоих предложенных к рассмотрению вариантов модернизации достигнутая величина мощности ТЭЦ.
Следует обратить внимание, что в силу специфики основного производства на ЗАлК основным видом топлива для его ТЭЦ является природный газ. Твердое же топливо используется, как правило, только в зимнее время года или как компенсатор высвобождаемого природного газа для нужд города (т. е. ТЭЦ является буферной станцией). Доля твердого топлива (угля) составляет примерно 40 % от общего расхода топлива по ТЭЦ. Однако, по причине непростой экономической и политической обстановки в Украине, в случаях отсутствия природного газа независимо от времени года на ТЭЦ в качестве топлива для котлоагрегатов используется уголь (сжигание угля при этом происходит в пылевидном состоянии). Потребность в топливе для работы ТЭЦ в течение года приведена табл. 1.
Таблица 1. Годовой расход топлива для работы ТЭЦ
Вариант/ физические параметры/цена Годовой расход топлива
натурального условное топливо, тыс.т
уголь, тыс. т природный газ, тыс. м3 / тыс.т (при удельном весе уг = 0,71 кг / м3
Первый 341,54 54660/38,8 294,44
Второй 243,29 114622,1/81,38 271,54
Теплотворная способность Ккал/т, (бн) 5119,5 8050 7000
Цена за тонну, (1000 м3), грн 276* 500** Принимается условно
Примечания табл. 1:
* - цена на энергетический уголь принимается согласно прогнозному балансу потребления электроэнергии и топлива на 2007 год в Украине, разработанному Минтопэнерго; реальная (рыночная) цена для промышленного предприятия несколько выше [1, 3];
** - цена на газ является ключевым параметром в данном расчете экономической оценки вариантов модернизации ТЭЦ, поэтому она выбирается с учетом государственных нормативных положений и гарантий [2].
В связи с заменой угля на природный газ эксплуатационная оценка ТЭЦ осуществляется посредством сопоставления объемов выхода шлака и золы, а также расхода воды на технологические цели. Поскольку эти данные не представляют особого значения для дальнейшего экономического анализа, имеет смысл указать только очевидные преимущества второго варианта модернизации (с использованием природного газа в качестве топлива). А именно, по данным ЗАлК, при работе ТЭЦ с использованием природного газа вместо угля:
- выход шлака и золы уменьшается приблизительно на 2,6 т/час (что составляет около 11 %);
- экономия от расхода воды составляет 13,6 м3/час (приблизительно 7,7 %).
При оценке вариантов модернизации ТЭЦ не проводились расчеты экономии денежных средств из-за сокращения расхода воды на технологические цели.
Годовая выработка пара ТЭЦ, согласно [4], определится по формуле:
Д ТЭЦ = Д т М выр М ср 1 ■
ср ср
+ Д лТ
(1)
где ДвТЭрЦ - годовая выработка пара ТЭЦ, т/час;
Дср, Дл - производительность при средне-зимнем и летнем режимах (которые составляют соответственно 370 и 327 т/час); тСр, Т - продолжительность средне-зимнего и летнего периодов, составляющая соответственно 4200 и 4560 часов (что в сумме равно календарному фонду времени - 8760 часов).
В результате расчета годовая выработка пара для рассматриваемой ТЭЦ составляет 3050 тыс. тонн пара, что с учетом среднего удельного значения теплосодержания пара определит выработку тепла ТЭЦ в год (6выр) в объеме 1970 тыс. Гкал.
В соответствии с энергетическим балансом [4], вся энергия пара, выработанного ТЭЦ при сжигании топлива, расходуется на выработку тепла для технологических целей. Поэтому при составлении теплового баланса для выработки пара по ТЭЦ необходимо отдельно вычислять:
- отпуск тепла (Qопт 1) для выработки пара с давлением 40 кгс/см2 (Допт1) при температуре 3000 с (максимальный часовой расход - 100 т/час, расход при средне-зимнем режиме работы ТЭЦ - 84 т/час, расход при летнем режиме - 74 т/час; теплосодержание пара с указанными параметрами составляет 706,9 Ккал/кг);
- отпуск тепла (бопт2) для выработки пара с давлением 8 кгс/см2 (Допт2) при температуре 2600С (максимальный часовой расход - 280 т/час, расход при средне-зимнем режиме работы ТЭЦ - 236 т/час, расход при летнем режиме - 208 т/час; теплосодержание пара с указанными параметрами составляет 709,3 Ккал/кг);
- отпуск тепла на возврат конденсата (бконд) с учетом коэффициента возврата конденсата (квк = 0,856) и теплосодержания пара в конденсате (/к), равном 85,5 Ккап/кг
Вычисление по двум первым пунктам выполняется по формуле (1):
Д отп. 1 = 84,4 • 4200 + 74,0 • 4560 = 692 тыс.т,
Дотп.2 = 236 • 4200 + 208 • 4560 = 1940 тыс.т .
