ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9368| Title: | Дослідження режимів електроспоживання споживачів з метою вирівнювання графіку навантаження |
| Authors: | Ткаченко, Валентин Федорович Роднов, Олексій Георгійович |
| Keywords: | графік електричних навантажень;електрична мережа;споживачі електроенергії |
| Issue Date: | Dec-2024 |
| Abstract: | Об'єктом дослідження є графіки навантаження промислових електричних мереж. Для досягнення поставленої мети було визначено такі завдання: - Аналізування основних показників режиму електропостачання. - Аналізування графіків навантаження промислових електричних мереж. - Дослідження методів вирівнювання групових графіків навантаження промислових електричних мереж. - Вдосконалення підходів до вирівнювання групових графіків навантаження промислових електричних мереж пріорітетно-кроковим методом. - Визначення ефективності впровадження заходів з регулювання графіків навантаження промислових електричних мереж. Результати досліджень, отримані в рамках магістерської роботи, мають практичну цінність для фахівців ПАТ «Черкасиобленерго» у сфері організації, планування та регулювання електроспоживання промислових підприємств. Крім того, дані результати можуть бути корисними для фахівців з енергозбереження, енергоаудиторських та енергосервісних компаній, а також для енергетиків і енергоменеджерів. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9368 |
| Appears in Collections: | 141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| МР_РОДНОВ.pdf Restricted Access | 2.47 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
1
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2024 р.
Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра
на тему:
«Дослідження режимів електроспоживання споживачів з метою
вирівнювання графіку навантаження»
Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу, групи мЕСЕ–34
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Роднов Олексій Георгійович ____________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)
Науковий керівник к.т.н., доцент Валентин ТКАЧЕНКО ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)
Нормоконтроль к.т.н., доцент Костянтин КЛЮЧКА ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань.
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2024 р.
2
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ
Кафедра електротехнічних систем
Рівень вищої освіти – другий (магістерський)
Спеціальність 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(код і назва)
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2024 р.
ЗАВДАННЯ
на магістерську кваліфікаційну роботу здобувачу вищої освіти
Роднову Олексію Георгійовичу
(прізвище, ім’я, по батькові)
1. Тема магістерської роботи
«Дослідження режимів електроспоживання споживачів з метою вирівнювання
графіку навантаження»
науковий керівник к.т.н., доцент Ткаченко Валентин Федорович
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
затверджені наказом по університету від «16» вересня 2024р. № 272/04
2. Термін подання студентом роботи_____________________________
3. Об’єкт дослідження – графіки навантаження промислових електричних мереж.
4. Предмет дослідження – вирівнювання графіка навантаження промислових
електричних мереж пріорітетно-кроковим методом.
5. Перелік завдань, які потрібно розробити:
- Аналізування основних показників режиму електропостачання.
- Аналізування графіків навантаження промислових електричних мереж.
- Дослідження методів вирівнювання групових графіків навантаження промислових
електричних мереж.
- Вдосконалення підходів до вирівнювання групових графіків навантаження
промислових електричних мереж пріорітетно-кроковим методом.
3
- Визначення ефективності впровадження заходів з регулювання графіків
навантаження промислових електричних мереж.
6. Перелік ілюстративного матеріалу − у вигляді презентації
7. Перелік публікацій – у вигляді статті чи тез доповіді на конференції
8. Дата видачі завдання «17» вересня 2024 р.
Календарний план
№ Назва етапів виконання Термін виконання
з/п магістерської роботи етапів магістерської Примітка
роботи
1 Аналіз літератури по темі магістерської роботи 17.09.2024–01.10.2024
2 Складання попереднього плану і структури 02.10.2024–08.10.2024
магістерської роботи. Узгодження з керівником
3 Вступ. Підготовка матеріалів по розділу 1 09.10.2024–14.10.2024
4 Підготовка матеріалів по розділу 2 15.10.2024–20.10.2024
5 Підготовка матеріалів по розділу 3 21.10.2024–01.11.2024
6 Підготовка матеріалів по розділу 4 02.11.2024–08.11.2024
7 Підготовка матеріалів по розділу 5 09.11.2024–15.11.2024
8 Підготовка остаточної версії магістерської 16.11.2024–29.11.2024
роботи. Узгодження з керівником
9 Підготовка доповіді і презентації. Підготовка до 30.11.2024–15.12.2024
захисту
10 Захист магістерської роботи 16.12.2024–18.12.2024
Здобувач вищої освіти Олексій РОДНОВ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Науковий керівник роботи Валентин ТКАЧЕНКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
4
Реферат
Дана магістерська робота охоплює вступ, три розділи, висновки та
список використаної літератури, загальним обсягом 133 сторінки. Основний
текст становить 118 сторінок і супроводжується 39 рисунками, 14 таблицями
та списком використаних джерел, що нараховує 19 найменувань.
Об'єктом дослідження є графіки навантаження промислових
електричних мереж.
Для досягнення поставленої мети було визначено такі завдання:
- Аналізування основних показників режиму електропостачання.
- Аналізування графіків навантаження промислових електричних мереж.
- Дослідження методів вирівнювання групових графіків навантаження
промислових електричних мереж.
- Вдосконалення підходів до вирівнювання групових графіків навантаження
промислових електричних мереж пріорітетно-кроковим методом.
- Визначення ефективності впровадження заходів з регулювання графіків
навантаження промислових електричних мереж.
Результати досліджень, отримані в рамках магістерської роботи, мають
практичну цінність для фахівців ПАТ «Черкасиобленерго» у сфері організації,
планування та регулювання електроспоживання промислових підприємств.
Крім того, дані результати можуть бути корисними для фахівців з
енергозбереження, енергоаудиторських та енергосервісних компаній, а також
для енергетиків і енергоменеджерів.
Ключові слова: графік електричних навантажень, електрична мережа,
споживачі електроенергії.
5
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ 7
ВСТУП……………………………………………................................. 8
РОЗДІЛ 1. АНАЛІЗ ГРАФІКІВ НАВАНТАЖЕНЬ ПРОМИСЛОВИХ
ПІДПРИЕМСТВ І ЇХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ……………………….. 11
1.1 Режими електропостачання підприємств і їх показники …….. 11
1.1.1 Основні визначення……………………………………… 11
1.1.2 Графіки навантаження…………………………………… 12
1.1.3 Максимум навантаження………………………………… 14
1.1.4 Споживання, витрати і втрати електроенергії………… 17
1.2 Графіки навантаження промислових електричних мереж їх
характеристики та різновиди ……………………………………….. 19
1.2.1 Класифікація графіків навантаження………………….. 19
1.2.2 Характеристики та показники графіків навантаження . 21
1.2.3. Показники і характеристики групових графіків
навантаження…………………………………………………… 26
1.2.4. Моделі графіків навантаження………………………… 33
1.2.5 Розрахункова оцінка півгодинного максимуму
потужності графіка навантаження……………………………. 40
Висновки до розділу 1.......................................................................... 44
РОЗДІЛ 2. МЕТОДИ ТА ЗАСОБИ ВИРІВНЮВАННЯ ГРУПОВИХ
ГРАФІКІВ НАВАНТАЖЕННЯ ………………………………………… 45
2.1 Методи вирівнювання групових графіків навантаження…. 45
2.1.1 Вихідні положення……………………………………….. 45
2.1.2 Теоретична основа вирішення задачі…………………. 46
2.1.3 Особливості розрахунку поставленої задачі………….. 49
2.1.4 Приорітетно-кроковий метод……………………………. 51
2.1.5 Пріоритетно-кроковий (кореляційно-резонансний) метод 52
2.1.6 Мозаїчні діаграми…………………………………………. 61
6
2.1.7 Аналітичний метод……………………………………… 65
2.2 Моніторинг режимів навантаження промислових електричних
мереж як засіб вирівнювання групових графіків ………………….. 67
2.2.1 Загальні вимоги до побудови АСКОЕ……………………. 67
2.2.2 Варіанти моніторингу об'єктів…………………………… 71
2.2.3 Програмне забезпечення комплексів моніторингу (ПЗ
ЦЕНТР)…………………………………………………………… 73
2.2.4 Комерційні і технічні АСКОЕ………………………….. 78
2.2.5 Цифрові електронні лічильники для моніторингу
електроенергії……………………………………………………. 79
2.2.5.1 Загальні відомості…………………………………. 79
2.2.5.2 Електронні лічильники електроенергії…………… 83
2.2.5.3 Вимірювальні трансформатори - давачі напруги і
струму………………………………………………………. 85
2.2.6 Архітектура автоматизованої системи оперативного
диспетчерського управління (АСОДУ)………………………. 87
Висновки до розділу 2........................................................................ 93
РОЗДІЛ 3. ВИРІВНЮВАННЯ ТА РЕГУЛЮВАННЯ ГРАФІКІВ
ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ………………………………………. 94
3.1 Вирівнювання графіків електричних навантажень пріорітетно-
кроковим методом на прикладі ПАТ «Черкасиобленерго»………. 94
3.1.1 Загальна інформація……………………………………….. 94
3.1.2 Зсув харчової та машинобудівної і металообробної
галузей промисловості…………………………………………… 99
3.1.2 Зсув підгалузей м’ясна і молочна та цукрова в галузі
харчова ………………………………………………………….. 109
3.1.3 Зсув графіків ПАТ «Юрія» та підприємства «Черкаська
продовольча компанія» в підгалузі м’ясна і молочна харчової
галузі………………………………………………………………. 115
7
3.2 Визначення ефективності впровадження заходів з регулювання
графіків навантаження ПАТ «Черкасиобленерго»………………….. 121
Висновки до розділу 3........................................................................... 128
ВИСНОВКИ ПО РОБОТІ ....................................................................... 129
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ............................................... 131
8
ВСТУП
Актуальність теми. Дана робота присвячена актуальній проблемі
вирівнювання добових графіків навантаження енергосистеми. Особливістю
роботи української енергетичної системи є значні коливання навантаження
протягом доби, зумовлені одночасністю процесів виробництва та споживання
електроенергії. Це призводить до значних перевантажень в пікові години
(ранковий час) та глибоких розвантажень у нічні години, особливо у вихідні
дні.
Обмежені можливості регулювання потужності АЕС, недостатня
потужність маневрових газотурбінних установок та ГЕС не дозволяють
повністю компенсувати ці коливання. Внаслідок цього доводиться залучати
теплоелектростанції (ТЕС), що призводить до додаткових витрат палива та
підвищення вартості виробленої продукції.
Вирівнювання графіків навантаження шляхом регулювання споживання
є перспективним напрямком вирішення цієї проблеми, над яким активно
працюють як в Україні, так і за кордоном [1-6].
Мета та задачі дослідження. Метою роботи є теоретичний аналіз та
розрахункові дослідження режимів електроспоживання споживачів з метою
вирівнювання графіку навантаження.
Для цього були поставлені такі задачі:
- Аналізування основних показників режиму електропостачання.
- Аналізування графіків навантаження промислових електричних мереж.
- Дослідження методів вирівнювання групових графіків навантаження
промислових електричних мереж.
- Вдосконалення підходів до вирівнювання групових графіків
навантаження промислових електричних мереж пріорітетно-кроковим
методом.
- Визначення ефективності впровадження заходів з регулювання
графіків навантаження промислових електричних мереж.
9
Об’єкт дослідження – графіки навантаження промислових
електричних мереж.
Предмет дослідження – вирівнювання графіка навантаження
промислових електричних мереж пріорітетно-кроковим методом.
Методи дослідження. Науково-методична база дослідження включає
загальнонаукові методи аналізу та синтезу, специфічні методи наукового
дослідження (групування, порівняння, узагальнення), графіки навантаження,
мозаїчні діаграми та пріорітетно-кроковий метод.
Елементи новизни отриманих результатів:
– розглянуто методи розрахункового аналізу реальних графіків навантаження
промислових електричних мереж ПАТ «Черкасиобленерго», кореляційні
методи вирівнювання групових графіків, вдосконалено способи регулювання
графіків навантаження підприємств;
– виконана порівняльна характеристика результатів регулювання
півгодинного максимуму активної потужності без зміни технологічного
процесу споживачів шляхом застосування пріоритетно-крокового методу.
– розроблено рекомендації щодо вирівнювання графіків навантаження
промислових електричних мереж за допомогою пріорітетно-крокового
методу, який враховує технологічні обмеження та інші фактори. Цей метод
дозволяє гнучко коригувати вибрані зсуви навантажень, що є його ключовою
перевагою.
Практичні результатаии роботи. Результати дослідження мають
практичне значення для фахівців ПАТ «Черкасиобленерго», які займаються
організацією, плануванням та регулюванням електроспоживання
промислових підприємств. Вони також корисні для фахівців з
енергозбереження, енергоаудиторських та енергосервісних компаній, а також
для енергетиків і енергоменеджерів.
Публікації: Основні результати за тематикою роботи опубліковано в
Нотатки сучасної науки: електронний мультидисциплінарний науковий
часопис. – № 19. – Харків: СГ НТМ «Новий курс», 2024. – 46 с. Роднов О.Г.,
10
Згура В.О., Аналіз режимів роботи міських розподільних електромереж та
підвищення їх ефективності за рахунок реконфігурації. Нотатки сучасної
науки: електронний мультидисциплінарний науковий часопис. – № 19. –
Харків: СГ НТМ «Новий курс», 2024. – 16 с
11
РОЗДІЛ 1
АНАЛІЗ ГРАФІКІВ НАВАНТАЖЕНЬ ПРОМИСЛОВИХ
ПІДПРИЕМСТВ І ЇХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ
1.1 Режими електропостачання підприємств і їх показники
1.1.1 Основні визначення
Електропостачання підприємства означає, що електроприймачі
підприємства споживають електричну енергію. Показники, які показують, як
підприємство взаємодіє з енергосистемою, включають кількість активної
електроенергії, споживаної протягом розрахункового періоду, максимальне
значення середньої активної потужності підприємства за піврічний інтервал
часу, яке було зафіксовано під час максимального навантаження
енергосистеми, або піврічний максимум активної потужності і максимальне
значення середньої генерації підприємства за півгодній інтервал часу, яке було
[6].
Ліміт електричної потужності - це гранично допустиме (дозволене
енергосистемою) значення активної потужності підприємства протягом
півгодини, коли система має максимальні навантаження.
Ліміт електроенергії - це гранично допустима (дозволена
енергосистемою) кількість активної електроенергії, споживаної протягом
певного періоду часу.
Організація електроспоживання - це сукупність заходів, спрямованих на
оптимізацію технологічних процесів підприємства з процесами споживання
електроенергії електроприймачами підприємства.
