Перова М.Б., Санько В.М. Управление качеством сельского электроснабжения - файл n1.doc

Перова М.Б., Санько В.М. Управление качеством сельского электроснабжения
скачать (4325 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc4325kb.02.11.2012 08:13скачать

n1.doc

1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   16

2.3 Убытки производителя электроэнергии от снижения качества электроснабжения



На территории Вологодской области действует единственная энергоснабжающая организация - АО Вологдаэнерго, состоящая из следующих структурных подразделений: ТЭЦ, ГРЭС, электрические сети, предприятие производственно-технологической комплектации. Структурные подразделения занимаются выработкой, транспортировкой, отпуском электроэнергии и теплоэнергии, эксплуатацией и ремонтом оборудования электростанций, электрических и тепловых сетей, комплектацией оборудования и материалов для эксплуатации ремонта, учетом и реализацией тепловой и электрической энергии. Территория, занимаемая областью простирается с севера на юг на 250 км, а с запада на восток на 700 км. Главной задачей предприятия является надежное и бесперебойное обеспечение потребителей области электроэнергией и теплом в 26 зонах обслуживания, соответствующих административному делению области на районы.

Установленная электрическая мощность электростанций в области 594 МВт, общая протяженность линий электропередач всех напряжений на балансе Вологдаэнерго- 27507км, кроме того, кабельные линии10-0,4 кВ - 99 км, тепловые сети 57 км. На балансе электрических сетей находится 211 подстанций 35-220кВ и 8293 ТП 6-35/0,4 сельскохозяйственного назначения.

Производство энергии на предприятии определяется отпуском ее в сеть. Вологдаэнерго не может полностью обеспечить область необходимым количеством электроэнергии, поэтому 47% и более энергии, отпускаемой в сеть, покупается у соседних энергосистем. Необходимо заметить, что в среднем 6,8% от отпущенной электроэнергии в сеть приходится на технологический расход на транспорт (по России 7,88%). Максимальная величина расхода энергии при ее передаче (9,2%) наблюдается в IV квартале, минимальная (4,7%) - во II квартале. По данным Мирового энергетического совета считается, что приемлемый уровень технологического расхода в сетях находится в пределах 6...8%.

Энергоснабжающая организация реализует энергию различным группам потребителей. Самыми крупными из них являются промышленные и приравненные к ним потребители (54,8%); сельское хозяйство, включая сельское население, потребляет 12% полезного отпуска в сеть. Кроме электроэнергии, Вологдаэнерго отпускает потребителям тепловую энергию, вырабатываемую главным образом на ТЭЦ. Основными потребителями теплоэнергии являются промышленные и оптовые потребители-перепродавцы, на их долю приходится 99% общего полезного отпуска тепловой энергии. Теплично-парниковое хозяйство потребляет в среднем по году 0,5 %.

Формирование себестоимости в энергетике, в отличие от других отраслей промышленности, имеет ряд особенностей. Главной особенностью является ее калькулирование франко-потребитель, что обусловлено жесткой и неразрывной связью между производством и потреблением энергии. Себестоимость энергии в энергосистеме включает затраты на производство, передачу и ее распределение потребителям. Отсутствие незавершенного производства позволяет издержки производства за определенный отрезок времени полностью относить на себестоимость произведенной энергии. На себестоимость влияют расходы по содержанию резерва мощности на электростанциях и электросетях для обеспечения бесперебойности энергоснабжения потребителей. Еще одной особенностью себестоимости на энергопредприятиях является изменение себестоимости в течение года в связи с резкими колебаниями объема производства электрической и тепловой энергии.

Структура себестоимости энергии отличается от структуры себестоимости продукции других предприятий. В себестоимости собственной энергии энергопредприятия велик удельный вес топлива (43%), затраты на заработную плату, напротив, составляют небольшую величину (9%). Особенно явно эта особенность прослеживается в себестоимости тепловой энергии, где удельный вес затрат на топливо находится в пределах 45...80%. Доля себестоимости электроэнергии значительно превышает долю себестоимости теплоты в общей себестоимости продукции и составляет в среднем 95%. В себестоимости отпущенной потребителям электроэнергии большой удельный вес покупной энергии (44%).