С учетом приведенных выше значений теплосодержания пара (с разными его параметрами), объем выработки тепла составит: 0отп1 = 490 тыс. Гкал, а ботп2 = 1375 тыс. Гкал.
Расчет количества тепла на возврат конденсата выполняется по формуле:
бконд (Дотп.1 + Дотп.2 ,
что в цифрах составляет:
(2)
фициентом (вр), принимающий значение 1,21 при величине противодавления, равном Рг = 8 кгс\см2 . Значение Жэл рассчитывается для номинальной мощности турбины 12 МВт следующим образом:
W =
эл
12000
'
(6)
В формуле (5) параметр Тсур характеризует продолжительность работы одной турбины в течение года с учетом осуществляемых ремонтов (средняя продолжительность выполнения которых планируется в течение полных 12 суток) и составляет 8472 часа.
С учетом вышеизложенного, возможно определить выработку электрической энергии ТЭЦ за год:
0конд = (692 +1940) • 0,856 • 85,5 -103 =
= 192,63 млн. Ккал или 192,63 тыс. Гкал.
Рассчитаем отпуск тепла по ТЭЦ в год для выполнения технологических процессов:
0отп 0отп.1 + 0отп.2 Qk
(3)
что составляет 1673 тыс. Гкал.
Тепло, которое вырабатывается ТЭЦ, используется, кроме целей технологии, также для работы заводской котельной. Годовой отпуск горячей воды (ОГВп) котельной по данным завода в год составляет 292 тыс. Гкал при максимальном часовом отпуске ОЧп) 132 Гкал час. Если допустить в виде 3 % размер внутристанционных потерь, то годовая выработка тепла ТЭЦ для работы водогрейной котельной составит:
Q™ = 1,03 • 292 = 301 тыс. Гкал.
или QBbip = 1970 + 301 = 2271 тыс. Гкал/год.
(4)
Аналогично возможно рассчитать годовой отпуск тепла хозяйством ТЭЦ:
Оотп = 1673 + 292 = 1965 тыс. Гкал
Следует принять во внимание, что расход топлива (только природный газ) для работы водогрейной котельной по рассматриваемым вариантам одинаков и
составляет, по данным предприятия, В™ = = 41000 тыс. м3 в год.
Годовая выработка электрической энергии (^выД.эл) осуществляется с помощью трех (п = 3 ) турбоагрегатов типа Р-12-35/5 с противодавлением пара 10 кгс/ см2 и определяется в виде [4]:
W™^ = -j-2y"8472 • 3 = 252 млн. кВт • час/год.
Отпуск же электрической энергии (^ГД^) ТЭЦ
составит только 192 млн. кВт ч, если принять расход электрической энергии на собственные нужды (по данным предприятия) в размере 60 млн. кВт ч.
Тепловой баланс ТЭЦ описывается выражением:
Q = QT + QM + Q
г^выр г^ОТИ г^ОТИ г^С
(7)
в котором осуществлен полный учет направлений использования тепловой энергии, выработанной ТЭЦ
(бвыр): для тепла (), электрической энергии (О™), а также на собственные нужды (<2сн).
Для расчета количества теплоты, отнесенного на выработку электрической энергии тремя турбинами, необходимо воспользоваться формулой [4]:
QBbip 3 • Д('вход 'вых
(8)
где Д - расход пара на каждую турбину (который в расчете принимаем равным 120 т/час); /вход, ¿выход - теплосодержание пара на входе и на выходе из рабочего пространства (которые принимаются равными соответственно 790 и 709 ккал/кг); Тсур = 8472 часа - продолжительность работы турбин по выработке электрической энергии.
Расчет по формуле (8) с использованием приведенных данных дает следующий результат:
Оыр = 247,5 тыс. Гкал/год.