Визначення кількості та якості показників електропостачання
називається плануванням електропостачання. Це базується на тому, щоб
оптимізувати режим роботи електроприймачів підприємства для
технологічних процесів, щоб підприємство могло виробляти продукцію в
певній кількості та якості.
12
Регулювання електроспоживання - це термін, який використовується для
опису організаційно-технічних заходів, деяких для організації, яка
використовує електроенергію в певній кількості та якості з мінімальним
впливом на випуск продукції [7].
1.1.2 Графіки навантаження
В основі аналізу режимів енергосистем і електроспоживання
споживачів використовуються графіки зміни активної [6, 7]:
P(t)= dWa(t) (1.1)
dt
і реактивної:
Q(t)= dWp(t) (1.2)
dt
потужності.
При регулюванні електроспоживання використовують графіки, отримані
дискретним осередненням безперервного графіка Р(t) на послідовних
інтервалах часу Δt= T , тобто ступінчасті функції виду:
M
1 tk+∆tk
P∆t (tk ) = ∫ P(t)dt ; (k+1) Δt ≤ tk ≤ k Δt, k=1,2,3,…..M (1.3)
∆t tk
де М – число інтервалів усереднення.
Найбільш часто величини Т і Δt, які зустрічаються при побудові і
обробленні графіків навантаження приведені в табл. 1.1.
13
Ступінчасті графіки PΔt (tk) можуть бути отримані за допомогою
пристроїв з інтегруючим ланцюгом чи шляхом зняття показань стрілкових
приладів через проміжки часу Δt (відразу слід вказати, що цей спосіб може
при великій нерівномірності графіка призвести до суттєвої похибки
розрахунків).
Таблиця 1.1
Величини Т і Δt, котрі найбільш часто зустрічаються при побудові
та обробці даних графіків навантажень
Тривалість
Найменування графіка Інтервал осереднення
Реалізація Т
Δt
Півгодинний 30 хв. 1-5 хв.
Годинний 60 хв. 5-10 хв.
Змінний 6-8 год. 10-30 хв.
Добовий 24 год. 30-60 хв.
Місячний 30діб 24 год.
Річний 365 діб 1 місяць
При відсутності вказаних приладів ці графіки будуються з
використанням показів лічильників електроенергії на основі розрахунків за
формулою:
P( Δt)=Wa Δ t/ Δt, (1.4)
де Wa Δ t - кількість електроенергії, яка споживалася за час Δt.
14
1.1.3 Максимум навантаження
Під максимумом навантаження [6] PQM розуміють максимальне із
середніх значень навантаження на інтервалі деякої тривалості θ. В залежності
від умов розвязуємої на основі PQM задачі, вибирають тривалість інтервалу
θ2 характер усереднення графіка P(Δt) і спосіб визначення PQM. Тут мається
на увазі, те що, наприклад, для розрахунків за нагрівом потужності елементів
електричних мереж інтервал θ вибирають рівним:
Θ=3Т0 , (1.5)
де Т0 – постійна часу нагріву елемента.
Завдяки цьому з урахуванням уніфікації розрахунків навантажень,
прийняли, що для провідників малих і середніх значень Т0 = 10 хв., за
розрахункове навантаження приймають максимум півгодинного середнього
навантаження (приблизно рівним максимуму півгодинного
середньоквадратичного навантаження за струмом), традиційно називають
його півгодинним максимумом навантаження.
При постановці і вирішенні задач управління навантаженням
енергосистем і регулювання електроспоживання підприємств необхідно мати
показники „реакції” енергосистеми на навантаження різного значення і
тривалості. При цьому необхідно враховувати типи, потужність і
маневровість енергоблоків, їх перевантажувальну здатність тощо. Не
виключено, що в цьому випадку могли б мати місце різні вимоги до
регулювання графіків навантаження різних енергосистем і в різну годину
доби [8].
В наш час в основу побудови взаємовідносин споживачів покладений
максимум потужності підприємств.
Існують два способи знаходження PQM..
15
1) Перший, точний – пошук максимуму безпосередньої функції:
t+Q
Pθ (t) 1
= ∫P(t)dt, 0 ≤ t ≤T- Θ, (1.6)
θ t
тобто функції, отриманої безперервним ковзаючим усередненням
графіка P(t) на інтервалах Θ, що перетинаються.
При ковзаючому усередненні з кроком ковзання T
∆t = на інтервалах
M
Θ = k∆t ступінчатих графіків P∆t (tk ) будемо також мати ступінчасту функцію
PΘ(tk), число N ступенів дискретних значень цієї функції буде рівним N=M-
k.
2) Якщо прийняти Δt= Θ, то отримаємо другий спосіб, який
застосовується в основному в практиці регулювання енергопостачання, -
дискретне усереднення графіка навантаження на інтервалах Θ, що не
перетинаються.
Рис. 1.1 – Усереднення графіка P(t) дискретне на інтервалах Θ1= Θ;
16
PΘ1= PΘ1=....= PΘ – середнє значення на інтервалах Θ; заштриховані
PΘ1= PΘ1=....= PΘ – середнє значення на інтервалах Θ; заштриховані
ділянки графіка, на яких PΘ1> PΘ.
Якщо відомо максимальне значення електроенергії, що споживається за
час Θ, Wa Θ , то PΘM знаходиться за формулою [4]:
W
P aΘM
∆M = (1.7)
Θ
Можна показати, що при Т→∞ максимуми знайдені за обома
способами, співпадають в практичних розрахунках, коли Т і М мають
кінцеві значення, вказані способи дають різні результати (рис.1.1). Більше
того, дискретне усереднення конкретної реалізації графіка дає різні значення
PΘM при виборі на осі часу положення першого із інтервалів Θ (рис.1.2),
так як при деякому зміщені положення першого інтервалу виконується одна
із реалізацій ковзаючого усереднення.
17
Рис. 1.2 – Приклад вихідного графіка P1(t) і ступінчатих P2(t) і P1(t),
отриманих усередненням P1(t) на інтервалах Θ при різному положенні
першого із інтервалів
1.1.4 Споживання, витрати і втрати електроенергії
При експлуатації підприємств споживання електроенергії і її втрати в
системі електропостачання визначаються за лічильниками і розрахунковим
шляхом [6, 7, 9] .
Кількість спожитої електроенергії Wa за час t при відомому графіку
P(t) електроприймача визначають за відомою формулою:
t
Wa (t) = ∫ P(t)dt . (1.8)
0
18
Таким чином, процес зміни електроенергії описується неспадною
функцією часу (1.8). Але на практиці застосовують інший спосіб отримання
інформації про процес зміни Wa( t), а саме характеризують його на інтервалах
Θ шляхом послідовного інтегрування графіка P(t), в результаті чого
отримують послідовність
Wa Θ(tk)=Pk(t) Θ; (k-1) ≤ k Θ, k=1,2,…M (1.9)
графік котрої співпадає з графіком Pк(t) (з врахуванням зміни масштабу по
осі ординат). Графіки такого типу дають можливість оцінити нерівномірність
процесу споживання електроенергії.
На практиці регулювання електропостачання знаходить
застосування третій спосіб графічного представлення процесу споживання
електроенергії W(t) - графік півгодинного споживання, отриманий із графіка
P(t) послідовним інтегруванням його за формулою (1.8) в межах від 0 до
Θ; графіки такого типу наведені на рис. 1.3.
Втрати електроенергії в мережах підприємства при відомих значеннях
електроенергії, отриманої від енергосистеми Wап(t) , визначають за
формулою:
∆Wa (t) =Waп (t) −Wau (t) . (1.10)
Основна розрахункова формула втрат на ділянках мережі за час Т :
T
∆WaT = R∫ I 2 (t)dt = I 2
ck RT , 0≤ t≤Т, (1.11)
0
19
де R – активний опір мережі;
I(t)- його струмове навантаження, А;
1 T
I ck = ∫ I 2 (t)dt – середньоквадратичний струм.
T 0
Рис. 1.3 – Графік Wап(t) і відповідний йому графік W Θ (t) (б)
півгодинної витрати (споживання)електроенергії
1.2 Графіки навантаження промислових електричних мереж їх
характеристики та різновиди
1.2.1 Класифікація графіків навантаження
При експлуатації і проектуванні промислових електричних мереж і
режимів їх роботи аналізуються і використовуються графіки навантаження за
активною P(t) та реактивною Q(t) потужностями [6, 7] .
20
Графіки навантаження мереж, які живлять окремі електроприймачі,
будемо називати індивідуальними і позначати р(t), а графіки навантаження
кабелів, які живлять групи електроприймачів, - груповими і позначати їх P(t)
при цьому:
n
P(t) = ΣPz (t) (1.12)
z=1
де п- число електроприймачів.
Рис. 1.4 – Типи графіків навантаження
При аналізі режимів електроспоживання підприємств і проектуванні
промислових електричних мереж визначено вибір групових графіків. Але
аналіз цих графіків неможливий без вивчення та врахування необхідних умов
які сприяли їх створенню, це означає додавання або накладання конкретних
графіків.
21
Таким чином до [7] була запропонована класифікація режимів роботи
електроприймачів і відповідних графіків навантаження мережі, останній обсяг
промислових електроприймачів має циклічну роботу, пов’язану з повторенням
операцій технологічних процесів, що обслуговуються ними:
1) рисунок (1.4, а ) показує періодичні з періодом tц;
2) рисунок (1.4, б) показує циклічні, які відрізняються від тривалої
непостійності тривалості пауз t0;
3) рисунок (1.4, в) на якому показано нециклічні, які
характеризуються стабільністю величини споживання електроенергії за час Т
групи агрегатів, до якої належить даний електроприймач;
4) рисунок (1.4, г) показує нерегулярні, які відносяться до
невідомого характеру технологічного процесу та режиму.
Створення рівночасних індивідуальних графіків tцs=tцr=tц=const
гарантує, що груповий графік P(t) буде періодичним. Як правило, період
групового графіка також буде рівний tц.
У контексті групового графіка неперіодичний при формуванні графіка
P(t) із будь-яким графіком р(t), за яким він нерегулярний. однак у певному
процесі виробництва графік задовольняє умові тривалості, яка вказує на
стабільність споживання електроенергії протягом узагальненого циклу Тц. такі
графіки називаються майже періодичними .
Графік P(t) буде нерегулярним, якщо він сформований із графіків, які не
є нерегулярними.
1.2.2 Характеристики та показники графіків навантаження
Наступні показники використовують для розрахункового аналізу
графіків навантаження, які можна використовувати для різних цілей [6, 7, 9].
Середнє навантаження або потужність Для індивідуальних графіків
зазвичай середнє значення знаходять за час циклу tц ( tцс) за формулою:
22
tц
р 1
c = ∫ р(t)dt , (1.13)
tц 0
яка для ступінчатих графіків перетворюється в наступну:
M
∑ pk∆tk
р = k=1
c (1.14)
tц
де рk − значення навантаження k − ої ступені тривалістю ∆tk ;
M − число ступенів на графіку.
M
Очевидно, повинна дотримуватися умова: ∑ pk∆tk = tö .
k=1
Як правило, знаходять застосування ступінчасті графіки з однаковою
t
тривалістю сходинок ∆tk = ∆t = ö ; в цьому випадку формула (1.14)
M
перетворюється в наступну:
M
∑ pk
р = k=1
c . (1.15)
М
Якщо відоме споживання електроенергії Wa електроприймачем за
цикл, то рс визначають як:
р Wa
c = . (1.16)
tц
23
Середньоквадратичне навантаження. Квадратичні графіки навантаження
Р2(t) також підлягають аналізу, втративши активну потужність у мережі
пропорційній квадрату її навантаження. Середні квадратичні значення цих
графіків можна знайти за певний період часу, наприклад за цикл tц. Це можна
використовувати за допомогою формули:
tц
р 1
ck = ∫ p 2 (t)dt , (1.17)
tц 0
а для ступінчатих графіків за формулою:
M
∑ p 2
k∆tk
р = k=1
ck . (1.18)
tц
У випадку ∆tk = const формула (1.18) перетворюється в більш
просту:
M
∑ p 2
k
р = k=1
ck (1.19)
M
Графік навантаження показує середнє квадратичне відхилення та
дисперсію. Дисперсія графіка навантаження є показником нерівномірності,
який можна застосувати за формулою:
D( p) = р2 − р2
ck c . (1.20)
24
Очевидно, що D( p) ≥ 0 [ D( p) = 0 , якщо P(t) = p = const , тобто при
незмінному навантаженні чи рівному графіку].
Середньоквадратичне відхилення, Вт2, яке називається також
стандартом, визначається як:
σ ( p) = D( p) (1.21)
Коефіцієнт форми графіка навантаження. Крім дисперсії і
стандарту, які мають розмірність, нерівномірність графіка навантаження
оцінюється за значенням коефіцієнта форми:
k р
= ск
Ф (1.22)
pс
Очевидно, що kФ ≥1 і набуває свого мінімального значення kФ =1при
рск=рс, тобто при P(t) = p = const .
Підставивши в (1.20) вираз для pск=kф pс із (1.22) отримаємо наступну
формулу:
D( р) = р 2
c (k 2
ф −1), (1.23)
а коефіцієнт форми відповідно можна визначити, як:
k D(p) + ð 2
= c
Ô (1.24)
pñ
25
Автокореляційна функція графіка навантаження. Загальною
формулою АКФ k(p(τ)) графіка навантаження, котрий розглядається як
стаціонарний випадковий процес, є наступна формула [7]:
1 T
k( p(τ )) = lim ∫[ p(t) − pñ ][ p(t +τ ) − pñ ]dt (1.25)
T→∝ T 0
Для періодичних графіків АКФ розраховується наступним чином:
1 tö −τ tö
k( p(τ )) = ∫ p(t) p(t +τ )dt + ∫ p(t) p(t − tö +τ )dt
2
− pc (1.26)
tö 0 t−τ
Для ступінчастих графіків з однаковою тривалістю ступенів формула
для розрахунку k(p(τ)) приймає вигляд:
M −m M
∑ pk pk+m + ∑ pk pk−M −m
k( p(τ )) = k( p(m∆t)) = k=1 M −m − p 2
c (1.27)
M
Як неважко побачити, при τ=0 k(p(0))=D(p).