Выработанная электростанциями энергия передается организациям, осуществляющим передачу и распределение энергии по потребителям. Передача и распределение энергии производится в соответствии со структурой сетей. Затраты по передаче энергии по воздушным линиям включают: расходы по эксплуатации воздушных линий от распределительных устройств станций до подстанций и далее до пунктов питающих линий и трансформаторных помещений, расходы по содержанию подстанций, расходы по содержанию пунктов питающих линий, фазокомпенсаторов, а так же расходы по содержанию диспетчерской службы, группы режимов, службы релейной защиты, грозозащиты, службы связи и лабораторий, расходы на содержание и ремонт линий, амортизацию, заработную плату инженерно-технического и обслуживающего персонала и др. Исчисление себестоимости передачи и распределения энергии идет методом прямого счета. Издержки по передаче и распределению энергии относятся к производственным затратам. Они суммируются с издержками электростанций на выработку энергии и образуют производственную себестоимость товарной продукции.

Энергопредприятие реализует свою продукцию по тарифам, которые формируются как цены франко-станция назначения. Невозможность складирования продукции вследствие совпадения во времени производства и потребления энергии приводит к зависимости режима работы энергосистемы от режима энергопотребления. Возникает необходимость стимулирования тарифами потребителей к выравниванию графиков нагрузки для снижения неравномерности режима электропотребления.
Снижение качества электроснабжения и нарушение правил эксплуатации электрических сетей потребителем вызывают потери энергоснабжающей организации. Она несет убытки при перерывах в электроснабжении (МУS1), задержке платежа за пользование электроэнергией (МУS1пл), нарушении правил эксплуатации сетей потребителем (МУS1эк), а также при неэкономичной конфигурации сетей и загрузке силового электрооборудования (МУS1з).



Перерыв в электроснабжении потребителей вызывает потери у производителя и увеличение себестоимости 1 кВтч потребляемой электроэнергии, так как независимо от количества произведенной электроэнергии постоянные затраты остаются неизменными. Себестоимость производства и передачи электроэнергии включает технологический расход на передачу электроэнергии по элементам сети, которые для энергопредприятия в настоящее время оплачиваются по среднему тарифу. Потери производителя зависят также от обеспеченности региона электроэнергией собственного производства. Таким образом, убыток производителя от перерыва в электроснабжении

- при положительном сальдо перетоков, т.е. при полном обеспечении потребителей электроэнергией собственного производства



- при отрицательном сальдо перетоков, т.е. при наличии в регионе дефицита электроэнергии собственного производства и поступлении ее от параллельно работающих энергосистем



где WS1- суммарный объем производимой электроэнергии, кВтч; WS2- суммарный объем потребляемой электроэнергии, кВтч; - доля потерь электроэнергии при ее передаче потребителю, о.е.; bс - тарифная ставка для сельскохозяйственных производителей, руб./кВтч; bп - тарифная ставка электроэнергии, покупаемой от параллельно работающих энергосистем, руб./кВтч; b - средняя тарифная ставка на электроэнергию, отпускаемую потребителям, руб./кВтч; сТэ - статья затрат на топливо в себестоимости производства передачи и распределения электроэнергии, руб./кВтч; Wi - среднечасовое потребление электроэнергии i-м потребителем, кВтч.; - длительность перерыва, ч.

При сильном гололеде с ветром могут возникать массовые аварии в сетях. Например, в 1997 г последствия такой аварии сказались в 7 районах области. В таком случае при аварийном обесточивании, предположим, Шекснинскиго района убыток энергоснабжающей организации от часового недоотпуска электроэнергии в тарифах 1997 г. составит:

МУ=(194-116,5)(1+0,0682)12279,2= 1016,5 тыс. руб.

Это убыток только от недоотпуска электроэнергии, не считая затрат на ликвидацию аварий. При локальных авариях убытки, конечно меньше, но они имеют место и их необходимо принимать в учет.

Производитель несет убытки при задержке платежа за пользование электроэнергией, которые включают сумму платежа и потери, вызванные изъятием суммы прибыли из оборота следующих периодов. Эти потери можно определить по рентабельности производства следующих периодов (фактической или планируемой). Сумма убытка будет различной при неплатежах и задержке платежа

- при задержке платежа



- при неплатежах потребителя



где k=(1...K) - временные периоды платежа, мес.; Rk+1 - ожидаемая рентабельность продукции последующих временных периодов платежа, о.е.; bс- тарифная ставка для сельскохозяйственных производителей в k-м временном периоде, руб./кВтч; cэk - себестоимость производства и распределения электроэнергии в k-м п ериоде, руб./кВтч; Wck - количество электроэнергии, потребленной в k-м временном периоде потребителем-должником, кВтч.