Количество теплоты, отпущенное на электрическую энергию (Ото), определим из соотношения:
W™' = w T n
выр.эл эл сур i
(5)
где эл - часовая производительность одного турбоагрегата, которая корректируется поправочным коэф-
Q™ =
-^отп
QB
Wгод
выр.эл
Wm' или
rr отп.эл? •"JAJ:1
247 5 103
0оэтлп = " 192.106 = 188 тыс. Гкал/год.
отп 252 -106
Из формулы (7) вычислим общий расход тепла на собственные нужды:
Qch = 1970 -1673 -188 = 109 (тыс. Гкал/год)
Количество тепловой энергии, расходуемой на собственные нужды при выработке ТЭЦ тепла, определим из следующей пропорции:
еСн =
Qch Q01
Qch+ео
, или
еСн =
109-103-1673-103 _ ^ ,
-5-- = 95 тыс. Гкал/год. (in)
1673-103 + 247,5-103 v '
Определим расход тепла на собственные нужды в виде разницы значений общего расхода тепла на собственные нужды и количества тепловой энергии, расходуемой на собственные нужды при выработке ТЭЦ тепла:
бсэНЛ = 109 - 45 = 14 (тыс. Гкал/год)
Q = Qт + Qт
г^по/теп г^отп sic]
Q = Qэл + Qэл
г^по/ел г^отп г^сн
(11)
Из формулы (11) рассчитаем значения тепловой энергии ТЭЦ:
бпо/теп = 1673 + 95 = 1768 (тыс. Гкал/год) - для выработки тепла,
Qпо/эл = 188 +14 = 202 (тыс. Гкал/год) - для выработки электричества.
Определим коэффициенты, которые характеризуют части от общего расхода тепловой энергии, приходящиеся на выработку отдельно тепла (пт) и электрической энергии (пэл):
Пт =
ботп + qch
еи
Пэл =
выр
еэл + еэл
-^отп -осн
а»
(12)
Результаты расчета показывают следующие процентные соотношения при распределении общего расхода тепловой энергии, выработанной ТЭЦ: на тепло расходуется 89,7 %, а на электрическую энергию - 10,3 %, (или в соотношении 8,7:1).
Как известно, годовые эксплуатационные расходы по ТЭЦ состоят из [5]:
- затрат на топливо;
- затрат на амортизацию;
- затрат на заработную плату (для удобства вычислений численность эксплуатационного и административно - управленческого персонала ТЭЦ принимается одинаковой для рассматриваемых вариантов); в соответствии с данными предприятия численно составляют 150 человек, а фонд зарплаты - 1440 тыс. грн.);
- прочие расходы (которые учитывают затраты предприятия на воду для технологических целей, на текущий ремонт, на запасные части для основных фондов и т. п.); при этом процент прочих расходов в рассматриваемом примере составляет 40 % и рассчитан относительно величины ежегодных затрат предприятия на амортизацию основных фондов и на зарплату персонала.
Расчет годовых амортизационных отчислений представлен табл. 2.
Таблица 2. Годовые амортизационные отчисления по ТЭЦ (по данным предприятия ЗАлК)
По вариантам/ Общие Здания, сооружения Оборудование и монтаж Сумма
Балансовая стоимость, тыс. грн Н ам % Затраты на амортиз. тыс. грн Балансовая стоимость, тыс. грн Н ам % Затраты на амортиз. тыс. грн
Первый вариант 2597,45 3,1 80,52 6856,44 10 685,64 766,16
Второй вариант 1765,75 3,1 54,74 6505,57 10 650,56 705,30
ТЭЦ 4860,44 3,1 150,67 7905,2 10 790,52 941,19
Моде рнизация и расширение
Химводоочистка 264,8 3,1 8,21 200,0 10 20,0 28,21
Водогрейная котельная 315,12 3,1 9,77 374,95 10 37,50 47,30
Замена турбины фирмы Borzig на Р-12-35/5 40,53 3,1 1,26 287,35 10 28,74 30,00
Затраты на топливо для работы всего хозяйства ТЭЦ по рассматриваемым вариантам (Зтоп) определяются в виде [5]:
^топ = Ц уг Вуг + Ц газ Вгаз (13)
где Цуг, Цгаз - цена за тонну угля и 1000 м3 газа по
данным из табл. 1; Вуг, Вгаз - годовой расход топлива соответствующего типа.