Взаємно кореляційна функція графіків навантаження. Під час аналізу
умов формування групових графіків навантаження і розрахунку їх показників
необхідно крім АКФ знання взаємно кореляційних функцій всіх пар
індивідуальних графіків. Цю функцію для двох графіків pr(t) і ps(t),
значену k(prs (r)), розраховують за формулою, аналогічною (1.26) і (1.27):
26
tö −τ tö
k( prs (τ )) 1
= ∫ pr (t) ps (t +τ )dt + ∫ pr (t) ps (t − tö +τ )dt − prc psc (1.28)
tö 0 tö −τ
Для рівно періодичних графіків tцr≠ tцs розрахунок ВКФ необхідно
виконувати для 0 ≤ τ ≤ T , де Т-найменше кратне tцr і tцs.
Значення ВКФ відповідне деякому фіксованому значенню τ= trs., яке
будемо називати зсувом між графіками pr(t) і ps(t+trs)), є взаємно
кореляційний момент цих графіків.
1.2.3. Показники і характеристики групових графіків
навантаження
Середнє значення графіка. Значення Рс,, або середню потужність групи
електроприймачів, можна знайти за підстановкою відповідних значень із
графіка R(t) або додавання середніх значень окремих графіків, тобто:
n
Pc = ∑ prc . (1.29)
r=1
Очевидно, що умовою застосування останньої формули є однакове
значення верхньої межі інтеграла в формулі (1.13) при розрахунках за нею
значень prс. Іншими словами, середнє значення додаваннях індивідуальних
графіків повинно бути визначено за ту ж годину, для якої шукається середнє
значення групового графіка.
Середнє значення графіка навантаження ПАТ «Черкасиобленерго»
M
∑ pk
р k=1
c = = .
М
27
p t
P = ∑ i i
c = (226.5 + 215.7 + 205.8 + 218.2 + 226.6 + 247.4 + 280.7 + 274.9 + 313.2 + 313+
n
301.5 + 289 + 296.2 + 287.3+ 289.8 + 264 + 318.1+ 314.8 + 299.8 + 304.8 + 295.6 + 284 + 247.3
+ 228.1) / 24 = 272.6МВт
Середнє навантаження (потужність) за ковзаючий інтервал
тривалістю θ.
Визначивши середнє навантаження для групового графіка за час θ
через Р θ отримаємо формулу (1.6) для її визначення:
t+Q
Pθ (t) 1
= ∫P(t)dt, 0 ≤ t ≤T- Θ.
θ t
На відміну від середньої потужності за цикл середнє навантаження
за час θ, менше тривалості циклу, є функцією, тобто залежить від
положення початкової точки t інтервалу θ на відрізку 0 – Тц.
Для однієї реалізації ступінчатого графіка з однаковою тривалістю
ступенів при числі їх, рівному М і при співвідношенні θ/Δt =k число
значень Р θ буде рівним М- k. Так, наприклад, із графіка навантажень за
зміну (Тц=8 год) з М=48 десятихвилинних (Δt=10 хв) ступенів можливо
отримати 45 значень півгодинних (θ=30хв) середніх навантажень, якщо
графік періодичний, то, очевидно, число значень Р θ також буде рівним М.
При дискретному, тобто послідовним з кроком θ , усередненні
графіку будемо мати всього Тц / θ цих значень, тобто при Тц=8 год
отримаємо 16 значень Р θ. Найбільше значення Р θ , тобто максимум
середнього навантаження (потужності) за інтервал часу θ, коротко
називають θ - максимумом. При θ =30 хв цей максимум називають
півгодинним.
Середньоквадратичне значення. Також, як і у випадку з розрахунком
Рс, для визначення Рск можна використовувати формули (1.17) – (1.19).
28
Знаходити Рск як суму квадратів середньоквадратичних значень
індивідуальних графіків і загальному випадку не можна, так як:
1 tö n 1 tö n 2 tö n
P 2 = ∫ (∑ p (t))2
ck r dt = ∫∑ p 2
r (t)dt + ∫∑ pr (t) ps (t)dt = p 2
t t t ∑ rck + 2∑Rprs (1.30)
ö 0 r=1 ö 0 r=1 ö 0 rs r=1 rs
Із (1.30) видно, що P 2
ck відрізняється від суми P 2
cr на величину 2RPrs.
Як видно із (1.28):
Rprs = k( prs ) + prs + psc (1.31)
Середньоквадратичне значення графіка навантаження ПАТ
«Черкасиобленерго»:
(226.52 + 215.72 + 205.82 + 218.22 + 226.62 + 247.42 + 280.72 +
∑ p 2∆t 274.92 + 313.22 + 3132 + 301.52
i i + 289.12 + 296.22 + 287,32 + 289.22 +
Pck = =
n + 2642 + 318.12 + 314.82 + 299.82 + 304.82 + 295.62 + 2842 + 247.32 +
+ 228.12 ) / 24
=274,9 МВт.
Дисперсія групового графіка навантаження. Значення D(р) можна
розрахувати за формулами (1.20) та (1.23), підставивши в них замість p(t),
p2
c і p 2
ck відповідно Р(t), Р2
c і Р 2
ck . Як і у випадку з Р 2
ck , додавання
дисперсій індивідуальних графіків для визначення дисперсії групового
графіка може призвести до помилки. Дійсно, у відповідності з (1.29), (1.30),
(1.31) будемо мати:
29
n n
D(P) = P 2 − P 2 =∑ p 2
ck c rck + 2∑Rprs − ∑ p 2 2 2
rc + 2∑ prc psc = ∑(p
rck − prc )+
r=1 rs r rs r=1
(1.32)
+ 2∑(Rprs − pr ps )
rs
тобто:
n
D(P) = ∑D( pr ) + 2∑ k( prs ) (1.33)
r=1 rs
Ця формула є однією із основних в методах вирівнювання графіків
навантаження.
Дисперсія графіка навантаження ПАТ «Черкасиобленерго».
D(P) = P 2 − P 2 2
ck c = 274,2 − 272,62 = 874,9МВт2
Коефіцієнт форми. Для групового графіка, як і для індивідуальних
графіків, його середньоквадратичне значення Рск потрібно поділити на
середнє Рс.
Коефіцієнт, який використовується для побудови графіка навантаження
ПАТ «Черкасиобленерго».
p
K 274,9
ф = ck = ≈ 1,0084.
pc 272,6
Коефіцієнт максимуму значення відповідно до теорії електричних
навантажень промислових електричних мереж [6, 7] коефіцієнт максимуму,
рівного відношенню півгодинного максимуму навантаження до середнього
значення графіка, застосування для визначення максимального навантаження:
30
K PM 318,1
M = = = 1,17
Pc 272,6
Очевидно, що за виключенням, p(t) = const , K M > 1 .
Коефіцієнт заповнення графіка. Коефіцієнт заповнення графіка
навантаження використовується для розрахунку режимів електроспоживання
та графіків навантаження електричних мереж енергосистем. Цей коефіцієнт
рівний відношенню до середнього значення максимального значення,
P
K c
3 = , (1.34)
PM
тобто коефіцієнт заповнення є величиною, оберненою до коефіцієнта
максимуму.
Щоб розв'язати задачу вирівнювання графіків навантаження, краще
використовувати Км, після нерівномірності графік зменшитися за рахунок
його зменшення.
Коефіцієнт заповнення графіка навантаження ПАТ «Черкасиобленерго»
становить:
P
K c 272,6
3 = = = 0,85
PM 318,1
Коефіцієнт нерівномірності. Він рівний відносно мінімального
навантаження до максимального:
K P
= min
H . (1.35)
PM
В кожному разі K H ≥ 0 .
31
Порівнюючи показники нерівномірності графіка навантаження, які були
наведені вище, слід зазначити, що перші чотири показники, тобто D(P), K , K
Φ M
і К3 певним чином пов’язані з нерівномірністю графіка P(t) на інтервалі Т із
споживанням електроенергії, так як Wa = PcT . Отже, маючи на увазі, що
забезпечення споживання електроенергії є єдиним з умов забезпечення
нормального руху технологічного процесу підприємства, зниження КМ або
підвищення К3 приведе до зниження РМ (рис. 1.5).
Рис. 1.5 – Графіки залежності зниження півгодинного максимуму
від зниження КМ, побудовані за формулою:
∆PM = (∆K M / K M ) *100%, де ∆К М = К м − К М Р1с=Р2с=3,8 МВт, Кф1=1,0977,
1 1 2
Кф2=1,0722, Д(Р1)=2,96 МВт2, Д(Р2)=2,16МВТ2, Рм1=4,66 МВт , РМ2=5
МВт.
Рис. 1.6 – Приклади графіків вихідного P1(t) (a) і вирівнюваного
P2(t) (б)
32
Вирівнювання графіку, яке оцінюється за зниженням дисперсії Д(р) чи
Кф, також при Рс=const призведе, як видно з рис. 1.6, до підвищення
величини PθM .
Кореляційна функція групового графіка навантаження. У
відповідності з правилами додавання випадкових процесів АКФ групового
графіка розраховують за формулою (1.32) для дисперсії групового графіка:
n
K (P(τ )) = ∑ k( pr (τ )) + 2∑ k( prs (τ )) . (1.36)
r=1 rs
1.2.4. Моделі графіків навантаження
Вимоги, які зросли до якості проектування систем електропостачання
промислових підприємств і розрахунку параметрів їх електропостачання,
вимагають необхідності підвищення точності визначення розрахункових
навантажень промислових електричних мереж, за значенням яких, як
відомо, вибираються потужності трансформаторів, перерізи ліній живлення
і визначається заявлена підприємством потужність в години максимального
навантаження.
Одним із способів покращення точності розрахунку електричних
навантажень є використання графіків навантажень або їх модулів, а також
апарату кореляційної теорії випадкових процесів як вихідної інформації.
Графіки навантаження повинні розраховуватися технологіями під час
проектування та будуватися енергетиками під час експлуатації підприємств.
Нижче наведено деякі моделі індивідуальних графіків на завантаження.
Застосування цих моделей дозволяє зробити розрахунки параметрів
промислових електричних мереж і електропостачання більш точними.
Модель, яка складається з двох ступенів. У наступних двох ступінчатих
33
моделях графік навантаження має вигляд (рис.1.7, а ) і може бути визначений
за формулою:
p 0 ≤ t ≤ t
P(t) = 1, 1
(1.37)
p2 , t1 ≤ t ≤ tц.
Рис. 1.7 – Двоступінчаста модель графіка навантаження (а) і його
кореляційна функція (б): 1 – при t1 ≠ t2 ; 2 – при t1=t2 (пунктирні графіки
відповідають різному чергуванню ординат в градусах pr(t) I ps(t)).
Характеристики цієї моделі:
1) середнє значення:
p p1t1 + p2t2
c = (1.38)
tц
2) середньоквадратичне значення:
p 2
p 1 t1 + p 2
= 2 t2
ck (1.39)
tц
34
3) дисперсія:
p 2
1 (t1t y − t 2
1 ) + p 2 2
2 (t2t y − t2 ) − 2 p1 p2t1tD( p) = 2
2 (1.40)
tц
4) коефіцієнт форми:
p 2 2
К = 1 t1 + p2 t2
ф 2 tц (1.41)
( p1t1 + p2t2 )
5) автокореляційна функція:
при t1 ≤ t2
tö
D( p) [1− τ ] 0 ≤τ ≤ t ;
t 1
1t2
k( p(τ )) t
= − D( p) 1 , t1 ≤τ ≤ t
t 2 ;
2
t y (t y −τ )
D( p)[1− ], t ≤τ ≤ t ;
t 2 ö
1t2
(1.42)
при t1 ≥ t2
35
t
D( p) [1− ö τ ] 0 ≤τ ≤ t
t t 2 ;
1 2
k( p(r)) = − D( p) t1 , t2 ≤τ ≤ t
t 1;
2
t (t −τ )
D( p)[1− y y ], t1 ≤ τ ≤ tö ;
t1t2
(1.43)
Прийнявши p2=αp1, отримаємо:
pc = p t1 +α t2
1 (1.44)
tц
2
p t1 +α t2
ck = (1.45)
tц
p 2 (t t − t 2 2 2
D( p) = 1 1 ц 1 ) +α (t2tц − t2 ) − 2α t1t2
2 (1.46)
tц
k t +α 2t
Φ = 1 2 t
t +α t ц .
1 2
Підкреслимо, що наведені вище формули справедливі і для випадку,
коли одне із значень навантаження моделі дорівнює нулю.
Для графіків з tr1=ts1=t1 i tr2=ts2=t2, але pr1≠ps1 і pr2≠ps2. ВКФ
задається формулою, аналогічною (1.43):
при t1 ≤ t2
36
t
D( pr )D( ps ) [±1 ц
τ ], 0 ≤τ ≤ t2;
t1t2
k( prs (r)) = D( pr )D( p ) t1
s , t2 ≤τ ≤ t
t 1;
2
t (t −τ )
D( pr )D( ps )[±1 y y
], t1 ≤τ ≤ t
t t ц ;
1 2
(1.47)
і має вигляд, показаний на рис.1.7,б. При цьому верхній знак в
формулі відповідає однаковому характеру зміни навантаження в графіках
pr(t) і ps(t) , а нижній – різному. Найбільш просту залежність ВКФ має для
графіків, у яких t1=t2=0,5tц :
t
D( pr )D( ps )(1
4τ
− ), 0 ≤τ ≤ ц ;
t 2
k( prs (r)) ц
=
4τ t
± D( pr )D( ps )( − s), ц ≤τ ≤ t ;
tц 2 ц
(1.48)
Вид цієї функції наведений на рис.1.7,б. Підкреслимо, що якщо
позначити р2=р1+∆р, то в цьому випадку дисперсію можна розраховувати за
формулою:
D( p) ∆p 2
= .
4
Триступінчаста модель. Як показує практика моделювання і
розрахунків, найбільше застосовується трьохступінчаста модель з однаковою
тривалістю ступенів навантаження (рис.1.8), тобто t1=t2=t3=tц.
37
Рис.
1.8 – Триступінчаста модель графіка навантаження і його кореляційна
функція
Характеристика моделі:
- середнє значення:
p1 + p + p
pc =
2 3 (1.49)
3
- середньоквадратичне значення:
2 2 2
p + p + p
p = 1 2 3
ck (1.50)
3
- дисперсія:
2( p 2
1 + p 2 2
2 + p3 − p p − p p − p p )
D( p) = 1 2 2 3 1 3 (1.51)
9
- коефіцієнт форми:
2
3( p1 + p 2 2
k = 2 + p3 )
φ (1.52)
p1 + p2 + p3
38
- автокореляційна функція:
τ t
D( p) (1−1,5 ), 0 ≤τ ≤ ц ;
t y 3
t
k( p(τ )) 0,5D( p), ц τ 2
= − ≤ ≤ t
3 3 ц ;
τ 2
D( p)(4,5 − 3,5), tц ≤τ ≤ t ;
t 3 ц
ц
(1.53)
Прийнявши р2=αр1, р3=βр, вищезазначені формули можна переписати
у вигляді:
p 1+α + β
c = p1 (1.54)
3
2 2
p p 1+α + β
ck = 1 (1.55)
3
D( p) 2 p 2 1+α 2 + β 2 −α −αβ − β
= 1 (1.56)
9
2 2
k 3(1+α + β )
φ = 2 (1.57)
(1+α + β )
39
Рис. 1.9 – Взаємно кореляційні функції триступінчастих графіків
навантаження
Графік АКФ, побудований за формулою (1.53) наведений на рис.1.9.
Дуже важливим є то й факт, що вид цього графіка, тобто абсциси точок
перетину на ньому, не залежать від співвідношення ступенів в графіку
навантаження р1/р2, р2/р3, р1/р3.
При різній послідовності чергування ступенів форми графіку ВКФ,
які відповідають різним послідовностям чергування ступенів різної величини
в графіках рr(t) і ps(t), наведені на рис. 1.9.
Як і у випадку двоступінчастої моделі, наведені формули
характеристик моделі справедливі і у випадку, коли значення навантаження
на одному із ступенів дорівнює нулю. Із зазначених формул не важко
бачити, що якщо два значення навантаження двох сусідніх ступенів
дорівнює нулю, то має місце випадок двохступінчатої моделі з Kb=tц/3 .
40
1.2.5 Розрахункова оцінка півгодинного максимуму потужності
графіка навантаження
Теорія і методи розрахункового аналізу графіків електричних
навантажень промислових мереж можуть отримати низьку характеристику, з
якою основними є максимальні середні навантаження протягом певного
періоду часу, а також форми дисперсії та коефіцієнтів для визначення
внутрішньої потужності та енергії.
В наш час практика експлуатації систем електропостачання виявляє
випадки істотного розходження розрахункових і дійсних характеристик
навантаження електричних мереж [6] .
Основними причинами, які приводять до завищення розрахункових
навантажень, являються недоліки технологій проектування і неточність, а
інколи відсутність даних.
Статистичний метод оцінки півгодинного максимуму. Максимум
півгодинного середнього навантаження розраховують за формулою:
PM = Pc + β D(P30 ), (1.58)
де Рс –середнє навантаження;
D(Р30) – дисперсія середніх півгодинних навантажень;
β – статичний коефіцієнт, який враховує вірогідність перевищення
навантаження P(t) рівня РМ.
Величини Рс і D(Р30) – числові характеристики випадкової величини
(електричного навантаження) відповідно початковий момент 1-го порядку
(математичне значення) і центральний момент 2-го порядку.
В свою чергу вони можуть бути визначені через універсальну
характеристику випадкової величини – її закон розподілення f(Р30):
41
pm
Pc = ∫ P30 f ( p30 )dp30 , (1.59)
0
Pm
D(P ) = P 2 2
30 ck − Pc , де Pcr = ∫ P 2
30 f (P30 )dP30 - середньоквадратичне значення
0
середніх 30-хвилинних навантажень.
Викладений довід, можливості перевищення розрахункового рівня
графіка навантаження вимагає, очевидно, більш точного визначення
допустимої вірогідності цього перевищення і законів розподілення
навантаження, так як не завжди (особливо при наявності потужних
електроприймачів) цей закон являється нормальним. Тому, наприклад
прийняти у формулі (1.58) значення β=3 вимагає в кожному випадку
спеціального обумовлення рис. 1.10.
Як відомо, розрахункові значення випадкових величин, розподілених за
нормальним законом, застосовуються за допомогою правила «тріох сигм».
Надійність, тобто вірогідність того, що значення випадкової величини у
нашому випадку південних навантажень не перевищують РМ, становить 0,9986.
Таким чином, ймовірність перевищення середнього навантаження рівня
течії півгодини дорівнює 1-0,9986=0,0014, що становить 0,14%. Такий рівень
вірогідності очевидно невиправдано низький. Розрахункове значення РМ
зменшується за рахунок β<3, якщо прийняти значення більше 0,14% у формулі
(1.58). Зважаючи на те, що де - D(P ) = P 2 − P 2 P
30 ck c = P 2
c (KΦ −1), де KΦ = ck - то
Pc
коефіцієнт форми графіка півгодинних завантажень становить (1,58) можна
змінити у вигляді:
PM = Pc (1+ β K 2
Φ −1) (1.60)
або
42
PM = Pc + ∆Pc , (1.61)
де ∆Pc = βPc KΦ −1 , якщо перевантаження розрахункового максимуму
над середнім перевантаженням. Таким чином, різниця у величині РМ при
двох значеннях β визначається за формулою:
∆PM = (β 2 − β1)Pc KΦ −1 . (1.62)
Прийняття значення β=1,65, яке відповідає 5%-ій вірогідності
перевищення навантаження Р(t) розрахункового максимуму, призведе до
суттєвого його зниження. Це означає, що підприємство, яке заявило
максимум півгодинної потужності, прийнявши β=1,65, буде застосовувати
регулювання електропостачання максимумом в 5% всього часу роботи, а не
в 0,14 %, як це повинно бути у випадку прийняття β=3.
Додатково на користь прийняття такої рекомендації вказує той факт,
що, як показало статистичне оброблення експериментальних графіків
навантаження: 1)закон розподілення півгодинних навантажень не завжди
співпадає з нормальним; 2) значення коефіцієнта β , розрахованого для
знайдених із цих графіків Рс, D(Р30) і РМ за формулою:
P − P
β = M c , (1.63)
D(P30 )
близьке до значення β=1,65 навіть при вірогідності перевищення,
менше 5%. Значення РМ за експериментальними даними, знаходилося на
основі статистичної функції розподілення півгодинних навантажень у
відповідності з напрямком, вказаним стрілками на рис.1.11. Цей статистичний
43
спосіб може бути рекомендований для визначення заявної величини РМ –
при будь-якому законі розподілення навантажень.
Рис. 1.10 – Графіки залежності відносних значень перевищення
∆Рс=∆Р/Рс розрахункових максимумів над середнім перевантаженням
при двох значеннях β і відповідного зниження максимуму від
коефіцієнта форми
Рис. 1.11 – Визначення розрахункового значення півгодинного
максимуму навантаження за статистичними функціями розподілення
середніх півгодинних навантажень.
44
Висновки до розділу 1
1. В основі аналізу режимів енергосистем і електроспоживання
споживачів використовуються графіки зміни активної, і реактивної
потужності. При регулюванні електроспоживання використовують графіки,
отримані дискретним осередненням безперервного графіка Р(t) на
послідовних інтервалах часу Δt.
2. При розрахунковому аналізі графіків навантаження, який може
виконуватись з різною метою, використовують наступні показники.
- Середнє значення навантаження (середня потужність).
- Середньоквадратичне навантаження.
- Дисперсія і середньоквадратичне відхилення (стандарт) графіка
навантаження.
- Коефіцієнт форми графіка навантаження
- Автокореляційна функція графіка навантаження
- Взаємно кореляційна функція графіків навантаження.
3. Забезпечити баланс попиту та пропозиції електроенергії у вузлах її
споживання складніше через нерівномірність графіків електричних
навантажень енергосистеми. Крім того, через технологічні вимоги генеруючих
станцій неможливо оперативно та оптимально забезпечити графіки
електричних навантажень енергосистеми в кожній точці доби .
45
РОЗДІЛ 2
МЕТОДИ ТА ЗАСОБИ ВИРІВНЮВАННЯ ГРУПОВИХ
ГРАФІКІВ НАВАНТАЖЕННЯ
2.1 Методи вирівнювання групових графіків навантаження
2.1.1 Вихідні положення
Досягнутий рівень теоретичних розробок в області аналізу режимів
роботи мереж електропостачання дозволяє ставити і вирішувати питання
оптимальної організації цих режимів та управління ними. Поставлена задача
не являється новою. Достатньо вказати, що для її вирішення в свій час
був запропонований метод (за суттю стохастичний) накладання графіків –
вручну або за допомогою ЕОМ. Точність розрахунків за цим методом
залежить від числа перебраних варіантів сумісної роботи електроприймачів.
Методи вирівнювання графіків збільшеного стосуються змін
технологічних режимів роботи електроприймача, таких як робота зі зниженою
потужністю, збільшення тривалості циклу та зміни тривалості паузи, а також
регулювання вибіркових електроприймачів, які працюють одночасно [9].
Між тим є можливість теоретично обумовленого і фізично ясного,
точного методу вирішення цієї задачі, який показує максимальну можливість
вирівнювання групових графіків без зміни технології електроприймачів і
таким, що являється основою для розроблення подальших заходів зі
зниження максимуму навантаження.
Викладені нижче принципи оптимізації режиму роботи
електроприймачів є, по суті, рекомендаціями з організації (синтезу) такого
групового режиму роботи, який визначається порядком вмикань
електроприймачів в їх групі, яка живиться від одного елемента мережі
(лінії чи трансформатора), який приводить[10] :
а) до мінімуму максимального значення потужності, точніше кажучи, до
мінімуму максимального навантаження на течії півгодини;
б) до мінімуму витрат потужності та електроенергії в мережі.
46
Розрахунок першої частини цієї задачі може дати можливість зменшити
значення потужності трансформаторів і перерізу ліній живлення під час
проектування та знизити максимальну потужність підприємства на
півгодинний максимум в експлуатації.
2.1.2 Теоретична основа вирішення задачі
Як відомо, максимум середнього навантаження, наприклад, за
струмом, за ковзаючий інтервал тривалістю θ, який позначатимемо в
подальшому Іθм, знаходять за відомою формулою:
IθM = Ic + β D(Iθ ) , (2.1)
де Іс – середнє значення навантаження;
D(Іθ) – дисперсія середніх значень навантаження (на інтервалах θ );
β – коефіцієнт, який залежить від припустимої вірогідності
перевищенням навантаженням Іθ значення Іθм.
Дисперсію D(Іθ) розраховують за формулою Г.М. Каялова [9]:
θ τ
D(I ) 2
θ = 2 ∫ dτ ∫K I (τ )dτ (2.2)
θ 0 0
де КІ(τ) – автокореляційна функція процесу (графіка) І(t) зміни
навантаження.
Коли дисперсія D(І) миттєвих значень навантаження, так і дисперсія
D(Іθ) є показниками нерівномірності графіку навантаження. За визначенням
дисперсія D(І) – різниця між квадратами середньоквадратичного Іск і
середнього Іс навантажень, чи відповідно:
47
D(Iθ ) = I 2 2
θck − Iθc = I 2 2
θck − I c (2.3)
так як Iθc = I c .
Між D(I ) і D(Iθ ) існує функціональна залежність, яка визначається
видом функції K I (τ ) ; в практичних розрахунках рекомендується
користуватись формулами:
а) 2t θ
−
D(Iθ ) = ц D(I )(e tц −1 θ
+ ) , (2.4)
θ tц
яка відповідає стаціонарній марківській моделі процесу І(t);
б) D(Iθ ) = D(I )(1 θ
+ ) . (2.5)
tц
В цих формулах tц – тривалість циклу роботи електроприймачів.
Формула (1.11) з врахуванням (2.3) може бути переписана у вигляді:
∆W = 3R(I 2
c + D(I ))T = 2RTI 2
c + 3RTD(I ) (2.6)
або
∆W = ∆W1 + ∆WDI . (2.7)
Остання формула характеризує шляхи зниження втрат електроенергії:
48
a) зменшення основної складової втрат ∆WI, що визначається середнім
значенням і відповідно, значенням електропостачання W, так як W=3UTcT;
б) зменшення дисперсної складової ∆WД(І), яка визначається
дисперсією, тобто нерівномірністю графіка навантаження.
Викладене вище показує, що при збереженні витрати електроенергії
на технологічний процес, тобто при Ic=const, зниження максимуму
навантаження і зменшення втрат електроенергії в мережах можна досягти
шляхом організації (синтезу) такого режиму одночасної роботи
електроприймачів, при якому груповий графік навантаження отримується
накладанням індивідуальних графіків навантаження, будемо мати
мінімальну нерівномірність, тобто буде мати місце мінімум дисперсії.
n
Дисперсія D(P) групового графіка навантаження P(t) = ∑Pr (t) мережі,
r=1
що живить п електроприймачів з графіками Pr(t), r =1,2,… (в окремому
випадку Pr(t) можуть являтись, в свою чергу, графіками деяких вузлів,
наприклад ліній, які формують графік навантаження джерела живлення,
(наприклад трансформатора), визначається за формулою:
n
D(P) = ∑D( pr ) + 2∑ k( prs (trs )) , (2.8)
r=1 rs
де D(Pr) – дисперсії графіків навантаження рr(t);
k(prs(trs)) – взаємно кореляційні моменти графіків навантаження r-го
і s-го електроприймачів, які визначаються за значенням взаємно
кореляційної функції k(prs(trs)) цих графіків при значенні τ = trs;
trs – зсув у часі між графіками рr(t) і рs(t) , тобто інтервал між
моментами включення r-го і s-го електроприймачів.
49
Значення D(Pr) визначаються характером енергопостачання
електроприймачів, тобто виглядом графіків рr(t). Зменшити величину D(Pr)
можна, очевидно, лише зміною технологічного процесу.
Щоб зменшити величину D(Pr), можна лише зменшенням другої
суми в правій частині цієї формули, яку будемо називати кореляційною
складовою дисперсії і яку будемо позначати:
Dr (trs ) = 2∑k( prs (trs )) (2.9)
r ,s
Таким чином, розв’язок задачі вирівнювання групового графіка
навантаження полягає в завданні зсувів trs між моментами включення
електроприймачів, які приводять до мінімуму величини Dк(trs). Вкажемо
відразу, що граничним (мінімальним) значенням Dк(trs) є не Dк(trs)=0, а
n
Dk′′ = −∑D( pr ) . (2.10)
r=1
Це пояснюється тим, що межею ефекту вирівнювання графіку р(t) є
приведення його до вигляду D[P(t) = const]=0, звідки на основі формули
(2.8) можна отримати сформульоване вище визначення граничного значення
Dк(trs).
2.1.3 Особливості розрахунку поставленої задачі
До особливостей розрахунку поставленої задачі, пошуку умов, що
визначають мінімум функції (2.8) і впливають на вибір можливих способів
50
вирішення і, в окремому випадку, на точність розрахунків, відносяться
наступні.
Число складових у формулі (2.9), при кількості п графіків, що
додаються. При цьому слід мати на увазі, що ці зсуви якісно діляться на
незалежні, обмежено залежні і залежні [10]. Ці визначення пояснюються тим,
що завдання деяких trs впливає на інтервал можливих значень для вибору
останніх. Так, наприклад, задавши значення зсувів t12, t13 і t14 в групі п=4,
електроприймачі (рис.2.1), отримаємо однозначний набір значень зсувів
t23= t13 - t12, t34= t14 - t13 і t24= t14 – t12. Очевидно, що в даному випадку t12, t13
і t14 є незалежними, так як вони можуть змінюватися в межах trs=0 – tц, а
зсуви t23 , t34 і t24 – залежними.
Якщо в цьому ж прикладі спочатку задатись значенням зсуву t12, а
потім задаватись значеннями зсувів t23 і t34, то очевидно, два останніх
зсуви будуть вже обмежено залежними, оскільки t23 може змінюватися
(задаватися) в обмежених (у порівнянні із зсувом t12) межах t23= t12 – tц, а
t34 відповідно в межах t34=( t12+ t23) – tц.
Як і в першому розглянутому випадку, значення залежних зсувів
визначаються також однозначно: t13 = t12+ t22, t24 = t23 + t34, t14= t12+ t23+
t34. В загальному випадку число незалежних (чи обмежено залежних) зсувів
рівне пн= п-1, а залежних п3=(п-1)(п-2)/2. Так, наприклад, при п=10 будемо
мати пн=9, п3=36, а при п=20 відповідно пн=19 і п3=171.
Рис. 2.1 – Зсуви trs в групі з п=4 електроприймачів.
Степінь залежності зсувів можна оцінювати за значенням сум l=r+s
51
порядкових номерів електроприймачів; довжина інтервалів можливих зсувів
trs змінюється, очевидно, в залежності оберненій до значення l.
Іншою особливістю задачі, котра розглядається, є її дискретний
характер, що визначається сумою кінцевого числа доданків. Розрахунок
задачі залежить від виду (формули чи графіка) ВКФ. Для випадку завдання
графіків навантаження неперервними функціями, які дозволяють отримати
безперервні, які мають аналітичний вираз ВКФ, задача вирівнювання
графіка навантаження, тобто пошуку мінімуму суми ВКФ може мати
аналітичний розрахунок, у відповідності з цим методом знаходження цього
розрахунку називається аналітичним. Найбільш часто графіки навантаження
(технологічні, експериментальні) або їх моделі мають сходинковий характер.
В цьому випадку для розрахунку задачі вирівнювання потрібно
застосовувати метод, який отримав назву пріоритетно-крокового.
2.1.4 Приорітетно-кроковий метод
Цей метод передбачає, що зсуви між парами графіків вибираються в
результаті, а після цього кінцевим поруч мінімумів ВКФ. Наприклад, у
першому кроці вибирається зсув між парою графіків, які мають максимальне
від'ємне значення ВКФ, у другому кроці вибирається зсув між парою , який
має за графіком від'ємний екстремум, який займає інше місце в положенні У
процесі вибору можна змінити вибрані зсуви, пов'язані з обмеженнями
технологій або іншими факторами [11]..
Моделі графіків навантаження і відповідних їм АКФ і ВКФ наведені
на рис. 2.2.
Як видно із залежностей, які наведені на рис. 2.2, АКФ графіків
першого типу ра(t) мінімальна при зміні зсуву taa в межах taa =75 – 150 хв,
а АКФ графіків типу pB(t) досягає мінімуму лише при двох значеннях зсуву
tвв, а точніше tвв=45 хв і tвв=180 хв. Ці властивості АКФ вказують спосіб
вибору зсувів в групі із однакових електроприймачів.
52
Рис. 2.2 – Приклади моделей індивідуальних графіків
навантаження двох типів
ра(t) I pB(t) (a) і відповідні їм графіки АКФ к(раа), к(рВВ) і ВКФ к(рав) (б).
2.1.5 Пріоритетно-кроковий (кореляційно-резонансний) метод
Даний метод проілюстровано на прикладі двохсходинкових графіків
навантаження, ВКФ яких дається чи апроксимується.
При однакових електроприймачах величини D(p) і вибір зсувів trs
визначається числом електроприймачів п.
При цьому п буде мати місце D(p) = 0, якщо:
а) якщо електроприймач вмикати рівномірно із зсувами
(s − r)t
t ц
rs = ;
n
53
б) дві рівні частини електроприймачів будуть працювати в режимі
кореляційного режиму, тобто із зсувами trs= 0 і відповідними значеннями
max k(prs)=k(prs(0))=D(p), а кожний електроприймач однієї частини буде
працювати в режимі кореляційного антирезонансу з електроприймачами
другої частини, тобто із зсувом trs=0,5tц і із значенням
mіп k(prs)=k(prs(0,5tц))=D(p).
Два вказаних способи організації режиму роботи електроприймачів, які
забезпечують вирівнювання групового графіка навантаження для випадку
п=4, ілюструє рис.2.3.
Можна показати, що число пар електроприймачів, що працюють в
режимі кореляційного резонансу, дорівнює n+=[n(n-2)]/4 і відповідно в
режимі антирезонансу n-=n2/4.
При непарному п буде мати місце мінімум D(p)=D(p) якщо:
(s − r)t
а) якщо електроприймачі вмикати із зсувами trs =
ц ;
n
б) частина електроприймачів в кількості (п-1) вмикати як показано в
п.б для парного п, а електроприймач, який залишився, вмикати в будь-
який час в інтервалі (0 - tц).
54
Рис. 2.3 – Два способи увімкнення чотирьох електроприймачів із
двосходинковими графіками, які забезпечують вирівнювання групового
графіка
Рис. 2.4 – Приклад ВКФ трьох двохступінчастих графіків
навантаження (D(p1)<D(p2),D(p3) )
Рис. 2.5 – Можливі варіанти ввімкнення трьох електроприймачів
55
Включення елктроприймачів за правилами вирівнювання графіків
навантаження при парній їх кількості дає D(p)=0, тобто графік рп-1(t)=cons t
[12].. Додавання того графіка з тим, який залишився, графіком р(t) дає
D( p) = D( pn−1) + D( p) + 2k( pn−1), p(τ ) = D( p) (2.11)
так як ВКМ k( pn−1), p(τ ) графіків pn−1 (t) = const і p(t) ≠ const рівний
нулю.
При різних електроприймачах розрахунок задачі вибору trs залежить
від співвідношень між D(pr) і D(ps), оскільки вони визначають
пріоритетний ряд мінімумів ВКФ.
Якщо у трьох графіків пріоритетний ряд дисперсій має вигляд
D(p1)<D(p2),D(p3), то неважко показати, що пріоритетний ряд мінімумів
ВКФ, рівних, як відомо, D( pr )D( ps ) рис.2.4, буде мати вигляд:
D( p1)D( p2 ) < D( p1)D( p3 ) < D( p2 )D( p3 ) (2.12)
У відповідності з цим рядом при першому кроці потрібно вибрати
зсув t23=0,5tц тобто прийняти для другого і третього електроспоживачів
режим кореляційного антирезонансу. Для зсувів, які залишились, t13 I t12
можливі два варіанти:
a) t13=0,5tц, t12=0 (рис. 2.5, а);
б) t13=0, t12=0,5 tц (рис. 2.5, б).
56
При першому варіанті перший і другий електроприймачі будуть
працювати в режимі кореляційного резонансу, тобто із значенням
k( p12 (0)) = + D( p1)D( p2 ) , а перший і третій (як і другий і третій) - в режимі
антирезонансу, тобто з k( p13 (0,5tц )) = − D( p1)D( p2 ) .
Очевидно, цей варіант дає мінімум D(p), так як її значення в цьому
випадку
D(P1) = D( p1) + D( p2 ) + D( p3 ) + 2(− D( p2 )D( p3 ) − D( p1)D( p3 ) − D( p1)D( p2 ) (2.13)
буде у відповідності з пріоритетним рядом (2.12) менше, ніж при
другому варіанті, тобто при k( p13 (0)) = + D( p1)D( p3 ) і
k( p12 (0,5tц )) = − D( p1)D( p2 ) :
D(P '' ) = D( p1) + D( p2 ) + D( p3 ) + 2(− D( p2 )D( p3 ) + D( p1)D( p3 ) + D( p1)D( p2 )
(2.14)
D(P ' ) − D(P '' ) = 4( D( p1)D( p2 ) − D( p1)D( p2 )) < 0 , (2.15)
так як у відповідності з (4.5.3) D( p1)D( p3 ) > D( p1)D( p2 ) .
Якщо позначити ∆р2=α∆р1 і ∆р3=β∆р1, то можна показати, що
максимум ефекту вирівнювання буде мати місце при графіках, для яких β=
α+1.
При n>3 пріоритетний ряд мінімумів ВКФ має кілька різновидностей.
Так, наприклад, при п=4 цей ряд можна записати
57
σ1σ2< σ1σ3< σ1σ4 < σ2σ3< σ2σ4 <σ3σ4 (2.16)
σ1σ2< σ1σ3< σ2σ3 < σ1 σ4< σ2σ4 <σ3σ4 (2.17)
Рис. 2.6 – Пріоритетні ряди максимумів ВКФ для п’яти
електроспоживачів
Тут з метою спрощення замість D( pr )D( ps ) прийнятий запис σr σs.
Умовні графічні зображення пріоритетних рядів для п=4 і п=5 наведені
на рис.2.6, де через r і s позначено D( pr )D( ps ) = σr σs..
Чим більше п, тим можливо більше число варіантів увімкнення
електроспоживачів. Наприклад, при п=4 (рис. 2.6) в режимі кореляційного
резонансу можуть працювати дві (рис.2.7,а) чи три (рис.2.7,б) пари
електроприймачів; відповідно в режимі антирезонансу в цих випадках
будуть працювати чотири або три пари електроспоживачів.
Рис. 2.7 – Можливі варіанти включення чотирьох
електроспоживачів
58
Для однакових електроспоживачів із трьохступінчастими графіками
навантаження чи їх моделями і ВКФ, за формулою (1.44), при п=1
оптимальним варіантом включення буде режим із зсувом t12, який
t 2t
змінюється в межах t = ц
12 − ц , так як в цьому випадку дисперсія
3 3
групового графіка буде рівна D(p)=2D(p)+2(-0,5)D(p)=D(p).
При трьох електроспоживачах мінімум D(p) буде мати місце при
наступних зсувах: t12=t23=tц/3, t13=t12=2tц/3, тобто при рівномірному
розподілі trs. В цьому випадку будемо мати :
D(p)=3D(p)+2(-0,5-0,5-0,5)D(p)=0. При п>3 рівномірне
розподілення зсувів дає результат D(p)= D(p). Цей же результат можливо
мати і при інших режимах.
При п=4,7,10...., тобто при п=3к+1, де к=1,2,3,..., будемо, як і при
п=1, мати D(p)= D(p). Це пояснюється тим, що електроприймачі в кількості
3к будуть працювати в режимі, який дає D(p)=0, а один приймач, який
залишився, і яким можна вмикати в любий момент часу на інтервалі 0 - tц, і
буде характеризувати дисперсію групового графіку.
Випадок п=5,8,13,...,тобто п=3к+2, зводиться в свою чергу до випадку
п=2, так як при п=3к будемо мати D(p)=0, два електроспоживачі, які
t 2t
залишилися, очевидно, вмикати із зсувом t ц ц
12 = − .
3 3
При рівномірних зсувах тривалість максимуму навантаження буде
рівна θ = tц/п, а при двох інших розподіленнях вона буде рівна завжди θ
= tц/3 (рис.2.8).
59
Рис. 2.8 – Два варіанти формування групового графіку із п=2
трьохступінчатих індивідуальних
Таким чином, в розглянутих вище випадках однакових
електроспоживачів умови оптимізації їх режиму по критерію min D(p)
нерівномірності групового графіку навантаження не являються жорсткими
тому понятті, що існують визначені рівнозначні за ефектом варіанти
включення [6]. .
Для електроприймачів з трьохступінчастим графіком потужності
кореляційно-резонансний метод також можна застосовувати, але з тією лише
різницею, що в даному випадку мінімальне (від’ємне) значення ВКФ за
модулем рівне половині максимального (а не рівне йому, як це має місце
у випадку електроспоживачів із двохступінчатими графіками). Крім цього,
якщо випадок антирезонансу при двохступінчастих графіках має місце лише
при одному значенні trs=0,5 tц то для триступінчастих графіків мінімум ВКФ
має місце при значеннях trs, які змінюються на інтервалі 1 tц ≤ t 2
rs ≤ t
3 3 ц
60
Можна показати і легко перевірити, що при n > 3 такі
електроспоживачі для вирівнювання групового графіка також потрібно
вмикати із зсувами trs=0, trs= tц/3 і trs=2 tц/3, тобто із зсувами, які
відповідають резонансу і антирезонансу (очевидно, в даному випадку більш
точним було б застосування поняття квазіантирезонансу).
На відміну від випадку двохступінчастих графіків при п
триступінчастих графіках число електроспоживачів, які працюють в режимі
кореляційного антирезонансу, визначається за формулами:
– при п=3:
2
n n
= (2.18)
3
− при п не рівному трьом:
−
2
n n −1
= (2.19)
3
Відповідно число електроспоживачів, які працюють в режимі
кореляційного резонансу, складає:
- при п=3:
2
n+ n − 3n
= (2.20)
6
− при п, не рівному трьом:
2
n+ n − 3n + 2
= (2.21)
6
61
2.1.6 Мозаїчні діаграми
Число можливих варіантів включення електроспоживачів із
двохступінчастими графіками навантаження для роботи їх в режимі
кореляційного резонансу чи антирезонансу, тобто із зсувами trs= 0 або trs=
0,5 tц, визначають за формулами[13].:
N = C m = C n−m
n n (2.22)
Рис. 2.9 – Мозаїчні діаграми увімкнення чотирьох
електроспоживачів, які відповідають різним пріоритетним зсувам r, s
мінімумів ВКФ
Очевидно, при m=n/2, будемо мати N = 0,5l m
n . Дійсно, при п=3
електроспоживачів можна вмикати за одним із трьох варіантів: 1+(2+3);
3+(1+2); 2+(1+3). Запис в такій формі означає, що електроспоживач, номер
якого є першим доданком, вмикається в момент часу t=0, а електроспоживачі
другої групи, сума номерів яких поміщена в дужки і є другим доданком,
вмикається в момент часу t=0,5 tц, що відповідає такому ж зсуву відносно
моменту увімкнення (не за номером, а за порядком увімкнення)
електроспоживача. Таким чином електроспоживачі другої групи працюють
62
в режимі кореляційного резонансу, а по відношенню до першого
електроспоживача – в режимі антирезонансу.
При п=4 можуть мати місце наступні варіанти увімкнення груп
електроспоживачів:
а) 1+(2+3+4); 2+(1+2+4); 3+(1+2+4); 4+(1+2+3) – «один+три»;
б) (1+2)+(3+4); (1+3)+(2+4); (1+4)+(2+3); – «два+два»;
Таким чином, в варіанті «а» три електроспоживачі працюють в режимі
кореляційного резонансу і кожний із них – режимі антирезонансу з
електроспоживачем першої групи, а у варіанті «б» є дві групи
електроспоживачів (по дві в кожній), які працюють у режимі антирезонансу
із електроспоживачами другої групи.
Варіанти увімкнення споживачів можна подати за допомогою
мозаїчних діаграм, сутність побудови яких зводиться до наступного.
Мозаїчна діаграма являє собою поле в клітку розміром МхN, де М – число
кліток по горизонталі, рівне числу кореляційних пар в групі із п
електроспоживачів, тобто М=п(п-1)/2, N – число кліток по вертикалі, рівне
числу можливих комбінацій включення споживачів.
63
Рис. 2.10 – Мозаїчні діаграми увімкнення п’яти електроспоживачів,
які відповідають двом варіантам пріоритетних рядів r, s мінімумів
ВКФ (а,б) і різним варіантам увімкнення груп електроспоживачів («два+два»
(а, б), «один+чотири»(в) )
64
Рис 2.11 – Мозаїчні діаграми включення шести електроспоживачів,
які відповідають різним варіантам вмикання груп електроспоживачів: а
– «три+три»; б – «два+чотири».
Якщо надалі клітками чорного кольору позначати пари
електроприймачів, які працюють в режимі кореляційного резонансу, а білі
клітки позначать режим антирезонансу, то мозаїчні діаграми для чотирьох
електроприймачів будуть виглядати таким чином, як показано на малюнку 2.9,
відповідно для п’яти та шести , будуть як на малюнку 2.10 і 2.11 [14]..
65
Наведені діаграми показують, що найкращий варіант, який забезпечує
найменшу нерівномірність у груповому графіку, є тим, що відповідає
нижньому ряду діаграм. Навпаки, якщо електроприймачі вмикаються
відповідно до верхнього ряду, цей режим буде відповідати груповому графіку
з найбільшою нерівномірністю.
Таким чином. Наведені діаграми дають можливість вибору
оптимального варіанту включення споживачів або для оцінки ефекту відказу
(наприклад, по причині технологічної неможливості) від цього варіанту.
При побудові послідовності варіантів увімкнення споживачів в
порядку зменшення чи збільшення нерівномірності групового графіка, тобто
розміщення рядків діаграми відповідно знизу вгору (або згори вниз),
повинна мати місце діагональна симетрія діаграми. Відсутність чи
порушення цієї симетрії свідчить про порушення послідовності, тобто
впорядкованості варіантів увімкнення електроспоживачів.
2.1.7 Аналітичний метод
Якщо ВКФ індивідуальних графіків за формою схожі до параболи виду
k( prs (τ )) = ± D( pr _ D( p τ τ
s )[1− 6 + 6( )2 ] (2.23)
tц tц
то від’ємні екстремуми функції можна знайти, прирівнявши до нуля
похідні від суми ВКФ по незалежним зсувам trs.
Диференціювання цієї суми дає кілька систем рівнянь (п-1)-го порядку.
Кількість їх визначається кількістю комбінацій відношень порядку
незалежних зсувів trs і рівне (п-1)!. Але ці системи відрізняються один від
одного лише комбінаціями знаків в однакових за набором елементів
66
матрицях – стовпчиках коефіцієнтів в правій частині системи, а визначники
системи однакові.
Можна сформулювати наступне правило [15, 16]. складання визначника
системи для п електроспоживачів. Елементи і-го рядку, крім діагонального,
є похідні σі+1 на всі останні σ, де σі= D( pi ) . Діагональний елемент і-го рядка
рівний сумі всіх елементів рядка плюс добуток σі+1 σ1. В загальному вигляді
для електроспоживачів визначник системи буде показаний наступним чином:
α11σ 2 σ 3 σ 2 σ 4 ......σ 2σ n
σ 3σ 2 α 22 σ 3 σ 4 ......σ 3σ n
......................................... (2.24)
σ i+1 σ 2 σ i+1 σ 3 σ i+1....σ i+1σ n
.............................................
σ n σ 2 σ nσ 3σ nσ 4 ..........σ nσ n
де αіj – діагональні елементи.
Коефіцієнти в правій частині системи рівнянь складаються із тих же
складових, що і діагональні елементи визначника системи у відповідному
рядку, але іншою комбінацією знаків. Причому складові σ1σ2, σ1σ3,..., σ1σп
завжди додатні. Знак у доданків αі1 при i ≠ 1, j ≠ 1 i i ≠ j визначається за
знаком tij в різниці tij=t1i-t1j. Наприклад знаку мінус у tij відповідає такий
же знак у доданку σ1σ2. Аналогічно визначаються знаки у інших доданків
даного коефіцієнта і коефіцієнтів відповідних іншим рядкам.
Таким чином при параболічних функціях k( prs (trs )) комбінації зсувів
trs, які відповідають мінімумам дисперсії групового графіка, визначаються
як корені системи лінійних рівнянь, а число цих комбінацій залежить від
числа електроспоживачів в групі. Наприклад, розрахунок цих систем
рівнянь при п=3 дає наступні вирази для зсувів t12 і t13, яким відповідає
мінімум суми ВКФ:
67
а) при t12 > t13,
σ
t = 1 +σ 2 + 2σ 3 ; t σ 1 +σ 2
12 2(σ +σ +σ ) 13 = ; (2.25)
1 2 3 2(σ 1 +σ 2 +σ 3 )
б) при t12 < t13,
σ 1 +σ 2 σ 1 + 2σ +σ
t = ; t = 2 3
12 13 ; (2.26)
2(σ 1 +σ 2 +σ 3 ) 2(σ 1 +σ 2 +σ 3 )
2.2 Моніторинг режимів навантаження промислових електричних
мереж як засіб вирівнювання групових графіків
2.2.1 Загальні вимоги до побудови АСКОЕ
Однією з основних цілей побудови енергоринку є створення умов вільної
конкуренції на рівні енергопостачання споживачів. При цьому, великі ПС ЕЕ
повинні мати можливість вибирати собі постачальників електроенергії. В
країнах ЄС в даний час таким правом можуть скористатися підприємства з
річним споживанням до 9 Гвт·год. В Україні реально цим правом можуть
скористатися рентабельні підприємства, які здатні розраховуватися за
електроенергію та інші енергоресурси "живими грошима". Як правило, такі
підприємства намагаються працювати з незалежними постачальниками, які
мають можливість постачати електроенергію за нерегульованим тарифом.
Введення системи заходів щодо керування електроспоживанням в умовах
енергоринку вимагають створення, в першу чергу на енергоємних
підприємствах ефективних інформаційних АСКОЕ.
АСКОЕ забезпечує комерційний і технічний облік електроенергії,
оперативний контроль поточного навантаження, комерційний облік і
оперативний контроль споживання чи відпущення газу, підтримку процесу
планування електроспоживання та політику розробки, спрямовану на
збереження енергії для бізнесу [17].. Система дуже адаптивна до зміни правил
проведення розрахунків і схеми підключення. Користувач має широкий спектр
68
можливостей для створення групового обліку, такого як тарифні складові,
налаштування вихідних форм і підготовки звітів. В даний час система
підтримує пристрої обліку електроенергії ІТЕК-210 та ЦТ-5000, а також
лічильники електроенергії з імпульсним або цифровим виходом. Основні
принципи побудови системи не дозволяють масштабувати систему без
значних витрат. Це підходить як для невеликих підприємств, так і для великих
промислових гігантів, а також для територіально розподілених систем, які
мають складну структуру точок обліку надходження та розподілу газу та
електроенергії. Також можна модифікувати систему обліку теплоенергії, води,
пари та інших видів енергії. Таким чином, основними джерелами інформації
можуть бути лічильники з імпульсним або цифровим виходом, які
використовують на підприємствах.
Системи можна інтегрувати із суміжними АСКОЕ та іншими
автоматизованими системами за допомогою архітектурних АСКОЕ [18].. Це
досягається за допомогою стандартних інтерфейсів і протоколів обміну
даними, такими як SQL/ODBC і DDE, а також обміну електронними файлами.
Багато функціональність системи дозволяє розташувати інші завдання,
починаючи з функцій комунікації та контролю та обліку, і закінчуючи
системою розробки користувачами своїх елементів інтерфейсу та методів
розрахунків в одній із систем. У всіх цих завданнях є один підхід,
інформаційна база та інструменти розробки. Використання технології «клієнт-
сервер» дозволяє одночасно працювати з системою великій кількості
користувачів, які виконують різні та однотипні функції. Це також дозволяє
підключатися до системи в режимі «клієнта» інших автоматизованих систем.
В АСКОЕ меню системи та кнопки керування на панелі інструментів
можна використовувати для вибору функцій і керування режимами
відображення. Система працює в наступних режимах: монітор - показує
параметри АСКОЕ, які контролюються та враховуються точками обліку.
Відображення представлені у вигляді таблиць або графіків. Формування звітів
дозволяє автоматично формувати звіти за шаблонами, редагувати їх і виводити
69
на друк. Адміністратор дозволяє переглядати список користувачів системи та
задач, з якими користувачі можуть працювати.
Монітор АСКОЕ є основним засобом доступу до бази даних. Доступ ,
вибірка, обробка та візуалізація бази даних досліджуються за допомогою
монітора. Монітор забезпечує виконання основних функцій АСКОЕ.
Повноваження користувача заборонено йому вибрати тип монітора зі списку
наявних моніторів. При відкритому моніторі користувач може вибрати групу
спостереження, період і форму відображення. Групи спостереження можуть
бути споживачами, секторами економіки чи районами області. Користувач
може використовувати наявні шаблони для самостійного створення моніторів,
якщо це потрібно. АСКОЕ має потужні та гнучкі функції підготовки звітів.
Включені в поставку системи основних форм звітів, які створені
підприємствами енергозбуту. В АСКОЕ є редактор звітів, за допомогою якого
можна легко створити нові форми звітів за допомогою Excel, коли це
необхідно службі експорту та імпорту використання для обміну інформацією
про облік електроенергії.
АСКОЕ окремих підприємств або районів може перетворюватися на
АСКОЕ вищого рівня. Таким чином, системи можуть взаємодіяти з
інформаційними системами як на рівні доступу до пристроїв обліку (до
підсистеми нижнього рівня), так і за допомогою взаємодії SQL/ODBC і DDE
баз даних через інтерфейси або електронною поштою. Платформа серверів
АСКОЕ повинна написати комп'ютери з характеристиками, наведеними
нижче, щоб задовольнити вимоги до продуктивності та надійності.
Локальна обчислювальна мережа є верхнім рівнем системи і складається
з сервера бази даних, комунікаційного сервера з апаратурою зв’язку та
автоматизованих робочих місць для адміністративного та технічного
персоналу. Апаратура верхнього рівня може бути як ПЕОМ, що виконує всі
призначені функції, так і великомасштабно розподілена обчислювальна
система, що складається з UNIX -серверів і десятків автоматизованих робочих
місць, незалежно від розміру об'єкта контролю. АСКОЕ також може бути
70
підключено до інших систем, таких як автоматизована система
диспетчерського керування нашої розробки та автоматизована система
розрахунку із споживачами. Ці системи виступають як клієнти бази даних
АСКОЕ і обмінюються з нею через інтерфейс SQL/ODВС. Апаратура
нижнього рівня керує споживанням електроенергії, споживанням води,
виробництвом тепла та газу для окремих структурних підрозділів і компанії в
цілому, передаючи ці параметри на верхній рівень системи. Апаратура
нижнього рівня працює без втручання технічного персоналу. Існуючі системи
обліку електроенергії, такі як ІТЕК-210 і ЦТ-5000, а також інтелектуальні
електронні лічильники електроенергії Альфа або Євро-Альфа, виробництва
компанії АВВ, є основними системами нижнього рівня, які об’єднані в
локальну мережу. Крім того, лічильники зі стандартним інтерфейсом, такі як
пристрої обліку, також можуть бути використані. Підсистеми верхнього рівня
базуються на обчислювальних мережах підприємств, які знаходяться на місці.
Протоколи ТСР/ІР і дво- або чотирьохпровідні лінії зв’язку використовуються
як канали зв’язку між системами різних рівнів, таких як підприємства, райони
та області. Протоколи систем телемеханіки, пристроїв обліку та електронних
лічильників використовуються для зв’язку підсистем АСКОЕ нижнього та
верхнього рівнів. Завдяки використанню принципів організації АСКОЕ
можуть вирішитися наступні проблеми: вимірювання параметрів. фіксація
показів лічильників, середні потужності на інтервалі усереднення
1/3/5/10/15/30 хв, максимальна середня потужність на комерційному інтервалі
з урахуванням часових зон, споживання активної та реактивної енергії
(включаючи перетоки) за добу, місяць, рік; індикація різноманітних
параметрів якості електричної енергії; автоматичні розрахунки відповідно до
опису [17, 18]..
Для забезпечення високого рівня продуктивності комплекс
використовує вбудований контроль працездатності та фіксує несправність у
власному журналі подій. Кожен тип прикладного програмного забезпечення
має автоматичний перезапуск після зникнення-поновлення живлення.
71
Багаторівнева система захисту забезпечує захист вимірюваних даних і
параметрів комплексу від несанкціонованих змін. Запломбований відсік
лічильника містить всі кабелі, які приходять на лічильник від вимірювальних
трансформаторів, а також сигнальні кабелі від лічильника. Всі сигнальні
кабелі, підведені до ПЗПД, закріплюються в запломбованому відсіку корпуса
ПЗПД або в окремому запломбованому крос-блоці. Всі електронні частини ПЗ
встановлені в запломбованому відсіку.
2.2.2 Варіанти моніторингу об'єктів
Для автоматизації моніторингу об'єктів існують чотири основні
варіанти:
об'єкт з лічильниками, підключеними до RS-485 [17, 18].. Лічильники
підключені до мультиплексора (типу МПР-16) або до спільної шини RS-485 за
допомогою інтерфейсу «струмова петля». Лічильники і центр збору не мають
зв'язку. Опитування за допомогою програми на переносному комп'ютері, яка
генерує результати у файлі . На сервері збору даних потрібні програмні модулі,
які створюють файл-завдання на опитування та завантажують інформацію в
основну базу даних. У процесі опитування час лічильників синхронізується з
часом переносного комп'ютера. У момент отримання файлів завдання для
роботи лічильників комп'ютер синхронізується з часом сервера БД.
Рис. 2.12 – Об'єкт з лічильниками, що об'єднані за інтерфейсами
RS-485
72
Вузла лічильників, яка використовує прямі лінії для збору та обробки даних
ПЕОМ. [17, 18] Відсутній зв'язок з об'єктом. Збір даних на локальних ПЕОМ
визначається з визначеним періодом часу. Їх обробка також відбувається на
ній. Локальна БД може працювати під будь-якою БД, незалежно від кількості
користувачів, кількості лічильників та інтервалів профілю , кваліфікації
користувачів, складності математичної обробки та інших факторів.
Центральна база даних збирає дані періодично. Первинна інформація для
центральної БД отримується прямо з лічильників. Це робиться для того, щоб
користувачі були розподілені відповідно до їх посади і прав доступу.
Лічильники синхронізуються з годинником або переносного комп'ютера, або
локальної ПЕОМ.
Рис. 2.13 – Вузол збору та обробки даних з лічильників по прямим
лініям на базі ПЕОМ
центр збору та обробки даних за допомогою ЛВЗ і робочого столу
користувача. [17, 18] Лічильники мають канали для зв'язку з ними. Основна
конфігурація програмного комплексу дозволяє організувати паралельний збір
даних по 4, 8, 16, 32 каналам зв'язку. При 16, 32 каналах комунікаційний сервер
необхідно перенести на окрему електронну систему. Пряме з'єднання може
виділити канали зв'язку для комутації. Відповідно до типу лінії та її
характеристики параметри кожного каналу адаптуються відповідно. У системі
можна одночасно працювати кілька комунікаційних серверів . Таким чином,
73
усі системи параметризації збору даних, електричні та розрахункові схеми
об'єктів, а також первинні та розрахункові дані зберігаються лише на серверах
БД і додатків.
2.2.3 Програмне забезпечення комплексів моніторингу (ПЗ ЦЕНТР)
Програмний комплекс може використовувати принципи клієнт-
серверної архітектури (ОС Windows NT/2000, UNIX, СУБД ORACLE).
Багатокористувацька версія програмного забезпечення дозволяє організувати
доступ до інформації з кількох десятків робочих місць і складається з[19]:
– ПЗ комунікаційного сервера, яке реалізує паралельне опитування
лічильників і пристроїв збору і передачі даних по одній чи кільком лініям
зв'язку, а також інформаційна взаємодія між центрами збору і обробки даних;
– ПЗ розрахункового сервера, яке реалізує автоматичну діагностику
повноти даних, автоматичні розрахунки;
– ПЗ сервера бази даних і додатків;
– ПЗ клієнтів.
Однокористувацька структура ПЗ для одного ПК (регsonal edition).
Призначена для побудови АСКОЕ на підприємстві з одночасною
можливістю оперативного контролю параметрів електромережі і потужності
графіка навантаження. Простий і зрозумілий графічний інтерфейс робить
програму доступною і легкою у використанні навіть для користувачів-
початківців персональних комп'ютерів. При використанні ПЗ передбачене
розмежування доступу до функцій для різних категорій користувачів. А також
фіксація дій в журналі. Програма здійснює:
– автоматичне, опитування всіх лічильників або ПЗПД з використанням
різних типів каналів зв’язку та комунікаційного встановлення відповідно до
розкладу;
74
– опитування лічильників з іншими інтервалами графіка навантаження,
починаючи від 1 хв. профіль;
– зчитування з лічильників або ПЗПД даних графіка навантаження, показ
і журнал подій;
– синхронізація часу на лічильниках і ПЗПД з часом системи; –
знаходження максимумів потужності по фідерах об’єкта за довільний період
часу;
– складання груп з різних лічильників для більш складного аналізу
даних;
– розкладка енергії (потужності) по часових (тарифним) зонах;
– знаходження сполученої за максимальною потужністю для кожної
часової зони;
– розрахунок електроенергії з урахуванням тарифних коефіцієнтів і т.д.;
– представлення даних у табличному або графічному вигляді для аналізу з
можливістю друку або експорту у формат файлу Ехсел.
Багатокористувацька структура ПЗ для центрів збору і обробки даних
[19] (АС-SЕ – standard edition).
Стандартна поставка для 5 користувачів:
1. Комунікаційний модуль.
2. Розрахунковий модуль.
3. Модуль адміністратора.
4. База даних.
5. Модулі керування.
6. Модуль користувача.
Комунікаційний сервер. Основне призначення - забезпечити взаємодію з
ПЗПД лічильників, контролерів, комунікаційних серверів, віддалених серверів
БД, які охоплюються даним центром збору і обробки, по різним типам каналів
зв'язку. Під взаємодією мається на увазі виконання збору даних, діагностика
75
отриманої інформації, а також автоматичний збір даних і підстроювання ходу
годинника.
Рис. 2.14 – Багаторівнева розподілена система з кількома центрами
збору і обробки даних
Розрахунковий сервер [17]. Призначений для автоматичних асинхронних
розрахунків відповідно до заданих схем. Також для автоматичних асинхронних
до розрахунків неповних наборів даних.
Модулі адміністратора:
• призначені для параметризації системи збору даних;
• діагностика системи;
76
• виявлення збоїв у системі збору даних і аналіз їхньої причини
(наприклад, розрив каналу зв'язку і т.д.);
• аналіз статистики відмов (наприклад, оцінка якості каналів зв'язку);
• відстеження подій ПЗПД (відключення живлення, перепараметризація і
т.д.);
• стан бази даних (наприклад, наявність вільного місця на дисках
сервера).
Інсталяційне ядро БД.
• Образ схеми БД із заповненою системою довідкової інформації.
• Пакет для створення базового набору користувачів з розмежуванням
прав доступу.
Модулі керування призначені для:
• віддаленого керування розрахунковим сервером;
• віддаленого керування комунікаційними серверами;
• синхронізації функціонування системи;
• планування завдань.
Модуль користувача:
• екранні інтерфейси;
• модулі формування звітів.
В багаторівневих розподільчих, системах при використанні
багатокористувацьких версій ПЗ можливе застосування додаткових модулів:
1. Модуль моніторингу виконує наступні функції:
• редактор електричних схем;
• відображення даних по фідерам (включаючи параметри електромережі
- фазні струми, напруги, потужності,кути) з циклом від 10 с. до Іхв, Зхв, 5 хв;
77
• розрахунок і відображення групових характеристик об'єктів (баланси,
сумарне споживання і т.д.) з циклом 1 хв, 3 хв, 5 хв, 10хв, 15 хв.
2. Модуль розширеної діагностики АС-N (Navigator) постачається для
систем з великим числом пристроїв або з розвинутою системою комунікацій.
Дозволяє швидко переглядати інформацію про стан великого числа об’єктів і
проводити їх діагностику.
3. Модуль синхронізації часу виконує синхронізацію внутрішнього часу
системи по супутниковому годиннику.
4. Модуль архівації-відновлення АС-R (Reserve) постачається як
додатковий модуль до АС-РЕ чи АС-SЕ.
5. Модуль формування файлів у форматі АСКП. АС-КР (АСКП) слугує
для конвертації файлів у загальнодоступний формат.
При розробці системи АСКОЕ можна виділити наступні етапи:
• збір відомостей і розробка комерційної пропозиції;
• обстеження підприємства;
• розробка ТЗ і проекту;
• виготовлення і постачання устаткування;
• виконання монтажних і пуско-налагоджувальних робіт;
• супровід дослідної експлуатації;
• навчання;
• повірка системи;
• здача в промислову експлуатацію;
• гарантійне і післягарантійне обслуговування.
Послідовне виконання цих етапів дасть можливість врахувати всі
фактори, які впливають, і правильно вибрати структурний вид АСКОЕ.
78
2.2.4 Комерційні і технічні АСКОЕ
АСКОЕ підрозділ підприємства на системи комерційного та технічного
обліку [19]. Облік отриманої та відпущеної енергії для грошового розрахунку
називається комерційним, або розрахунковим. Прилади, призначені для цього,
завдяки комерційним, або розрахунковим. Облік для контролю за процесом
споживання електроенергії підприємством по його підрозділам і суб'єктам
називається технічним, або контрольним. Прилади, які використовують, також
називають технічними. Технічний облік почав набувати риси і розрахункового
обліку окрім свого прямого призначення через розвиток ринкових відносин,
реструктуризацію підприємств, господарське відокремлення окремих
підрозділів підприємств і появу комерційно самостійних, але пов’язаних із
загальною схемою енергопостачання виробництв – субабонентів.
Системи АСКОЕ для комерційного та технічного обліку можуть
працювати як окремі системи або як одна система (змішана). До недавнього
часу впровадження системи АСКОЕ на підприємствах переважало друге
рішення. Однак із появою нових методів створення роздільних систем
(принаймні на середньому рівні АСКОЕ) стало пріоритетним. Сама
особливість цих двох типів обліку також сприяла цьому. Консервативний
комерційний облік використовує усталену схему енергопостачання та вимагає
встановлення приладів підвищеної точності на невелику кількість точок
обліку . Засоби обліку нижнього та середнього рівнів АСКОЕ повинні бути
знайдені в державному реєстрі вимірювальних засобів. Крім того, системи
комерційного обліку обов’язково пломбуються, що обмежує можливість
персоналу компанії внести в них будь-які оперативні зміни. Тим не менш,
технологічний облік динамічний і постійно розвивається, щоб відповідати
потребам виробництва. Він має багато точок обліку за різними видами
енергоресурсів, де можна встановлювати прилади зниженої точності для
економії коштів, причому ці прилади не обов’язково знайдуться в державному
реєстрі, що дає більший вибір. Технічні прилади не пломбуються
енергопостачальною організацією. Це дозволяє головному енергетичному
79
відділу оперативно вносити зміни у вихідні дані встановлених приладів, щоб
відповідати змінам у схемі енергопостачання компанії.
2.2.5 Цифрові електронні лічильники для моніторингу
електроенергії
2.2.5.1 Загальні відомості
Ще кілька років тому контроль споживання і збереження електроенергії
не були такими актуальними. Всіх цілком задовольняли ціни на електроенергію
і відповідна система її обліку на базі електромеханічних (індукційних)
лічильників. Принцип їх роботи заснований на підрахунку кількості обертів
диска в змінному магнітному полі. Такі лічильники прості, надійні і дешеві.
При переході України на ринкові відносини в постачальників
електроенергії виникла проблема контролю і керування її споживанням. В
свою чергу, споживач зацікавлений в тому, щоб не переплачувати. В результаті
стало необхідним збільшення сервісних функцій лічильників. Постачальникам
необхідний оперативний доступ до всієї інформації про кількість проданої
електроенергії на даний момент і дистанційний контроль. Споживач
зацікавлений в економії електроенергії за рахунок використання різних тарифів
(денний, нічний і так далі) і в зручному способі оплати. Альтернатива цьому -
застосування електронних платежів, аж до встановлення картридерів
безпосередньо в самі лічильники для оплати.
Сучасні механічні лічильники не можуть справитися з поставленими
задачами за умови оптимального співвідношення ціна-якість. Тому необхідний
новий підхід до систем обліку електроенергії і проведення платежів.
Цифрові системи керування перетворюють своїх аналогових
конкурентів за рахунок стрімкого розвитку мікроелектроніки та зниження
ціни на електронні компоненти [19]. Це в першу чергу результат великої
різноманітності та низької вартості мікроконтролерів. Цифрові системи
80
управління на базі мікроконтролерів мають багато переваг, включаючи
гнучкість і багатофункціональність, які можна досягти за допомогою
програмного забезпечення замість апаратного забезпечення, що не вимагає
додаткових матеріальних витрат. Перехід на керування лічильниками
електричної енергії за допомогою мікроконтролерів має багато переваг.
Найважливішими з них є підвищення точності та надійності, а також
можливість відмовитися від більшої кількості завдань за рахунок менших
апаратних витрат.
Сучасні цифрові лічильники повинні завжди оперативно передавати
дані на диспетчерські пункти енергопостачальних підприємств за допомогою
різних каналів зв’язку . Це дозволяє ефективно контролювати та економити
електроенергію.
Упровадження цифрового лічильника електричної енергії вимагає
спеціалізованих інтегральних схем (ІС), які можуть перемножувати сигнали та
відображати отриману величину таким чином, що зручно для мікроконтролера
(рис. 2.15). Перетворювач активної потужності, наприклад, перетворює
частоту слідування імпульсів. Мікроконтролер підраховує загальну кількість
імпульсів, що надійшли, і в цьому випадку ця кількість буде прямо
пропорційна спожитій електроенергії.
Рис. 2.15 – Блок-схема цифрового лічильника електричної енергії
81
Не меншою мірою є різноманітні функції сервісу , такі як дистанційний
доступ до лічильника та інформація про споживання енергії. Цифровий
дисплей, який керується мікроконтролером, дозволяє програмному
забезпеченню створювати різні способи виведення інформації. Наприклад,
програмне забезпечення можна виводити на дисплей інформацію про
споживання енергії за місяць, встановлювати різні тарифи і так далі. Деякі
нестандартні функції, такі як узгодження рівнів, забезпечуються за допомогою
додаткових ІС. Перетворювачі потужності в частоті та спеціалізовані
мікроконтролери, які відповідають подібним перетворювачам на кристали,
зараз випускаються. Але вони часто надто дороги для комунально-побутових
індукційних лічильників. Таким чином, багато виробників мікроконтролерів у
всьому світі розробляють мікросхеми, спеціально призначені для цієї мети.
Наступним кроком буде проведений аналіз побудови найпростішого
цифрового лічильника на найдешевшому 8-розрядному мікроконтролері
Моторола. В цьому рішення реалізовані всі мінімально забезпечені функції. У
цьому використанні недорогий ІС перетворювач потужності в частоту
імпульсів КР1095ПП1 і 8-розрядний мікроконтролер МС68НС05КJ1.