Отсутствие регулирования реактивной мощности путем установки средств компенсации реактивной мощности и другими мерами вызывает увеличение потерь мощности в элементах сети из-за возрастания перетоков реактивной мощности



где n=(n1+n2+...) - вектор, компонентами которого являются количества однотипных элементов сети потребителя; b - средняя тарифная ставка на электроэнергию, отпускаемую потребителям, руб./кВтч; - время потерь, ч; Qк - величина необходимой мощности компенсирующих устройств, квар; Pн - наибольшая активная мощность нагрузки, кВт; Uном - номинальное напряжение, кВ; tq, tqк - тангенс угла сдвига фаз, соответствующих коэффициентам мощности до и после компенсации; rn - активное сопротивление n-го элемента сети.

Себестоимость передачи электроэнергии больше при не оптимальной конфигурации сетей и загрузке потребительских трансформаторных подстанций. Экономия на потерях электроэнергии в сетях в конечном итоге сводится к экономии топливно-энергетических ресурсов.

Математическое ожидание коэффициента загрузки трансформаторов в рассматриваемых районах составляет 0,15. Снижение загрузки трансформаторов приводит к уменьшению потерь мощности в обмотках трансформатора при неизменных потерях холостого хода, поэтому удельные потери мощности на единицу передаваемой потребителю мощности нелинейно увеличиваются. Увеличиваются и удельные потери мощности в линиях от перетока этих потерь.



где Р*тi, Р*лi - дополнительные удельные потери активной мощности на 1 кВА передаваемой мощности в i-м трансформаторе и питающих линиях при снижении его коэффициента загрузки, кВт/кВА; W - полезный отпуск электроэнергии потребителю, кВтч.

Дополнительные удельные потери активной мощности в трансформаторе при снижении его загрузки определяются из выражения



где Рхх - потери холостого хода трансформатора, кВт; Ркз - потери короткого замыкания трансформатора, кВт; Sнт - номинальная мощность трансформатора, кВт; кн, кj - номинальный и j-й коэффициенты загрузки трансформатора, рассчитываемые как отношение среднегодовой мощности нагрузки к номинальной мощности трансформатора, о.е.

Дополнительные удельные потери реактивной мощности на 1 кВА передаваемой мощности в трансформаторе вычисляются аналогично



где Iхх - ток холостого хода, %; uк - напряжение короткого замыкания, %.

Дополнительные удельные потери мощности в линии при протекании дополнительных потерь мощности в трансформаторе



где rл - активное сопротивление питающих линий, ом; Uн - номинальное напряжение, кВ.

Для укрупненных расчетов можно представить потери мощности всего трансформаторного парка в виде средневзвешенных потерь. Для этого матрица дополнительных потерь мощности на 1 кВА передаваемой мощности по всем видам трансформаторов и коэффициентам загрузки умножается на вероятность i-х видов трансформаторов в сети. Это допустимо, так как структура парка силового электрообооудования в сети изменяется относительно медленно в результате установки новых или замены существующих трансформаторов.

Средневзвешенные активные потери и дополнительные потери мощности при снижении загрузки трансформаторов в расчете на 1 кВА передаваемой мощности



где Р*i - потери активной мощности i-го трансформатора, рассчитанные по среднегодовой нагрузке, в расчете на 1 кВА передаваемой мощности, кВт/кВА; Р*j, Р*н- средневзвешенные потери мощности на 1 кВА передаваемой мощности при j-м и номинальном коэффициенте загрузки трансформаторов, кВт/кВА; рi - вероятность i-го вида трансформатора, о.е.; рj - вероятность j-го коэффициента загрузки трансформаторов, о.е.

Учитывая существующую структуру парка трансформаторов, средневзвешенные дополнительные удельные потери активной мощности аппроксимируются выражением (кВт/кВА):

при R=0,979

Распространив на область распределение коэффициентов загрузки трансформаторов рассматриваемых районов и подставив в приведенное выражение, получим дополнительные потери мощности по сравнению с полной загрузкой Р=38,1 Вт/кВА и энергии W=333,5 кВтч/кВА. Суммарные потери в трансформаторах увеличиваются на 71,6% из-за низкой их загруженности, что не учитывается при расчете технологического расхода электроэнергии в сети.
Производитель несет убыток от дополнительных потерь в трансформаторе и питающих линиях не только от снижения загруженности трансформаторов, но и от отклонений напряжения на входе трансформатора и несоответствия регулировочных отпаек питающему напряжению. Правда при этом следует оговориться, что в большинстве случаев виновной стороной является сама энергоснабжающая организация. Рассмотрим изменение этих потерь по отношению к потерям в номинальном режиме, т.е. в относительных единицах.