Вес угля, расходуемого на работу ТЭЦ в течение года, приведен табл. 1. Объемы природного газа, рас-
ходуемого на работу всего хозяйства ТЭЦ в течение года, учитывают (дополнительно к данным табл. 1) расход газа на нужды водогрейной котельной (одинаков для рассматриваемых вариантов и составляет
Вгвк = 41000 тыс. м3 в год). Поэтому общий расход природного газа при модернизации ТЭЦ определится следующим образом:
- по первому варианту
ВГазр = 54660 + 41000 = 95660 (тыс. куб. м/год);
- по второму варианту
Вгв™р = 114662,1 + 41000 = 155622,1 (тыс. куб. м/год).
Годовые затраты на топливо составляют:
- по первому варианту
3тпоепр = 276 • 341,54 • 103 + 500 • 95,66 • 103 = 142,095 • 106 грн;
- по второму варианту
33 = 276 • 243,3 • 103 + 500 -155,66 • 103 = 144,981 • 106 грн.
Прочие производственные расходы соответственно определяются:
- по первому варианту
3Прер = 0,4 • (1440 +1812,86) = 1301,14 (тыс. грн);
- по второму варианту
3Прор = 0,4 • (1440 +1752,2) = 1276,8 (тыс. грн).
Результаты расчета годовых эксплуатационных расходов ТЭЦ представлены табл. 3.
Таблица 3. Годовые эксплуатационные расходы по ТЭЦ
Показатель Обгзн. Первый вариант % Второй вариант %
Расход угля, тыс. т/год Вуг 341,5 243,3
Расход природного газа, тыс. куб м Вгаз 54660 114622
Затраты на топливо, тыс. грн 3 топ 142095 96,87 144981 97,0
Затраты на зарплату, тыс грн. 3 ^зп 1440 1,0 1440 0,96
Затраты на амортизацию, тыс. грн 3 1812,86 1,24 1752,2 1,17
Прочие расходы, тыс. грн 3 1301,14 0,89 1276,8 0,87
Итого 3 ^гбщ 146649 100 149450 100
Удельная себестоимость тепловой энергии для ТЭЦ (для выработки одной Гкал тепла) при каждом варианте модернизации определяется из соотношения:
Ст
Птеп ' Згбщ
От + Огв
отп отп
(14)
Удельная себестоимость электрической энергии для ТЭЦ (для выработки одного кВт • ч) при любом варианте модернизации находится из соотношения:
Сэ
Пэл ' 3,
общ
W,
(15)
Из формул (14) и (15) определяются значения удельной себестоимости тепла и электрической энергии, вырабатываемых на ТЭЦ: - по первому варианту
Ст
0,897 '146649
Сэ
1965
0,103 '146649 192000
- по второму варианту С теп = 0,897 -149450
о тп —
= 66,94 грн. за Гкал;
1965
= 0,078 грн. за кВт - ч;
= 68,22 грн. за Гкал;
Сэ
0,103 '149450
192000
= 0,10 грн. за кВт - ч.
Выводы
1. Рассмотренные варианты модернизации ТЭЦ являются экономически примерно равноценными (разница составляет меньше 2 %). Вариант по замене твердого топлива на природный газ (при существенных ценах за тонну угля 276 грн, а на природный газ за 1000 м3
500 грн) в современных экономических условиях Украины не является экономически целесообразным.
2. Структура годовых эксплуатационных затрат подтверждает жесткую зависимость стоимости конечного результата деятельности предприятия от его затрат на энергетические ресурсы (97 %о).
3. Значения удельных себестоимостей электрической энергии (около 10 коп./кВт ч) и тепла (около 68 грн Гкал), вырабатываемых на ТЭЦ, входящей в состав крупного предприятия, ниже тарифов на тепло (96 грн. за 1 Гкал по данным ЗАТ «Енергогенеруюча компаня «Укр-Кан Пауер») и электрическую энергию (около 30 коп. за кВт ч для второго класса потребителей, которые получают электроэнергию от поставщиков напряжением менее 27,5 кВ в точке продажи), утвержденных Национальной комиссией регулирования электроэнергетики (НКРЭ) Украины для энергоснабжающих компаний [6]. Следовательно, в современных условиях для крупного энергоемкого промышленного предприятия существует выгода самостоятельного энергообеспечения.
Перечень ссылок
Сообщение УНИАН в пресс-службе Минуглепро-ма (от 22.01.07). - Режим доступа: www.dtek.com.ua, свободный. - Загл. с экрана. Постановление КМУ N1697 от 8 декабря 2006 года «О дальнейшем совершенствовании механизма обеспечения природным газом отечественных потребителей» (УНИАН). - Режим доступа: www.kmu.gov.ua, свободный. - Загл. с экрана. Уголь Украины. Доска объявлений. - Режим доступа: www.ukrcoal.com/broud/, свободный. - Загл. с экрана.
