Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

245

Первая итерация.

Таблица 2 – Исходные данные агрегатов для первого интервала времени

Вид

топлива





МВт

Вид топлива

ХОП

, МВт

ХОП

Точка 1 Точка 2 Точка 3

     

1 1000 1 1000 224 500 333 750 443 1000

Вид топлива ХОП – вид топлива, для которого задана характеристика относитель-

ного прироста (ХОП) (вид топлива из предыдущей итерации).

Таблица 3 –Данные агрегатов

Вид

топлива





МВт

,

МВт

ХОП

Точка 1 Точка 2 Точка 3

     

1 1000 1000 258 500 383 750 510 1000

Для остальных агрегатов приведены аналогичные данные.

Поскольку исходные данные в программном комплексе LinCor заданы в виде ХОП,

то для нахождения коэффициентов затратной характеристики используются следующие

выражения:

ε





2







, (10)













0,7 















0,7 





0,3, (11)

где 



– максимально возможная загрузка агрегата; 



и 



– коэффициенты, найденные

аппроксимацией ХОП до прямой методом наименьших квадратов.

В примере считается, что топливо агрегата, найденное из приведенных соотноше-

ний, является заданным в единицах натурального топлива. Для задачи требуется найти

топливо в тут. Пересчитывать топливо предлагается по соотношению:



тут





нат





, (12)

где 

тут

– тонны натурального топлива; 



– коэффициент пересчета топлива, для которо-

го изначально задан ХОП агрегата.

Таблица 4 – Результаты оптимизации решателя CPLEX первой целевой функции

после первой итерации

Время/Агретат

Первая оптимизация Вторая оптимизация

1 2 3 4 5 6

Ф, млрд.

руб.

1 2 3 4 5 6 Ф, о.е.

0 1 1 1 2 2 1

7.29

1 1 1 2 2 1

7.665 1 2 1 1 2 2 1 2 1 1 1 2 1

2 2 2 1 2 2 1 2 1 1 1 1 1

При параметрах, оптимальных для первой оптимизации, Ф



 12.23 тыс. руб. При

параметрах, оптимальных для второй оптимизации, Ф



 8.8 о.е.

Как видно, вторая оптимизация повышает показания первой сильнее, нежели на-

оборот. Оптимальными признаны параметры первой оптимизации (по минимизации за-

трат).

246

Для того чтобы перевести данные о типах топлива в данные ПО Rastr требуется

выполнить вычисления:



















. (13)

Вторая итерация

Таблица 5 – Результаты оптимизации решателя CPLEX первой целевой функции

после второй итерации

Время/Агретат

Первая оптимизация Вторая оптимизация

1 2 3 4 5 6 Ф, млрд. руб. 1 2 3 4 5 6 Ф, о.е.

1 2 1 1 2 2 1

7.19

211121

7.651

2 2 2 1 2 2 1 211111

При параметрах, оптимальных для первой оптимизации, Ф



 13.23 тыс. руб. При

параметрах, оптимальных для второй оптимизации, Ф



 8.9 о.е. Как видно, вторая опти-

мизация, повышает показания первой сильнее, нежели наоборот.

Оптимальными признаны параметры первой оптимизации (по минимизации за-

трат).

Стоит отметить, что результаты второй итерации оказались меньше результатов

первой.

Проверить степень точности можно выражением

∑





∑







ε, (14)

где ε – заданная степень точности.

В данной работе рассмотрены вопросы оптимизации топливного баланса.

Улучшить приведенную оптимизационную модель можно следующим образом:

перевести задачу из дискретной постановки в нелинейную, заменить аппроксимирован-

ный ХОП входными значениями, добавить критерии оптимизации, заменить выбор наи-

более удачной оптимизации расчетом Парето.

Список использованных источников

1. Материалы к докладу Министерства Энергетики и ЖКХ Свердловской области от

07.08.2008.

2. Санеев Б.Г., Соколов А.Д. и др. Методы и модели разработки региональных энергети-

ческих программ. Новосибирск: Наука, 2003. 140 с.

3. Арзамасцев А.Д. и др. Модели оптимизации развития энергосистем: Учебник для элек-

троэнергетических специальностей вузов. М.: Высш. шк., 1987. 272 с.