Активные потери в системе «трансформатор-питающая линия» в номинальном режиме определяются





где кип - коэффициент, учитывающий увеличение активных потерь от протекания реактивной мощности трансформатора по линиям электропередач, кВт/квар. С учетом протяженности сельскохозяйственных сетей кип=0,1

Приведенные потери в системе «трансформатор-линия» в номинальном режиме в абсолютном и относительном выражении



приведенные потери в номинальном режиме, т.е. при k=1,0; V=0; Uо=0

Как показал анализ, уровень качества напряжения на потребительских подстанциях далеко не всегда отвечает нормируемому. Изменение питающего напряжения вызывает дополнительные потери мощности и энергии в трансформаторе. Дополнительные потери активной мощности в трансформаторе при изменении питающего напряжения (с учетом изменения потерь в сетях), отнесенные к потерям в номинальном режиме, показаны на рис.2.16. Кривые иллюстрируют дополнительные потери в трансформаторах 25...630 кВА для трех режимов их загрузки (0,2; 0,6; 1,0) при отсутствии регулирования напряжения отпайками трансформатора (Uо=0)



Рис. 2.16

Дополнительные приведенные потери в трансформаторах 25...630 кВА при изменении питающего напряжения и нулевой регулировочной отпайке, отнесенные к потерям в номинальном режиме, описываются аналитическим выражением



при R=0,996

где V - отклонение напряжения (V =0,9...1,1), о.е.; k - коэффициент загрузки трансформаторов, о.е.

Применение в сельских сетях в основном трансформаторов с ПБВ требует сезонного переключения отпаек трансформаторов. Работа на неоптимальных регулировочных отпайках также приводит к увеличению потерь мощности в трансформаторах. Как показывают расчеты, изменение активных потерь холостого хода в трансформаторе в первом приближении не зависит ни от характера нагрузки (осветительная, двигательная и др.), ни от коэффициента загрузки трансформатора и при переключении регулировочной отпайки со среднего значения в крайние (-5 и +5%) изменяются от 116 до 86,4% потерь холостого хода при нулевой отпайке. Реактивная мощность холостого хода изменяется соответственно в пределах 118,4...85,1%. Диапазон изменения потерь короткого замыкания меньше: для активных потерь - 102,6...97,6% и реактивных - 114,5...88,2%.

Дополнительные приведенные потери в трансформаторах 25...630 кВА при изменении регулировочной отпайки трансформаторов и номинальном питающем напряжении описываются аналитическим выражением



при R=0,997

где Uо - напряжение отпайки (Uо=0,95...1,05), о.е.

При несоответствии регулировочной отпайки реальным уровням напряжения приведенные затраты на оплату потерь электроэнергии в трансформаторах и линиях передачи изменяются в относительных величинах в пределах -0,48...+0,7 от затрат в номинальном режиме.

Крупные аварии, особенно по причинам форс-мажорного характера, требуют значительных денежных средств для их ликвидации в короткие сроки. Этой цели служит создание страхового фонда. Наличие страхового фонда позволяет сконцентрировать капитал за счет средств фонда или при использовании банковского кредита под обеспечение средствами страхового фонда. Его отсутствие чревато значительными штрафными санкциями производителю за перерывы в электроснабжении, поэтому заинтересованной стороной в создании страхового фонда являются потребитель, и энергоснабжающая организация. Недостаточность средств страхового фонда или его отсутствие приводят к дополнительным убыткам:



где q - увеличение продолжительности отключения питающего напряжения при недостаточности средств для ликвидации аварии по причинам форс-мажорного характера.

Страховой фонд необходим не только для ликвидации аварий по причинам форс-мажорного характера, но и в связи с ограниченной надежностью системы электроснабжения (ремонт, аварийные ситуации и их сочетания, а также нехватка топлива, засушливые годы и пр.) и трудностями экономического и технического характера при решении вопросов качества электроэнергии.
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   16


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации