CC BY
60
Оригинальная статья / Original article УДК 621.31
http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2017-12-149-163
ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ С СИНХРОННЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ
© Ю.В. Коновалов1
Иркутский национальный исследовательский технический университет, Российская Федерация, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
РЕЗЮМЕ. ЦЕЛЬЮ является определение путей эффективной реализации энергосберегающей политики по уменьшению потерь электрической энергии на промышленных предприятиях путем оптимального использования имеющихся синхронных двигателей совместно с компенсирующими установками для компенсации реактивной мощности при современных условиях ценообразования в электроэнергетике. МЕТОДЫ. Для достижения поставленной цели для сетевых организаций выполнен анализ потерь электрической энергии, используемых при ценообразовании. Проведена оценка регулировочных возможностей синхронных электроприводов горнодобывающих и перерабатывающих комплексов и определены возможности их использования для компенсации реактивной мощности совместно со ступенчато регулируемыми компенсирующими установками. Методом неопределенных множителей Лагранжа определено оптимальное распределение реактивной мощности. РЕЗУЛЬТАТЫ. Анализ нормативной базы государственного регулирования тарифов в электроэнергетике в современных условиях подтверждает необходимость непрерывного контроля и регулирования потребления электроэнергии с позиции минимизации затрат на оплату за потребленную электроэнергию с учетом действующих правил определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен. Методом определения экстремума функции многих переменных, взаимно связанных определенными связями, выявлен минимум приведенных затрат на генерацию и распределение реактивной мощности на уровне шин подстанции для каждой ступени графика нагрузки, являющегося расчетным периодом. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Разработанная методика вычисления оптимальной загрузки синхронных двигателей, работающих совместно с компенсирующими установками, позволяет повысить энергетическую эффективность работы промышленного предприятия со значительной располагаемой реактивной мощностью синхронных двигателей. Выбранный режим компенсации обеспечивает минимум приведенных затрат на генерацию и распределение реактивной мощности на каждой ступени графика нагрузки с учетом потерь активной мощности в комплексе синхронный двигатель - система возбуждения. Это обеспечивает уменьшение потерь электрической энергии в электротехнических комплексах промышленных предприятии, в их распределительных сетях и в сетях сетевой организации при современных условиях ценообразования в электроэнергетике.
Ключевые слова: оптимизация, потери электроэнергии, электротехнический комплекс, синхронные двигатели, компенсация, реактивная мощность, ценообразование
Формат цитирования: Коновалов Ю.В. Оптимизация режимов работы электротехнических комплексов с синхронными двигателямив современных условиях ценообразования // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2017. Т. 21. № 12. С. 149-163. DOI: 10.21285/1814-3520-2017-12-149-163
OPTIMIZATION OF OPERATING MODES OF ELECTROTECHNICAL SYSTEMS WITH SYNCHRONOUS MOTORS IN MODERN PRICING CONDITIONS Yu.V. Konovalov
National Research Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk 664074, Russian Federation
ABSTRACT. The PURPOSE of the paper is determination of the ways of effective implementation of energy saving policy on electric power loss reduction at industrial enterprises through the optimal use of available synchronous motors in combination with compensating plants for the purpose of reactive power compensation under current pricing conditions in the electric power industry. METHODS. In order to achieve the set purpose the analysis of electrical energy losses used for pricing purposes has been performed for grid organizations. The adjusting capabilities of synchronous electric drives at mining and processing complexes have been assessed and their application possibilities for reactive power compensation together with step-controlled compensating plants have been determined. The optimal distribution of
1
Коновалов Юрий Васильевич, кандидат технических наук, доцент кафедры электропривода и электрического транспорта, e-mail: yrvaskon@mail.ru
Yury V. Konovalov, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Electrical Drive and Electrical Transport, e-mail: yrvaskon@mail.ru
reactive power has been determined by the Lagrange method of undetermined multipliers. RESULTS. The analysis of the regulatory framework of state regulation of tariffs in the electric power industry in modern conditions proves the need for continuous monitoring and regulation of electrical energy consumption in terms of minimizing the consumed electricity costs taking into account the current rules for determination and application of non-regulated prices by guaranteeing suppliers. The determination method of the function extremum of several variables interconnected by certain constraints has been used to identify the minimum of the reduced costs for generation and distribution of reactive power at the level of substation buses for each stage of the load graph, which is the calculation period. CONCLUSION. The developed calculation methodology for the optimal loading of synchronous motors operating in combination with compensating plants allows to increase the operation energy efficiency of an industrial enterprise with considerable available reactive power of synchronous motors. The selected compensation mode provides a minimum of the reduced costs for generation and distribution of reactive power at each stage of the load graph taking into account the active power losses in the complex of synchronous motor - excitation system. This reduces the losses of electrical energy in electrotechnical complexes of industrial enterprises, their distribution networks and in the networks of grid organizations under current pricing conditions in electric power industry.
Keywords: optimization, electrical energy losses, electrotechnical complex, synchronous motors, compensation, reactive power, pricing
For citation: Konovalov Yu.V. Optimization of operating modes of electrotechnical systems with synchronous motors in modern pricing conditions. Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2017, vol. 21, no. 12, pp. 149-163. (In Russian). DOI: 10.21285/1814-3520-2017-12-149-163
Введение
На промышленных предприятиях для повышения эффективности работы и уменьшения себестоимости продукции стремятся уменьшить составляющую, связанную с оплатой за электрическую энергию. В стоимость электроэнергии входит как оплата потребленной электроэнергии, идущая на полезное преобразование электрической энергии в другой вид энергии, так и оплата потерь электроэнергии в распределительных сетях и установках электротехнических комплексов. В табл. 1 приведена используемая для целей ценообразования [1] информация о фактических и планируемых потерях электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть сетевых организаций ПАО «МРСК Сибири» (дочерняя компания ПАО «Россети»).
Как видно из табл. 1, фактические потери электрической энергии в распределительных сетях для сетевых организаций ПАО «МРСК Сибири» за 2016 год составили от 4,42% до 38,87% от отпуска электрической энергии в сеть. В абсолютном выражении для сетевых организаций ПАО «МРСК Сибири» сумма фактических потерь за 2016 г. составила 5 410,76 млнкВтч. На 2017 год почти по всем рассматриваемым сетевым организациям планируется рост потерь в относительном выражении.
Значительная доля потерь электрической энергии в распределительных сетях подтверждает важность разработки мероприятий по уменьшению этих потерь. Одними из основных потребителей электрической энергии в промышленности являются горнодобывающие и перерабатывающие комплексы. В общем балансе электрических нагрузок этих предприятий до 35-40% приходится на долю электротехнических комплексов с синхронными двигателями (СД) средней и большой мощности, используемых в качестве приводов насосных, буровых компрессорных, вентиляторных и других установок. Одним из путей эффективной реализации энергосберегающей политики по уменьшению потерь электрической энергии на этих предприятиях является оптимальное использование имеющихся синхронных двигателей для целей компенсации реактивной мощности. На показатели режимов работы СД оказывают влияние параметры его системы возбуждения (СВ). Поэтому при оптимизации режима работы СД необходимо рассматривать двигатель и его систему возбуждения как единый электротехнический комплекс: синхронный двигатель - система возбуждения (СД-СВ). В качестве критерия оптимизации можно принять минимум целевой функции приведенных расчетных затрат на компенсацию реактивной мощности. Затраты, связанные с потерями электроэнергии, зависят от цен на электрическую энергию и мощность, которые определяются тарифами и порядком расчета.
Таблица 1
Потери электрической энергии в сетях сетевых организаций ПАО «МРСК Сибири»
Table 1
Electrical energy losses in the networks of grid organizations of IDGC of Siberia PJSC
Сетевые организации Network companies Информация о потерях электрической энергии в сетях сетевой организации, используемая для целей ценообразования / Information on electrical energy losses in network organization grids used for pricing purposes Изменение потерь к 2016 г.,% / Change in losses by 2016, %
за 201 6 г. / for 2016
% млн кВтч / на 2017 г., % / for 2017,%
million kWh • h
Алтайэнерго/ Altayenergo 7,55 576,01 7,76 +2,78
Бурятэнерго/ Buryatenergo 7,01 309,05 14,14 +101,71
Горно-Алтайские
электрические сети (ГАЭС) / Gorno-Altay Electric Networks 16,84 90,96 18,73 +11,22
(GAEN)
Красноярскэнерго / Krasnoyarskenergo 13,29 1 914,99 РЭК Красноярского края данные не предоставила / REC of the Krasnoyarsk Territory did not provide data -
Кузбассэнерго-РЭС / Kuzbassenergo-REC 4,42 721,24 4,49 +1,58
Омскэнерго / Omsken-ergo 7,25 618,46 7,77 +7,17
Хакасэнерго / Khakasenergo 2,14 250,15 Комитет по тарифам Республики Хакасия данные не предоставил / The Tariff Committee of the Republic of Khakassia did not provide the data -
РСТ Забайкальского края
Читаэнерго / Chitaenergo 10,08 652,63 данные не предоставила / The RST of the Trans-Baikal Region did not provide the data -
АО «Тываэнерго» / "Tyvaenergo" JSC 38,87 277,27 26,69 -31,34
Нормативная база государственного регулирования тарифов
На рубеже ХХ и XXI вв. в России возникла необходимость в создании системы государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию для обеспечения паритета экономических интересов между потребителями и производителями энергоресурсов.
В этот период произошли существенные изменения в подходах оплаты за потребленную электроэнергию. Развиваемые рыночные отношения в экономике России и широкие возможности непрерывного контроля и учета электроэнергии, а также развитие систем управления электропотреблением стали предпосылками принятия новых подходов в области ценообразования в электроэнергетике. Был принят ряд документов, изменивших порядок расчета за электроэнергию для промышленных предприятий по двухставочному тарифу по заявленной мощности в фиксированные часы максимума нагрузки и суммарную потребленную активную электроэнергию в соответствии с Прейскурантом ПК 09-01 «Тарифы на электрическую и тепловую энергию». С 1991 года развивающиеся рыночные отношения в экономике России сделали невозможным расчеты за энергоресурсы по Прейскуранту ПК09-01 в силу динамичности изменения ситуации в стране и сложности контроля за процессами только на федеральном уровне, без учета особенностей развития регионов. Была предложена система единого ценообразования, разработанная на основе мирового опыта государственного регулирования тарифов на энергоресурсы с учетом имеющейся в СССР Единой энергетической системы (ЕЭС). Тарифы устанавливались Федеральными и региональными энергетическими комиссиями. Региональные энергетические комиссии действовали на территориях производственных энергетических объединений. В 1990 году Министерством энергетики было утверждено «Временное положение о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую от электростанций и тепловых сетей Минэнерго СССР». Это положение действовало только в 1991 г., не отменяло Прейскурант 09-01, а предполагало изменение тарифов введением коэффициента не выше 1,15 после утверждения в государственном комитете цен.