4. Бартоломей П.И., Паниковская Т.Ю. Оптимизация режимов энергосистем: учебное по-

собие. Екатеринбург: УГТУ–УПИ, 2008. 164 с.

247

ОЦЕНКА КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ СУЩЕСТВУЮЩИХ

И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ В СОВРЕМЕННЫХ

РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ

В.А.Щелкова

, А.В.Лемех

ОАО АПК «Белореченский»,

Филиал ОАО «НИИПТ» «СУЭ»

Энергетический сектор в социально-экономическом развитии России занимает осо-

бое место. Во-первых, это инфраструктура всех отраслей экономики и система жизнеобес-

печения населения. Во-вторых, это бизнес, обеспечивающий около 30 % ВВП, до 60 % до-

хода бюджетной системы страны и до 65 % всех валютных поступлений. В-третьих, это

геополитический фактор, определяющий роль России на международной арене. При чис-

ленности населения Российской Федерации менее 2,5 % от населения Земли геологиче-

ские запасы ее энергоресурсов оцениваются величиной около 30 % от суммарных миро-

вых запасов.

В рейтинге конкурентоспособности стран швейцарской бизнес-школы IMD Россия

занимает 51-е место из 58 возможных. Нельзя отрицать актуальность вопросов, связанных

с поиском путей повышения конкурентного статуса страны. Наша

страна располагает зна-

чительной частью ресурсного потенциала планеты, и ее отдельные экономические успехи

предопределены естественно конкурентными преимуществами, что особенно проявляется

в функционировании энергетической отрасли. Главная задача на сегодняшний день состо-

ит в том, чтобы расширить список конкурентоспособных предприятий и вывести, таким

образом, экономику России на более высокую качественную ступень[1].

Решение

подобной задачи требует разработки и применения такого механизма

управления, который бы позволил регулировать процесс нахождения и повышения конку-

рентоспособности хозяйствующих субъектов вообще и энергообъектов в частности.

Составляющие этого механизма охватывают целый ряд важнейших вопросов, на-

чиная от методологии оценки конкурентоспособности предприятий, изучения факторов,

влияющих на конкурентоспособность, заканчивая анализом существующих экономиче-

ских условий, в которых вынуждены функционировать энергообъекты.

Конкурентоспособность предприятия показатель интегральный и многофакторный,

возможно, поэтому в экономической литературе это понятие трактуется по разному. Про-

ведя анализ определений, данных Чайниковой Л.Н., Фатхутдиновым Р.А., Хайна Дж., Ан-

дриановым В., Гельвановским М. и др. можно сделать следующие выводы:

 конкурентоспособность предприятия является динамичным показателем, изме-

нения которого зависят как от внешних, так и от внутренних факторов;

 конкурентоспособность предприятия является относительным показателем. Ба-

зой для сравнения являются аналогичные показатели конкурентоспособности предпри-

ятий-конкурентов либо идеальных (эталонных) предприятий;

 конкурентоспособность продукции и конкурентоспособность предприятия яв-

ляются взаимосвязанными понятиями. Тем не менее, предприятие является опосредован-

ным носителем свойства конкурентоспособности через свои товары и услуги. Однако

конкурентоспособность предприятия определяется характеристиками, отличными от ис-

пользуемых при определении конкурентоспособности товара;

 конкурентоспособность предприятия – это способность выдерживать конкурен-

цию в сравнении с аналогичными объектами на данном рынке;

 конкурентоспособность предприятия показывает уровень развития данной фир-

мы в сравнении с уровнем развития конкурентных фирм по степени удовлетворения

248

своими товарами потребности людей и по эффективности производственной деятельно-

сти;

 конкурентоспособность предприятия характеризует величину привлекательно-

сти данного предприятия для инвестора.

Анализ определений, данных различными авторами, позволяет сделать вывод о

том, что множество факторов можно разделить на два блока – факторы базирования пред-

приятия, основанные на теории конкурентных преимуществ, и факторы конкурентной

среды.

Для оценки конкурентоспособности энергообъектов в первую очередь необходимо

провести анализ конкурентной среды. Одним из возможных методов анализа конкурент-

ной среды является модель пяти рыночных сил Майкла Портера. Оценим конкурентную

среду на оптовом рынке энергии.

Угроза выхода на рынок новых генерирующих компаний средняя. Новые компании

на рынке добавляют в отрасль новые производственные мощности и тем самым могут

уменьшить рыночные доли существующих конкурентов. Вероятность появления новых

конкурентов зависит от реальных входных барьеров. Барьерами для входа на энергорынок

могут служить: невыгодное положение по издержкам и ресурсам, не зависящее от разме-

ров новой компании, отсутствие необходимого объема капиталовложений, недоступность

каналов сбыта, действия контролирующих органов и др. [2].

Угроза появления товаров-заменителей в данной отрасли очень слаба. Несмотря на

то, что существуют реальные заменители традиционной технологии по производству

электро- и теплоэнергии (например, тепловые насосы), их доля на рынке незначительна.

Рыночная власть покупателей средняя. Покупателями на оптовом рынке энергии

выступают сбытовые компании и гарантирующие поставщики, они имеют возможность

влиять на цены, подавая заявки на аукционе. Однако при этом права выбора поставщика и

(или) генерирующей компании они не имеют [4].

Рыночная власть поставщика средняя. Поставщиками в данном случае выступают

поставщики сырья. Предложение их продукции зачастую ограниченное, а генерирующие

компании испытывают острую необходимость в сырье, поэтому готовы иногда идти на

уступки. Помимо этого, сырье играет решающую роль в производстве энергии.

Конкуренция между существующими компаниями в отрасли низкая. Оптовый ры-

нок энергии представляет собой олигополию, имеющую низкую степень дифференциации

продукции. Поэтому конкуренция между производителями в основном ведется ценовая,

неценовые факторы практически не имеют значения.

Модель пяти факторов конкуренции позволяет всесторонне проанализировать ха-

рактер конкуренции на оптовом рынке энергии, оценить степень влияния каждого факто-

ра, природу создаваемого ими конкурентного давления и общую структуру конкуренции.

Исходя из выше сказанного, можно выделить следующие проблемы создания усло-

вий нормальной конкурентной борьбы на энергорынке:

1. Высокие входные барьеры для новых компаний на рынке.

2. Отсутствие реальных товаров-заменителей.

3. Отсутствие возможности у потребителей диктовать цены и условия поставок.

4. Отсутствие информации у конечных потребителей о компаниях, функциони-

рующих на рынке.

5. Большой удельный вес продукции реализуется по регулируемым тарифам.

6. Нехватка частных генерирующих компаний, вызванная ростом потребления в

городах.

249

Для решения ряда проблем необходимо вводить оценку конкурентоспособности

энергообъектов. В качестве примера проведем оценку конкурентоспособности одной из

самых крупных в Свердловской области ТЭЦ – Новосвердловской. Для комплексной

оценки энергообъектов возьмем за основу качественную методику оценки позиций пред-

приятия по ключевым факторам успеха у покупателей, адаптировав ее под энергосреду.

Проводить оценку позиций энергообъектов будем, используя мнение экспертов [3].

Для оценки конкурентоспособности энергообъекта выделим ключевые факторы

успеха – управляемые переменные, реализация которых дает возможность улучшить кон-

курентные позиции предприятий в отрасли. Ключевые факторы успеха обычно делятся на

четыре группы: эффективность производственной деятельности предприятия, финансовое

положение предприятия, маркетинговая деятельность предприятия и эффективность ме-

неджмента. Согласно ключевым факторам успеха выделим систему факторов, позволяю-

щую оценить конкурентоспособность энергообъекта: установленная мощность энергообъ-

екта; состояние основных производственных фондов; удельный расход топлива на произ-

водство электро- и теплоэнергии; экологичность производства энергии; безопасность

жизнедеятельности на объекте; ликвидность и платежеспособность; рентабельность ре-

зультатов финансово-хозяйственной деятельности; показатель эффективности менедж-

мента; доступность информации о деятельности энергообъекта [1].

Необходимо понимать, что эти показатели в конечном итоге влияют на конкурен-

тоспособность энергообъекта не одинаково. Для того чтобы определить важность каждого

из показателей, был проведен опрос экспертов. Каждому эксперту предлагалось расста-

вить ранги от 1 до 9 в зависимости от степени влияния показателя на конкурентоспособ-

ность энергообъекта. Удостоверившись в согласованности оценок экспертов с помощью

коэффициента конкордации, переходим к расчету конечных рангов как среднеарифмети-

ческого оценок экспертов. После чего определяем критерии оценки каждого фактора, на-

пример, в качестве рентабельности результатов финансово-хозяйственной деятельности

выделяем рентабельность производства как наиболее обобщающий и качественный пока-

затель экономической эффективности производства – уровень рентабельности 10–1 5%

при нормально функционирующей экономике.

Затем определяем веса важности каждого показателя, исходя из ранга каждого по-

казателя. После чего для каждой ТЭЦ заполняем три колонки: ФЗ – фактическое значе-

ние; ССН – степень соответствия нормативу, в баллах – от 0 до 10; УВ – значение показа-

теля с учетом веса важности – рассчитывается, как произведение колонок ССН и Вес.

После чего считается сумма значений в колонке УВ – это и будет конечный показатель

конкурентоспособности. Расчет конкурентоспособности Новосвердловской ТЭЦ приве-

ден в таблице 1.

Таблица 1 – Расчет конкурентноспособности Новосвердловской ТЭЦ

Ранг

Показатель

Вес

Нормативное

значение

Новосвердловская ТЭЦ

ФЗ

ССН

УВ

1 Рентабельность результатов финансово-

хозяйственной деятельности, %

0,2

10 5,01 5

2 Удельный расход топлива на производство

теплоэнергии, кг у.т./Гкал

0,18

163,9 160,5 5

0,9

3 Установленная мощность энергообъекта

(электрическая мощность МВт/ тепловая –

Гкал/ч)

0,16

550

1430

550

890

1,6

0,8

4 Экологичность производства энергии, мг/м³

0,13

1,26 1,1 10

1,3

250

Окончание таблицы 1

Ранг

Показатель

Вес

Нормативное

значение

Новосвердловская ТЭЦ

ФЗ

ССН

УВ

5 Ликвидность и платежеспособность

0,11

01 фев 1,97 10

1,1

6 Состояние основных производственных

фондов

0,09

0 - 8

0,72

7 Безопасность жизнедеятельности на объек-

те

0,07

1 3 8

0,56

8 Показатель эффективности менеджмента,

чел

0,04

6 6 10

0,4

9 Доступность информации о деятельности

энергообъекта

0,02

8 3 4

0,08

Итого 75

8,46

Конкурентные преимущества (КП)

00%

Максимальное значение = 100%

КП = (Фактическое значение/Максимальное значение)×100%

Заключение. Подобная методика позволяет оценивать конкурентоспособность как

существующих, так и перспективных энергообъектов. Имея данные по существующим

электростанциям и нормативные значения по ключевым факторам успеха, можно заранее

прогнозировать конкурентоспособность строящихся энергообъектов, закладывать резервы

повышения эффективности деятельности электростанций.

По мере развития конкурентной среды количество ключевых факторов должно по-

стоянно расширяться и обновляться, необходимо увеличивать количество показателей

эффективности производственной и финансовой деятельности энергообъектов, учитывать

степень инновационной активности предприятия, вводить показатели маркетинговой дея-

тельности, рассматривать социально-психологические и природно-географические факто-

ры.

Список использованных источников

1. Азоев Г.Л. Конкурентные преимущества фирмы. М.: «Новости», 2010, 256 с.

2. Голубков Е.П. Маркетинговые исследования: теория, методология и практика. М.:

Финпресс, 2009.

3. Петухов Р.М. Оценка эффективности промышленного производства (методы и показа-

тели). М.: Экономика, 2008. 95 с.

4. Чайникова Л.Н., Чайников В.Н. Конкурентоспособность предприятия. Издательство

ТГТУ, 2007. 192 с.

251

ОЦЕНКА ПОТЕРЬ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

В ГРОЗОЗАЩИТНЫХ ТРОСАХ ВЛ 500 КВ

Е.А. Кротков, С.А. Мамонтов

СамГТУ

В процессе эксплуатации воздушных линий 500 кВ было установлено, что в много-

кратно заземленных грозозащитных тросах могут возникать значительные потери элек-

троэнергии. Эти потери обусловлены появлением токов в замкнутых контурах заземляю-

щей системы «тросы–опоры» вследствие действия ЭДС, наводимых в тросах путем элек-

тромагнитной и электростатической индукции [1, 2]. Снижение потерь электроэнергии в

ВЛ 500 кВ является актуальной и сложной технической задачей. Это обусловлено прежде

всего тем, что технические потери оказывают существенное влияние на формирование

затрат на передачу электроэнергии по ВЛ 500 кВ. В среднем потери электроэнергии в ВЛ

500 кВ составляют 3–4 % от передаваемой электроэнергии .

Существуют различные схемы исполнения грозозащитных тросов: оба грозозащит-

ных троса глухо заземлены на каждой опоре; один грозозащитный трос изолирован, вто-

рой глухо заземлён; один грозозащитный трос изолирован, второй разделён на участки,

равные длине анкерного пролёта. Схема, когда оба грозозащитных троса глухо заземлены

на каждой опоре, самая простая по исполнению. В этом случае потери активной мощности

в контуре «тросы–опоры» получаются наибольшими. Изолирование одного грозозащит-

ного троса требует его заземления через искровые промежутки, которые должны проби-

ваться в ранней стадии лидерного разряда молнии до ориентировки его на трос. Тогда

уровень защиты от ударов молнии такой же, как и при глухозаземленном грозозащитном

тросе. Изолирование грозозащитного троса позволяет снизить потери активной мощности.

Для дальнейшего снижения потерь активной мощности оставшийся заземлённый трос де-

лят на изолированные участки, равные длине анкерного пролёта.

Рассмотрим ВЛ 500 кВ длиной ℓ 300 км с протекающим в фазе током 600 А.

Расположение фазных проводников и тросов представлены на рисунке 1. При этом пред-

полагается, что грозозащитные тросы 



, 



и фазные проводники , ,  расположены на

опоре симметрично относительно вертикальной осевой линии опоры. Потери электро-

энергии в грозозащитных тросах вызваны действием ЭДС, наводимых в тросах путем

электромагнитной и электростатической индукции, которые могут быть найдены с помо-

щью уравнений Максвелла для электромагнитных полей [3, 4].

Ток, протекающий в контуре «трос–земля», определяется выражением:









инд





емк





, (1)

где 



инд

, 



емк

– ЭДС, наведенная электромагнитной и электростатической индукцией со-

ответственно; 





ТР



ТР

 2 

– суммарное сопротивление контура; 

ТР



ТР



 2ℓ



– полное сопротивление контура «трос–земля»; 

ТР

– удельное сопротивление кон-

тура «трос–земля»; ℓ



– длина анкерного пролёта.



ТР



ТР

 0,05 

ТР

0,145 lg





ТР

, (2)

где 

ТР

– удельное активное сопротивление троса; 0,05 Ом·м – удельное активное сопро-

тивление прохождению тока в земле для частоты 50 Гц; 

ТР

– удельное внутренне реак-

тивное сопротивление троса; 

1000 м – глубина прохождения эквивалентного обрат-

252

ного тока в земле [3], что соответствует удельному сопротивлению грунта ~100 Ом·м;



ТР

– внешний радиус поперечного сечения троса.



ТР



ТР

 2ℓ



, (3)

где 

ТР

0,05 

ТР

– удельное сопротивление взаимной индуктивности между двумя

петлями «трос–петля»; 

ТР

0,145 lg





ТР.ТР

⁄

– удельное реактивное сопротивление

взаимной индуктивности между двумя петлями «трос–петля»; 

ТР.ТР

– расстояние между

грозозащитными тросами.

1, 2, 1



, 2 – точки расположения грозозащитных тросов на опоре и их зеркальные

отображения; , , , , ,  – точки расположения фазных проводников на опоре

и их зеркальные отображения; 



, 



, 



, 



, 



, 



, 





, 





, 











, 





, 





, 





, 





– расстояния между фазными проводниками,

грозозащитными тросами и их зеркальными отражениями

Рисунок 1 – Схема сети 500 кВ при горизонтальной подвеске проводов линии:

При нахождении ЭДС 

инд

в грозозащитных тросах система фазных токов прини-

мается симметричной:



инд

0,145 







Т







, (4)

где 





– ток фазы ; 

Т

– расстояние между проводами фазы  и грозозащитным тросом.

Тогда составляющие наведенной ЭДС 

инд

в грозозащитном тросе 



составят:







0,145 



















lg











;







0,145 



















lg











;











0,145 



















lg











;

(5)

253

в тросе 









0,145 



















lg











;







0,145 



















lg











;











0,145 



















lg











(6)

где 





– ток в проводе фазы ; 



– расстояние между проводом фазы  и грозозащит-

ным тросом 



; 



– тоже, но для фазы ; 



– тоже, но для фазы .

При нахождении ЭДС 

емк

принято, что система фазных напряжений симметрична:

































;



































;































(7)

где 



, 



, 



– фазные напряженности проводов; 



, 



, 



– коэффициенты





lg

2



; 



lg







; 



lg





2

Решение приведённой системы (7) уравнений даёт:

















; 















; 















(8)

где 









































; 





1



























; 









1























; 









































.

Тогда ЭДС 

емк

в грозозащитных тросах 



и 



вычисляется по формуле:





емк





емк



















. (9)

Значение потерь активной мощности на длине 1 км грозозащитного троса вычисля-

ется по выражению:

∆Rе

|





|



. (10)

Общие потери активной мощности и годовые потери энергии в грозозащитных

тросах ВЛ 500 кВ длиной ℓ 300 км определяются выражениями:

∆ℓ; ∆Э τ

max

, (11)

где τ

max

– время максимальных потерь.

Результаты расчётов указанных схем соединения грозозащитных тросов по выше-

приведённой методике приведены в таблице.

Наиболее эффективным с точки зрения снижения потерь электроэнергии является

исполнение тросов по схеме «разомкнутой петли», представленной на рисунке 2. Она реа-

лизуется путём заземления троса на траверсе, причём на следующей опоре один из тросов

заземляется, а другой изолируется. Каждая разомкнутая петля образуется траверсами двух

соседних опор и участком троса между ними.

254

Таблица – Потери электроэнергии в грозозащитных тросах ВЛ 500 кВ

Система

заземления тросов



ном

кВ



км



ном

Длина

анкерного

пролета,

км

Потери

мощности,

МВт

Потери

мощности,

Годовые

потери

энергии,

МВт·ч

Многократное заземление

тросов вдоль всей линии

500 300 600 – 0,855 100 3670,13

Многократное заземление

одного троса вдоль всей

линии

500 300 600 – 0,274 32 1176,16

Многократное заземление

одного троса по участкам,

(на каждом анкерном

пролёте)

500 300 600 10 0,130 15 558,03

Исполнение тросов по

схеме «разомкнутой пет-

ли»

500 300 600 10 0,022 2,5 90,7

Рисунок 2 – Схема «разомкнутой петли»

Вывод: схема «разомкнутой петли» обеспечивает минимум потерь электроэнергии

в грозозащитных тросах по отношению к другим вариантам его заземления. Реализация на

действующих ВЛ 500 кВ схемы «разомкнутая петля» является малозатратным мероприя-

тием со сроком окупаемости менее 1 года. В перспективе данная схема может быть при-

менена для ВЛ 750 кВ.

Список использованных источников

1. Мельников Н.А., Рокотян С.С., Шерентис А.Н. Проектирование электрической части

воздушных линий электропередачи 330-500 кВ. М.:«Энергия», 1974. 472 с.

2. Левченко И.И., Засыпкин А.С., Алилуев А.А., Сацук Е.И. Диагностика, реконструкция

и эксплуатация воздушных линий электропередачи в гололёдных районах. М.: Изда-

тельский дом МЭИ, 2007. 448 с.

3. Гринберг Г.А. Избранные вопросы математической теории электрических и магнитных

явлений. М.; Л.: Издательство АН СССР, 1948. 727 с.

4. Лосев С.Б., Чернин А.Б. Вычисление электростатических величин в несимметричных

режимах электрических систем. М.: Энергоатомиздат, 1983. 510 с.