4. Сальников А. Х., Шевченко Л. А. Нормирование потребления и экономия топливно-энергетических ресурсов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 240 с.
5. Самсонов В. С. Вяткин М. А. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учеб. для вузов. -М.: Высшая школа, 2003. - 416 с.
6. Постанова КМУ вщ 24.10.2006 № 2410 «Про роздрiбнi тарифи для споживачiв (окрiм населен-ня)». - Режим доступа: www.kmu.gov.ua, свободный. - Загол. з екрана.
Поступила в редакцию 16.02.07 г.
После доработки 26.02.07
З урахуванням снуючих цн в yKpaiHi на енергоносП' запропонований розрахунок eK0H0Mi4H0i' ефек-mueHocmi модер^зацп ТЕЦ, що належить енергоемному промисловому nidnpucMcmey. Визначено питому cобiваpmicmь вироблюваних на ТЕЦ тепла та електроенергИ
In view of the existing prices in Ukraine on energy carriers the calculation of economic efficiency of the thermal power station modernization, belonging to the power-intensive industrial enterprise is offered. The specific cost price of heat and electric power developed on thermal power station is determined.
УДК 621.311.1
А. В. Волков, О. Г. Мирошниченко
Влияние несинусоидальности формы токов и неравномерности текущей мощности отдельного электропотребителя на потери в энергосистеме
Выполнена количественная оценка и предложены расчетные зависимости для потерь в энергосистеме, вызванных влиянием несинусоидальной формы токов и неравномерности текущей мощности отдельного электропотребителя.
В связи с наступлением рыночных условий хозяйствования и заметным удорожанием электроэнергии в Украине стала чрезвычайно важной и востребованной практикой задача установления объективной оплаты электропотребителей (ЭП) за потребленную ими электроэнергию (э/э). Это, в свою очередь, требует и обуславливает актуальность уточненного определения потерь активной электроэнергии (ПАЭ) в энергосистеме, вызванных активной (АМ) и реактивной (РМ) мощностью отдельного ЭП.
Согласно действующей ныне в Украине Методики [1] определение ПАЭ, вызванных РМ отдельного ЭП, осуществляется на базе экономического эквивалента реактивной мощности (ЭЭРМ) Б0, значение которого рассчитывается по экспериментальным данным один раз в 2 года и остается для конкретного ЭП неизменным (равным этому рассчитанному значению) в течение указанного периода времени. В работах [2, 3] проанализированы недостатки такого определения ПАЭ (вызванных влиянием РМ), которые состоят в очень приближенном их вычислении при таком расчете, не учитывающем: текущую загрузку участков энергосистемы (УЭС) реактивной мощностью, распределение РМ в участках и узлах энергосистемы (ЭС), изменение схемной кон-
фигурации ЭС при ее функционировании (вследствие переключения коммутационной аппаратуры).
Уточненный расчет ПАЭ, вызванных в ЭС влиянием РМ отдельного ЭП, приведен в статьях [3, 4], который базируется на вычислении для каждого временного интервала дискретности автоматизированного съема показаний (ИДАСП) счетчиков э/э текущих значений ЭЭРМ по потребляемой и генерируемой РМ для каждого участка ЭС. Наиболее точный расчет ПАЭ, вызванных в ЭС одновременным действием РМ и АМ отдельного ЭП, предложен в [4], при котором вычисляемые текущие значения экономических эквивалентов активной (ЭЭАМ) и реактивной (ЭЭРМ) мощностей для произвольного УЭС учитывают: во-первых, справедливое распределение АМ и РМ во всех узлах и участках ЭС; во-вторых, текущую загрузку каждого УЭС по АМ и РМ; в-третьих, изменение схемной конфигурации ЭС во время ее функционирования; в-четвертых, взаимную компенсацию потребляемой и генерируемой АМ и РМ в узлах ЭС.
При указанных расчетах [3, 4] на протяжении ИДАСП (в настоящее время равном 30 минутам) значения АМ Рт(Г) и РМ Qm(J) в т-ом УЭС принимаются постоянными, рассчитываемыми в виде:
© А. В. Волков, О. Г. Мирошниченко 2007 р.