После выхода постановления Правительства РСФСР от 19.12.1991 № 55 «О мерах по либерализации цен» Правительством Российской Федерации 17.01.1992 было утверждено Положение о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям на территории Российской Федерации на 1992 год.
В 1992 года было утверждено Положение о Федеральной энергетической комиссии (ФЭК) и созданы региональные энергетические комиссии (РЭК), а также утверждено Положение о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации на 1993 год. Таким образом, в этом году были созданы методические основы регулирования, которые до 1996 года продлевались специальными решениями Правительства.
В 1999 году была начата административная реформа по созданию единого органа, устанавливающего и контролирующего применение тарифов. В 2003 году принят Федеральный закон № 35-Ф3 «Об электроэнергетике», а указом Президента РФ от 09.03.2004 г. № 314 «О системе и структуре федеральных органов исполнительной власти» ФЭК преобразована в Федеральную службу по тарифам (ФСТ).
С этого времени принят ряд важных документов по регулированию цен на электроэнергию, основными из которых являются:
• Постановление Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178 (в редакции от 28.08.2017г.) «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» (вместе с «Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике», «Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике») (с изменениями и дополнениями, вступающими в силу с 01.09.2017);
• Постановление Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1179 (в редакции от 28.08.2017 г.) «Об определении и применении гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность)» (вместе с «Правилами определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность)»;
• Приказы Федеральной службы по тарифам:
- от 6 августа 2004 г. № 20-э/2 «Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке»,
- от 17 февраля 2012 г. № 98-э «Об утверждении Методических указаний по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки»,
- от 28 марта 2013 г. № 313-э «Об утверждении Регламента установления цен (тарифов) и (или) их предельных уровней, предусматривающего порядок регистрации, принятия к рассмотрению и выдачи отказов в рассмотрении заявлений об установлении цен (тарифов) и (или) их предельных уровней и формы принятия решения органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов»;
• Постановление Правительства РФ от 4 мая 2012 г. № 442 (в редакции от 28.10.2017 г.) «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» (вместе с «Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии», «Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии»).
В настоящее время Постановления Правительства Российской Федерации № 1178, № 1179 от 29.12.201 г. и № 422 от 04.05.2012 г. являются базовыми документами при государственном регулировании тарифов и функционировании рынков электрической энергии.
Постановка задачи по определению приведенных затрат на компенсацию реактивной мощности
Для уменьшения потерь электроэнергии в распределительных сетях необходимо поддерживать рациональные перетоки реактивной мощности, связанные с уровнем напряжения и балансом мощностей [2-4]. На ряде промышленных предприятий в качестве местных источников реактивной мощности используются, в основном, ступенчато регулируемые компенсирующие установки (КУ) и комплексы (СД-СВ) [4]. Рассмотрим оптимальное использование комплекса СД-СВ при его совместной работе со ступенчато регулируемой КУ в пределах каждой ступени графика нагрузки для обеспечения заданного уровня компенсации, при котором потери активной мощности в распределительных сетях будут минимальны.
Все крупные промышленные предприятия, в основном, являются покупателями шестой ценовой категории, к которой относятся потребители с максимальной мощностью принадлежащих им энергопринимающих устройств от 670 кВт до 10 МВт.
В соответствии с Правилами определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) (Постановление Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442) уровни нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям шестой ценовой категории, определяются для каждого часа к расчетного периода ступени графика нагрузки поставщиком электрической энергии.
Для предприятия АО «Татэнергосбыт», поставляющего электрическую энергию (мощность) для крупных нефтегазодобывающих и перерабатывающих комплексов, предельные уровни нерегулируемых цен (для объемов покупки электрической энергии (мощности)), в отношении которых в расчетном периоде осуществляются почасовое планирование и учет, и стоимость услуг по передаче определяются по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в двухставочном выражении). В табл. 2 представлена часть формы публикации данных о предельных уровнях нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) и составляющих предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) в июле 2016 года с указанием даты и дня недели.
Таблица 2
Предельные уровни нерегулируемых цен на электрическую энергию АО «Татэнергосбыт», поставляемую потребителям
Table 2
Limiting levels of non-regulated prices for "Tatenergosbyt" JSC _electrical energy supplied to consumers_
Ставка за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемой цены, руб./МВтч, без НДС / Rate of limiting level electrical energy of non-regulated price, rubles/MWh without VAT
Дата / Date Ставка для фактических почасовых объемов покупки электрической энергии, отпущенных на уровне напряжения ВН (присоединение к шинам станций) (руб./МВтч без НДС) / Rate for actual hourly purchase volumes of electrical energy supplied at the level of high voltage, (connection to plant buses) (rubles / MW • h without VAT)
03:0004:00 04:00-05:00 05:00-06:00 8:00-9:00 9:00-10:00 10:00-11:00 20:00-21:00 21:00-22:00 22:00-23:00
1 (пятн.) / (Friday) 1036,47 1013,50 1055,69 1463,81 1540,18 1532,33 1470,29 1524,96 1537,94
2 (субб.) / (Saturday) 1098,74 1095,80 1144,64 1464,04 1534,47 1533,30 1471,13 1486,28 1499,04
3 (воскр.) / (Sunday) 1065,53 1029,52 1063,15 1284,21 1390,44 1524,57 1306,75 1337,94 1438,81
4 (пон.) / (Monday) 902,67 890,04 1016,71 1340,55 1524,57 1492,79 1374,24 1392,61 1356,21
5 (вт ./ (Tuesday) 864,92 866,12 878,16 1424,89 1508,84 1513,58 1477,55 1513,80 1410,18
Дата / date Ставка для превышения фактического почасового объема покупки электрической энергии над соответствующим плановым почасовым объемом,руб./МВтч, без НДС) / Rate for the actual hourly volume of electrical energy purchase exceeding the corresponding planned hourly volume, (rubles / MWh without VAT)
0:00-1:00 1:00-2:00 2:00-3:00 8:00-9:00 9:00-10:00 10:00-11:00 20:00-21:00 21:00-22:00 22:00-23:00
1 (пятн.) / (Friday) 0 0,2 93,86 26,52 45,43 0 0 57,5 0
2 (субб.) / (Saturday) 0 0,08 0 0 30,46 0 0 0 0
3 (воскр.) / (Sunday) 0 0 6,62 18,86 20,77 8,15 136,28 121,99 0
4 (пон.) / (Monday) 0 25,75 56,46 354,78 281,72 241,98 192,91 102,83 0
5 (вт.) / (Tuesday) 10,32 54,6 140,69 172,18 105,54 96,36 1,14 0,07 0
Анализ данных табл. 2 показывает, что управление электропотреблением необходимо осуществлять непрерывно с учетом расчетного периода ступени графика нагрузки, так как ставки почасовых объемов за электрическую энергию в час утреннего максимума практически в полтора раза выше ставки в ночные часы. А ставка за превышение фактического почасового объема покупки электрической энергии отличается между собой в десятки раз для часов утреннего максимума и в ночные часы. Для поддержания рационального уровня реактивной мощности в качестве критерия оптимизации примем минимум целевой функции приведенных расчетных затрат на компенсацию реактивной мощности для каждой ступени графика нагрузки, которые представлены в виде следующих составляющих:
1. Затраты на увеличение оплаты за мощность, приобретаемую потребителем предельного уровня нерегулируемой цены, определяемой гарантирующим поставщиком в отношении поставляемого потребителю, принадлежащему к п -й группе, объема мощности по нерегулируемой цене за расчетный период т, оплачиваемой по ставке за мощность ЦМ
(руб./кВт) в связи с дополнительными потерями активной мощности в комплексах СД-СВ на генерацию реактивной мощности арф в течение часа И расчетного периода ступени графика
нагрузки:
З = Ц. (1)
Для удобства выполнения оптимизационных расчетов выразим потери активной мощности в комплексе СД-СВ на генерацию активной ЛРв в физических единицах. Тогда
= + Д4 , (2)
где Д3 = с8дн; Д4 = Ъ8Щ; с и Ъ - коэффициенты, определяемые в зависимости от типа и параметров системы возбуждения [5]; 2д/! - реактивная мощность комплекса СД-СВ в течение часа к расчетного периода ступени графика нагрузки. С учетом (2) формулу (1) запишем как
з=цм ■ (РзОд+). (3)
2. Затраты на увеличение оплаты за мощность, оплачиваемую по дифференцированной по уровням напряжения ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии за содержание электрических сетей предельного уровня нерегулируемых цен и определяемой в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг в отношении расчетного периода т и / -го уровня напряжения ЦС (руб./кВт) в связи с дополнительными потерями активной мощности в комплексах СД-СВ на генерацию реактивной мощности ЛР^ в течение часа к расчетного периода ступени графика нагрузки:
З = ЦСЛф = ЦС■ (ДО, + РОД). (4)
Затраты на увеличение оплаты за мощность по ставке ЦМ и ставке ЦС, определяемые по (3) и (4), можно объединить в общие затраты на увеличение оплаты за мощность:
зм = З + З2 = (ЦМ + ЦС) ■ (РзОдь + РОД,). (5)
3. Затраты на увеличение оплаты за электроэнергию в связи с дополнительными потерями ЛРек при использовании СД в режиме генерации реактивной мощности:
Зз = (ЦЭ1 + ЦЭ2 + ЦЭ + ЦЭ4 + ЦЭ5)-ЛРвк -Тк =
= (цэ1 + цЭ2 + цэ3 + цЭ4 + цэ5) х (рзод, + род,) ■ тк, (6)
где ЦЭ - ставка за электрическую энергию (в обозначениях постановления Правительства
РФ № 11792 ЦПУТ Э1) предельного уровня нерегулируемых цен для потребителей, которая
применяется к фактически поставленному потребителю, принадлежащему к п -й группе, почасовому объему покупки электрической энергии по нерегулируемой цене на / -м уровне напряжения в час к расчетного периода т. Данная ставка определяется как сумма следующих составляющих:
- ЦСВНЦЭРСВ (дифференцируемая по часам расчетного периода цена на электрическую энергию на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора ценовых заявок);
- (дифференцируемая по уровням напряжения ставка для определения расходов на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях тарифа на услуги по передаче электрической энергии, определяемая органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации);
- Ц1^ (плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, рассчитываемая в отношении расчетного периода m);
- ЦСНЭ (сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, определяемая в отношении часа h расчетного периода m и n -й группы потребителей в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен в электроэнергетике).
ЦЭ 2 - ставка за электрическую энергию (в обозначениях постановления Правительства РФ № 1179 Ц™ЦЦЭМЭ2) предельного уровня нерегулируемых цен для потребителей, которая применяется к величине превышения фактического почасового объема покупки электрической энергии над соответствующим плановым почасовым объемом потребителя за расчетный период m, для n -й группы потребителей в отношении часа h расчетного периода. Эта ставка определяется как сумма следующих составляющих:
- (дифференцируемая по часам расчетного периода цена на электрическую
энергию на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора ценовых заявок для балансирования системы в отношении объема превышения фактического потреблении над плановым потреблением в час h расчетного периода m);
- ЦСНэ2 (сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, учитываемая в стоимости
электрической энергии в ставке ЦПУННЦЭМ'Э2 и определяемая в отношении часа h расчетного периода m и n -й группы потребителей).
ЦЭ3 - ставка за электрическую энергию (в обозначениях постановления Правительства
РФ № 1179 ЦПУНЦЭМЭ3) предельного уровня нерегулируемых цен для потребителей, которая
применяется к величине превышения планового почасового объема покупки электрической энергии над соответствующим фактическим почасовым объемом потребителя за расчетный период m , для n -й группы потребителей в отношении часа h расчетного периода. Эта ставка определяется как сумма уже следующих составляющих:
- ЦСВНЦЭ- (дифференцируемая по часам расчетного периода цена на электрическую
энергию на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в отношении объема превышения планового потребления над фактическим потреблением в час h расчетного периода m);
- ЦСпЭ3 (сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, учитываемая в стоимости электрической энергии в ставке ЦПУНЦЭМ'Э3 и определяемая в отношении часа h расчетного периода m и n -й группы потребителей).
ЦЭ4 - ставка за электрическую энергию (в обозначениях постановления Правительства РФ № 1179 ЩУЦЭМЭ) предельного уровня нерегулируемых цен для потребителей, кото-
Правила определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность). Утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1179 // Собрание законодательства Российской Федерации. 2012. № 4. 505 c. / Rules for the determination and application of non-regulated prices of electrical energy (power) by guaranteeing suppliers // Collected Legislation of the Russian Federation, 2012, no. 4, 505 p.
рая применяется к сумме плановых почасовых объемов покупки электрической энергии потребителя по нерегулируемой цене за расчетный период т, для п -й группы потребителей в отношении расчетного периода. В случае если црСВ-не6аланс > о, указанная ставка применяется
в сторону увеличения суммарной стоимости электрической энергии, приобретенной потребителем по нерегулируемым ценам в расчетном периоде т. В случае если црСВ-небаланс < о, указанная ставка применяется в сторону уменьшения суммарной стоимости электрической энергии, приобретенной потребителем по нерегулируемым ценам в расчетном периоде т. Эта ставка определяется как сумма составляющих \црСВ,неба*анс\ и ЦСНпЭ4\:
- црСВ'небаланс (приходящаяся на единицу электрической энергии величина разницы
предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, определяемая коммерческим оператором оптового рынка для расчетного периода т );
- ЦСНЭ4 (сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, учитываемая в стоимости электрической энергии в ставке ЦПУНЦЭМ,Э4 и определяемая в отношении расчетного периода т и п -й группы потребителей).
ЦЭ5 - ставка за электрическую энергию (в обозначениях постановления Правительства
РФ № 1179 ЦПт1ЩЭМ Э5) предельного уровня нерегулируемых цен для потребителей, которая
применяется к сумме абсолютных значений разностей фактических и плановых почасовых объемов покупки электрической энергии потребителя по нерегулируемой цене за расчетный период, определяемый гарантирующим поставщиком для п -й группы потребителей в отношении расчетного периода т. В случае если цБр,небаланс > о, указанная ставка применяется в сторону увеличения суммарной стоимости электрической энергии, приобретенной потребителем по нерегулируемым ценам в расчетном периоде т. В случае если црр-небаланс < о, указанная
ставка применяется в сторону уменьшения суммарной стоимости электрической энергии, приобретенной потребителем по нерегулируемым ценам в расчетном периоде т . Эта ставка определяется как сумма составляющих и \цСН„Э5\:
- цБР'небаланс (приходящаяся на единицу электрической энергии величина разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы, определяемая коммерческим оператором оптового рынка для расчетного периода т );
- ЦснЭ5 (сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, учитываемая в стоимости электрической энергии в ставке ЦПУНЦЭМЭ и определяемая в отношении расчетного периода т и п -й группы потребителей).
Тк - продолжительность ступени графика нагрузки, равная одному часу при почасовом
контроле объема потребления электрической энергии.
4. Затраты на вводные и регулирующие устройства для КУ зависят от типа применяемого регулирующего устройства и количества ступеней КУ и не зависят от мощности компенсирующих устройств:
звр = ^ву ■ ссу + ^вр ■ ср, (7)
где кду и квр - общие отчисления от капиталовложений для вводного и регулирующего устройства соответственно; сву и ср - стоимость вводного и регулирующего устройства.
5. Затраты, зависящие от полной мощности КУ 0КУ:
зку = ^е ' ску ' qку, (8)
где кЕ - общие отчисления от капиталовложений для КУ; с^у - удельная стоимость КУ.
6. Затраты, зависящие от величины реактивной мощности КУ на каждой ступени ,
удельных потерь в компенсирующих установках АР^ и удельной стоимости потерь с0:
зкуц = С0 ' аркуь ' о-куъ ■ (9)
7. Затраты, связанные с потерями активной мощности в распределительной сети из -за передачи реактивной мощности:
зс = с1 -Ое ■тр -т2> (10)
где с1 - параметр, характеризующий потери активной мощности в распределительной сети из-за передачи по ней реактивной мощности; 0 - суммарная реактивная мощность, передаваемая предприятию от энергосистемы; ТР - число часов работы предприятия в год:
с =— 02 М'Т"! (11)
С1 = 02 и2 ' ( )
где , и и 0 - активное сопротивление, среднее напряжение и реактивная мощность, передаваемая по I -му элементу распределительной сети; Тп1 - число часов потерь в год для I -го элемента распределительной сети.
Целевая функция приведенных затрат
С учетом определенных затрат по (5)-(11) целевая функция суммарных расчетных затрат на генерацию реактивной мощности ступенчато регулируемой КУ и я = / синхронными двигателями для часа И расчетного периода графика нагрузки имеет следующий вид:
t f
3 = ÉZ[([)*+ЦС )-(D3 + d4 )]
h=1 s=1 t f
+ХХ[((ЦЭ1Х+( ЦЭ 2)h + (ЦЭ\ + ( ЦЭ \ + ( ЦЭХ ) x
h=1 s=1
g Q2 R T
x(D^Q^s + D4&) • T + Z^RT^]+
l=1 U l
n
+kBYCBY + kBPCP + kZCKYQKY + C0 Z АРКУкОкУк ■ (1 2)
q=i
В реальной СЭС предприятия независимые переменные и на каждой ступени
графика нагрузки в отношении часа к расчетного периода связаны рядом конкретных условий: балансом мощностей, ограничением по возможности генерации реактивной мощности конкретным СД и зависимостью мощности КУ от фактического напряжения в узле нагрузки:
/ /
ЯэН = Яии - Якуь - Е + Е 0-1СК; (13)
5=1 .5=1
О, * О* (14)
Оку, =ОКУнЬ -(Ц* / ин)2, (15)
где 0ЭЙ - оптимальное, экономически обоснованное значение реактивной мощности, передаваемое из сети энергосистемы в течение часа к расчетного периода ступени графика нагрузки; <2ПП - реактивная мощность, потребляемая электроустановками предприятия; - величина реактивной мощности КУ в течение часа к расчетного периода ступени графика
/
нагрузки при фактическом напряжении на этой ступени; Е<2ДК, - величина реактивной
5 = 1
мощности, генерируемой двигателями на данной ступени графика; - располагаемая реактивная мощность . -го двигателя в течение часа к расчетного периода ступени графика нагрузки; - реактивная мощность, потребляемая системой возбуждения . -го двигателя; Ошнн - номинальная реактивная мощность КУ в течение часа к расчетного периода ступени графика нагрузки.
Располагаемая реактивная мощность 5 -го СД устанавливается с учетом теплового состояния машины; продольное и поперечное сопротивления якоря хаа и хад определяются с
учетом влияния насыщения магнитопровода СД [5], продольное и поперечное синхронные индуктивные сопротивления двигателя равны: хл = + X; х = + X?, а ток возбуждения определяется учетом фактических режимных параметров из выражения = Е0 / хас1 [4]:
и2 + ( 3Д * 3 (РдР2дн + ¿дЯддн ) + «д (2+ ха, + хщ )Ядн
// =-■> . (16)
+ 2«д (X ад + ^ )0дн + (рд р1дн + «дЯдн )(+ ^ )/и 2
Оптимальные значения о и , удовлетворяющие целевой функции (12) и являющиеся допустимыми решениями с учетом ограничений (13)-(15), определяются методами теории оптимизации.
При наличии на предприятии СД и КУ для обеспечения заданного уровня компенсации, при котором потери активной мощности в распределительных сетях будут минимальны, режим комплекса СД-СВ должен определяться в пределах каждой ступени графика нагрузки. Если СД удалены от шин главной понизительной подстанции (ГПП), то сопротивление их обмоток статора должно быть повышено на величину сопротивления ЛЭП, соединяющей СД с шинами ГПП. В качестве критерия оптимизации примем минимум приведенных затрат на генерацию и распределение реактивной мощности на уровне шин ГПП для каждой ступени гра-
фика нагрузки. Суммарные расчетные затраты для рассматриваемой ступени графика нагрузки (в течение часа И расчетного периода ступени графика нагрузки) определяются из уравнения (12):
З = [((ЦМ)и + (ЦС)и) + ((Цэ1)и + (Цэ2)и + (ЦЭ3)и + (Цэ4)и + (Цэ5)и) - Т] X
x(Z (+ D4& ) -T ) + Зс + 3oК + Зкву (1 7)
при ограничениях:
Ои - ОПП + Оу + - Ъа^ = 0 ; (18)
Ои ^ ОДТЬ ; (19)
Оу = ОКУНи и / ин )2, (20)
где зок = звр + зку; эк = с0 -аркш . Затраты з0к, зс и зк ступени графика нагрузки являются величинами постоянными.
Для определения оптимальных значений распределения реактивной мощности между КУ и СД ступени графика нагрузки 0ди и 0^, при которых целевая функция (17) достигает
минимума, воспользуемся методом определения экстремума функции многих переменных, взаимно связанных определенными связями, а именно - методом неопределенных множителей Лагранжа. Функция Лагранжа в этом случае, с учетом уравнения связи (18), будет иметь вид
р = [((ЦМ )и + (ЦС )и )++(( Цэ1)и + (ЦЭ2Х + ( Цэз)и + ( Цэ4)и + ( Цэ5)и )- Ти ] x
x(Z DQ^s + D4 q^ ) - T ) + Зс + 3o К + ЗкЯу +
s=1
-Qnn + Q^* + Zq^-ZfQicb)■ (21)
S=1 S=1
Определив частные производные Р по , 0^, 1 и приравняв их к нулю, получим систему следующих уравнений:
0Р = [(ЦМ + ЦС) + (ЦЭ1 + ЦЭ2 + ЦЭ3 + ЦЭ4 + ЦЭ5) - Ти ] - Рз1 + 2D41 - Оди1) +1 = 0; (22)
.-VI . / V . . . . . , 'hJ V^31 1 ^^41 iißhl
dQmi
-f = [(цм + цс ) + (цэ1 + цэ2 + цэ3 + цэ 4 + цэ5) - th ] - ( df + 2d41 ) + л = 0; (23)
dQw
dF = Зк +Л = 0; (24)
50
KYh
5f f f
= qh - qun + qkyh + Zqms - ZQ^ = 0. (25)
s=1 s=1
s=1
Условия (22)-(25) являются условиями экстремума целевой функции (17). Для получения минимума \ нужно для каждого экстремума определить знак второго дифференциала ^. Тогда из системы уравнений (22)-(25) получим:
д2р = [(цм + цс) + (цэ1 + цэ2 + цэ3 + цэ4 + цэ5) • тк] • 2d41; (26)
= [( Цм + ЦС )+( ЦЭ1 + ЦЭ 2 + ЦЭ3 + ЦЭ4 + ЦЭ5 ) • Th ] • 2d4 ,. (27)
Так как в (26) и (27) все величины в правой части положительные, то и вторые производные д2^ положительные и, следовательно, экстремум целевой функции, найденный из условий (22)-(25), является минимумом данной функции. Из (24) получим:
Я = - Зк, (28)
а из (22)-(25)
Я = {- // [(ЦМ + ЦС) + (ЦЭ1 + ЦЭ2 + ЦЭ 3 + ЦЭ4 + ЦЭ')• Тк ]}х£ Д + 2Б4Яд^ ). (29) Тогда на основании (28) и (29) имеем зависимость
V(П + 2П О ) =_/ с°' ^"кун__(30)
Е 35 45 Одн') [(ЦМ + Цс) + (ЦЭ1 + ЦЭ2 + ЦЭ3 + ЦЭ4 + ЦЭ5) • т]'
При использовании для компенсации реактивной мощности одного СД или при исследовании СЭС, где все СД заменены одним эквивалентным, величина реактивной мощности, при генерации которой синхронным двигателем имеем в течение часа к расчетного периода ступени графика нагрузки минимум затрат, определится с учетом (30) по формуле
о =_со • Дркук___(31)
одн 2-П -[(ЦМ + цс) + (цэ1 + цэ2 + ЦЭ3 + цэ4 + ЦЭ5)-тк] 2-Д'
или с учетом (2):
c
О =_кун_+ «' О (32)
О 2-П-[(ЦМ + Цс) + (ЦЭ1 + ЦЭ2 + ЦЭ3 + ЦЭ 4 + ЦЭ5) • Т] Д О' ^ )
Реактивная мощность, генерируемая КУ в течение часа к расчетного периода ступени графика нагрузки, определится из (18):
Окун = Опп - Оэн - ОДН + Ос' (33)
При совместной работе СД и КУ в режиме, обеспечивающем минимум приведенных расчетных затрат на генерацию и распределение реактивной мощности на q -й ступени графика
нагрузки, СД работает с загрузкой по реактивной мощности, определяемой зависимостью
О г ■ ЛР
а = =_со Л куй_ = а ,лп (34)
ад0П = ОДя " 2-ДОН •[(ЦМ + ЦС)+(Ц31+ЦЭ2 + ЦЭ3 + ЦЭ4 + ЦЭ5)-Т] =а(34)
Величина оптимальной загрузки СД аДОпТ при его совместной работе со ступенчато регулируемой КУ на заданной ступени суточного графика нагрузки отличается от оптимальной для собственно комплекса СД-СВ аД на величину ЛаД :
_ _o_Kyh_
Д 2-Da •Qw-[(Цм + ЦС) + (ЦЭ1 + ЦЭ2 + ЦЭ3 + ЦЭ4 + ЦЭ5)-ThI'
Значение Лад зависит от удельных потерь в конденсаторах компенсирующих установок, удельной стоимости этих потерь, параметров двигателя, длительности ступени суточного графика нагрузки и ставок за электроэнергию предельного уровня нерегулируемых цен.
Заключение
Разработанная методика вычисления оптимальной загрузки синхронных двигателей, работающих совместно с компенсирующими установками, позволяет повысить энергетическую эффективность работы промышленного предприятия со значительной располагаемой-реактивной мощностью синхронных двигателей. Выбранный режим компенсации обеспечивает минимум приведенных затрат на генерацию и распределение реактивной мощности на каждой ступени графика нагрузки с учетом потерь активной мощности в комплексе СД-СВ. Это обеспечивает уменьшение потерь электрической энергии в электротехнических комплексах промышленных предприятии, в их распределительных сетях и в сетях сетевой организаций при современных условиях ценообразования в электроэнергетике.
Библиографический список
1. МРСК Сибири - Отпуск электроэнергии в сеть/из сети [Электронный ресурс]. URL: http://mrsk-sib.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=752:poteri-elektroenergii-v-setyakh&catid=1044:40-poteri-elektroenergii-v-setyakh&Itemid=1863&lang=ru40 (11.11.2017).
2. Suslov K.V., Stepanov V.S., Solonina N.N. Smart grid: effect of high harmonics on electricity consumers in distribution networks. In: IEEE International Symposium on Electromagnetic Compatibility. 2013. P. 841-845
3. Степанов В.С., Солонина Н.Н., Суслов К.В. К вопросу повышения качества электроэнергии в сетях электроснабжения // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2015. № 12 (107). С. 197-203.
4. Коновалов Ю.В., Абрамович Б.Н., Устинов Д.А. Электромеханические комплексы с синхронными двигателями. Моделирование, выбор и реализация энергоэффективных режимов. LAPLAMBERT Academic Publishing GmbH&Co. KG, 2013. 121 с.
5. Абрамович Б.Н., Коновалов Ю.В. Дополнительные потери активной мощности в комплексах синхронный двигатель - система возбуждения при работе их в режиме компенсатора реактивной мощности // Промышленная энергетика. 1988. № 4. С. 55-57.
References
1. IDGC of Siberia - Electricity supply to / from the grid. Available at: http://mrsk-sib.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=752:poteri-elektroenergii-v-setyakh&catid=1044:40-poteri-elektroenergii-v-setyakh&Itemid=1863&lang=ru40 (accessed 11 November 2017).
2. Suslov K.V., Stepanov V.S., Solonina N.N. Smart grid: effect of high harmonics on electricity consumers in distribution networks. In: IEEE International Symposium on Electromagnetic Compatibility. 2013, pp. 841-845.
3. Stepanov V.S., Solonina N.N., Suslov K.V. To electrical energy quality improvement in power supply networks. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta [Proceedings of Irkutsk State Technical University]. 2015, no. 12 (107), pp. 197-203. (In Russian).
4. Konovalov Y.V., Abramovich B.N., Ustinov D.A. Elektromekhanicheskie kompleksy s sinkhronnymi dvigatelyami. Mod-elirovanie, vybor i realizatsiya energoeffektivnykh rezhimov [Electromechanical complexes with synchronous motors. Modeling, selection and implementation of energy-efficient regimes]. LAPLAMBERT Academic Publishing GmbH&Co. KG, 2013. 121 p. (In Russian).
5. Abramovich B.N., Konovalov Y.V. Additional losses of active power in the synchronous motor - excitation system when operating in the reactive power compensation mode]. Promyshlennaya energetika [Industrial power engineering]. 1988, no. 4, pp. 55-57. (In Russian).
Критерии авторства
Коновалов Ю.В. самостоятельно выполнил исследования, результаты которых представлены в данной статье. Автор в полной мере несет ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Конфликт интересов отсутствует.
Статья поступила 12.11.2017 г.
Authorship criteria
Konovalov Yu.V. independently carried out the research, the results of which are presented in this article. The author is fully responsible for plagiarism.
Conflict of interests
There is no conflict of interests regarding the publication of this article.
The article was received 12 November 2017