Рис. 2.16 – Основні вузли найпростішого цифрового лічильника
електричної енергії
82
Такою структурою мікроконтролера потрібно підсумовувати кількість
імпульсів, виводити інформацію на дисплей і захищати його в різних
ситуаціях аварії. Сигнали, пропорційні напруги та струм мережі, надходять на
вхід перетворювача з давачів. Лічильник фактично є цифровим
функціональним аналогом існуючих механічних лічильників, які були
вдосконалені. Імпульсний перетворювач отримує швидку потужність,
перемножуючи вхідні сигнали. Мікроконтролер отримує сигнал і перетворює
його у Вт∙год. Тоді він змінює показання лічильника, скільки сигналів
збільшується . ЕЕРКОМ необхідний для показників лічильника через часті
збої напруги . Такий захист необхідний для будь-якого цифрового лічильника,
після чого по живленню є найбільш розширеним типом аварій.
Коли живлення включено, мікроконтролер настроюється за програмою
і зчитує останнє збережене значення з ЕЕРКОМ і показує його на дисплеї.
Алгоритм роботи програми для найпростішого варіанта такого лічильника
досить простий, як показано на рис. 2.17. Після цього контролер переходить в
режим підрахунку імпульсів, що надходять від ІС перетворювача, і додається
відображення лічильника міри по накопиченню кожного Вт·год.
Значення спожитої енергії може бути втрачене під час запису в
ЕЕРКОМ. З цієї причини значення накопиченої енергії записується в ЕЕРКОМ
циклічно один за одним через певну кількість змін показників лічильника, яка
задається програмою в залежності від необхідної точності. Це дозволяє
запобігти втраті інформації про споживання енергії.
З появою напруги мікроконтролер перевіряє кожне значення ЕЕРКОМ і
вибирає найкраще. Щоб зменшити втрати, достатньо записати значення з
кроком 100 Вт·год. Програма може змінити цю величину.
83
Рис. 2.17 – Алгоритм роботи програми
2.2.5.2 Електронні лічильники електроенергії
Електронні лічильники — компактні, надійні, високоточні (0,28 і 0,58),
що виконують і додаткові функції. Вони працюють у широкому діапазоні
частот, здатні вимірювати витрату енергії в колах змінного(різних частот) й
постійного струмів.
Основними елементами цих лічильників є вимірювальні мікросхеми (ІС)
виробництва фірм Апа1оg Devices, SAMES і ін [19]. Водночас із випуском,
розробляються нові економічні ІС підвищеної точності. Важливими
84
елементами лічильників є вимірювальні давачі напруги і струму та ряд інших
компонентів.
При вимірювані величин виникають питання, пов'язані з вимірюванням
потужності й енергії, конструкцією лічильників, особливостями застосування
трансформаторних давачів струму. Для прикладу розглянуті вимірювальні і
мікросхеми фірми Апа1оg Devices.
Основні співвідношення.
Повна потужність (її миттєві значення) в навантаженні дорівнює
р(t)=и(t)∙і(t)=Ра+р(t), (2.27)
де Ра - активна потужність, що є середнім значенням р(t),
а р (t) - змінна складова подвійної частоти. Для синусоїдних u(t) і i(t)
активна і реактивна потужності, що розвиваються на активному і реактивному
(індуктивному або ємнісному) навантаженнях, дорівнюють: Ра= Рсоsφ;
Рr= Рsinφ, де Р - повна потужність, а φ - фазовий зсув між u(t) і (t).
Потужність може бути негативною, якщо споживач стає джерелом
електроенергії. Прикладом є електродвигун, що за певних умов працює як
електрогенератор.
Згідно з виразом (2.27), для визначення Ра в вимірювальних ІС
перемножують функції електричних сигналів давачів, виконують
низькочастотну фільтрацію добутку і виділяють сигнал, пропорційний Ра. Далі
для визначення енергії цей сигнал інтегрують за часом. Інтегратором може
служити електромеханічний індикатор, який містить кроковий двигун, що
живиться імпульсами з виходу ІС, частота яких пропорційна Ра.
Для виміру реактивної потужності вводять додатковий фазовий зсув 90°
між функціями напруги і струму. Надалі реактивна потужність і реактивна
85
енергія вимірюються аналогічно активній. "Негативне споживання" також
можна виміряти за допомогою ІС.
У трифазній мережі з нульовим проводом потужність визначається як
сума її складових у трьох фазах — "А", "В", "С". У трифазній мережі без
нульового проводу потужність може бути визначена як сума двох складових,
кожна з яких є добутком лінійної напруги і фазного струму (лінійна напруга
вимірюється відносно тієї фази, струм якої не вимірюється).
2.2.5.3 Вимірювальні трансформатори - давачі напруги і струму
Трансформаторні давачі складніші за резистивні, але мають ряд переваг.
Вони узгоджують кола живлення і навантаження, більш економічні за
споживанням від живлення сигналу, а трансформатори струму, крім того,
працюють при менших спадах напруги на вході [8]. Також вони забезпечують
"негальванічний" магнітний зв'язок між обмотками, а перемиканням виводів
можна змінити фазу вихідного сигналу.
Для контролю струму використовують трансформаторні давачі двох
типів:
• трансформатор струму з великим коефіцієнтом трансформації
(наприклад 2500), навантажений на прецизійний резистор, що працює в
режимі, близькому до короткого замикання. Напруги на первинній і вторинній
обмотках відповідно дорівнюють 0,4 мВ і 1 В (за струмом 100 А і опором
резистора 25 Ом). У дійсності, з врахуванням опору вторинної обмотки,
напруга на первинній буде трохи більшою;
• диференціювальний трансформатор "dі/dt" у режимі неробочого ходу.
Вихідна напруга вторинної обмотки пропорційна до похідної від струму
первинної обмотки.
86
Трансформаторний давач струму може працювати в парі з резистивним
давачем напруги. Можливі й інші комбінації давачів напруги та струму,
залежно від технічної або економічної доцільності.
Негативною особливістю трансформатора струму є можливість
підмагнічування його осердя постійною складовою струму, що виникає в
контрольованому колі через асиметричну нелінійність його навантаження або
з інших причин. Ця особливість є специфічною для трансформаторів струму.
Якщо змінний магнітний потік компенсується в осерді завдяки струму
вторинної обмотки і може бути близьким до нуля, то постійний потік не
компенсується. І це треба враховувати при виборі магнітного матеріалу і
розмірів осердя, бо постійний потік, маючи відносно велику величину, може
порушити нормальну роботу трансформатора.
Проблему вирішують двома способами. Перший — "непряме"
підключення вимірювального трансформатора струму до електромережі для
лічильників високого класу точності 0,2S і 0,5S - через додатковий зовнішній
трансформатор, не обмежений габаритами лічильника. Другий — для
лічильників класів точності 1,0 і 2,0 — "пряме" підключення, але за умови, щоб,
згідно зі стандартами ІЕС 1036 і ГОСТ 30207-94, за постійної складової, рівної
0,5 максимального змінного струму, похибка лічильника не перевищувала 3 і 6
% для класів 1,0 та 2,0 відповідно. Фірма УАС виготовляє трансформатори
струму для лічильників електроенергії з відповідними магнітними
матеріалами, зокрема - з нанокристалічними й аморфними.
Останнім часом як давач струму використовують диференцювальні
трансформатори без магнітного осердя. Це спрощує конструкцію і забезпечує
лінійність їх амплітудної характеристики, але потребує введення інтегратора
до складу вимірювальної ІС. Останнє не створює особливих труднощів, і ІС
останніх розробок (наприклад АDЕ7753/59 фірми Аnа1оg Devices) орієнтовані
на використання таких трансформаторів (разом з можливістю використання
шунта і , звичайного трансформатора струму).
87
Конструктивно обидва трансформатори являють собою тороїдальні
котушки, одна з яких, у трансформатора , струму, з феромагнітним осердям.
Для диференцювального трансформатора використовують котушку
Роговського (без осердя) , основне призначення якої — вимірювати магнітні
потоки. Первинною "обмоткою" в обох трансформаторах є Е провід (один
виток), який просунуто крізь отвір котушки. Якщо трансформатор вимірює
суму двох струмів без зсуву по І фазі, використовують дві первинні обмотки
(витки).
Перехід на цифрові автоматичні системи обліку та контролю
електроенергії скоротитися. такі системи мають очевидні переваги. Ціна їх
буде постійно знижуватися. Цей цифровий лічильник електроенергії має
очевидні переваги з найпростішим мікроконтроллером . Вони включають
надійність, залишаються в цьому немає елементів , які труться; він
компактний, і він може бути виготовлений таким чином, щоб відповідати
інтер'єру сучасних житлових будинків; Період служби збільшується в кілька
разів, і він ремонтопридатний і простий у використанні . Також найпростіший
цифровий лічильник може мати багато корисних функцій, які не мають усіх
механічних лічильників, при невеликих апаратних і програмних витратах. Ці
функції включають можливість автоматизованого обліку та контролю
споживання електроенергії, а також оплату за споживання енергії за кількома
тарифами.
2.2.6 Архітектура автоматизованої системи оперативного
диспетчерського управління (АСОДУ)
Розподілена дворівнева структура конкуренції для будівельних систем. У
системі є дві підсистеми: підсистема нижнього рівня, яка забезпечує збір і
первинну обробку інформації від вимірювальних перетворювачів, передачу
дій, що керують, на виконавчі механізми окремих енергетичних об’єктів і
передачу інформаційної сигналізації та вимірювання на верхній рівень
88
системи; підсистема верхнього рівня, що забезпечує взаємодію з оператором,
відображення параметрів вимірювання та вироблення та передачі команд.
Підсистеми нижнього рівня складаються з сукупності програмованих
логічних контроллерів (ПЛК) типу ScadaPack і комунікаційних процесорів
типу SmartWire виробництва фірми Control Microsystems (Канада), а також
пристроїв дистанційного вводу-виводу серії I-7000 виробництва фірми ICP
DAS (Тайвань).
Підсистема верхнього рівня є робочими станціями на базі персональних
комп'ютерів сімейства РС, на яких в операційному середовищі Windows2000
встановлена SCADA-система InTouch фірми WonderWare (США). Зв'язок
устаткування нижнього рівня з підсистемою верхнього рівня здійснюється по
інтерфейсу RS-485 (протокол Modbus) з використанням ОРС-сервера фірми
Control Microsystems.
Для зв'язку можуть бути використані існуючі кабельні комунікації, або
можливо використати технології без провідного доступу у відповідності з
стандартом ІЕЕЕ 802.11b. На рис.2.18 наведено фрагмент системи АСОДУ.
Для поліпшення зв'язку з об’єктами, що знаходяться на великій відстані
на верхньому рівні системи пропонується використати 64 порти СОМ на
основі асинхронного сервера фірми МОХА. Паралельно з інтерфейсом RS-485
використовуватиметься зв'язок по інтерфейсу "струмова петля" на основі
модемів фірми DataForth, що забезпечують видалений зв'язок з довжиною
ліній до 20км.
89
Рис. 2.18 – Фрагмент АСОДУ, що пропонується
Специфікація контролера SCADAPack100
Контролер призначений для роботи в жорстких умови експлуатації, при
температурі навколишнього середовища від -40°С до +70°С. Контролер
SCADAPack 100 розроблений на тій же платформі, що і звичайні контролери
SCADAPack. На відміну від звичайних контролерів SCADAPack, до
контролера SCADAPack 100 не можна підключити модулі серії 5000.
Контролер ідеально підходить для автоматизації малих об'єктів.
Можливості: 1 порт RS-232; 1 порт RS-232/485; пам'ять: 256 Кб CMOS
RAM, FLASH 512 Кб; 3 аналогових входи 0.20мА/0.5В, діапазон входів
встановлюється користувачем за допомогою перемичок; 1 аналоговий вхід
90
32,768 В; 1 рахунковий вхід; 6 універсальних дискретних входів/виходів;
живлення: 11 - 24 В постійного струму.
Програмування: TelePACE; IEC 61131-3; ОРС сервер; SCADALog
Таблиця 2.1
–Специфікація комунікаційного процесора SmartWIRE
№ каталогу Опис
Р100-1ххх- контролер SCADAPack 100, 1порт RS-232, 1 порт RS-
хх00 232/485
Р100-хАхх-
хх00 256 Кбайт CMOS RAM, 512 Кбайт FLASH ROM
Р100-хх0х-
хх00 емулятор протоколу Modbus
Р100-ххх0-
хх00 програмування на Ladder Logic і/або на мові С
Р100-ххх1-
хх00 програмування на IEC61131-3 і/або на мові С
Р100-хххх-
Ах00 4 аналогові входи 0…20 мА/0…5 В
Р100-хххх-
хА00 6 дискретних входів/виходів
Комунікаційний процесор призначений для побудови систем
вводу/виводу інформації
Можливості: ввід/вивід за допомогою модулів серії 5000; 1 порт RS-232
або RS-485; фіксація кількості включень дискретних входів і виходів;
підрахунок сумарного часу включеного стану входів і виходів; до 32
комунікаційних процесорів в одному сегменті RS-485; при використанні
модемів, що працюють на виділену лінію або радіостанцію, адресація в мережі
дозволяє підключити до 256 процесорів.
Програмування: TelePACE; IEC 61131-3; ОРС сервер; SCADALog
91
Таблиця 2.2
Специфікація контролера ICP-DAS
№ каталогу Опис
5201 Комунікаційний процесор SmartWIRE (1 порт RS-485)
5202 Комунікаційний процесор SmartWIRE (1 порт RS-232)
Вбудовані контролери компанії ICP-DAS застосовуються, як правило, для
автоматизації невеликих об'єктів і відносяться до класу недорогого
устаткування. З них найбільш популярними є контролери ICP Con I-7000/8000.
ICP Con I-7000 є PC-сумісними міні-контроллерами зв'язку і управління.
Вони забезпечують обчислювальною підтримкою системи дистанційного
збору даних, реалізованих на базі модулів УСО, якими можуть виступати ICP
Con I-7000 компанії ICP-DAS, а також модулі ADAM-4000 або NuDAM-6000.
Контролери мають вбудований процесор 80188-40 Мгц, до 512 SRAM пам'яті,
до 512 Кбайт флэш-пам'яті, вбудованого годинника реального часу і
подвійного сторожового таймера. Наявність COM-портів з інтерфейсами RS-
232/485 дозволяє організувати взаємодію практично з будь-якими пристроями
з послідовним інтерфейсом і створювати різні додатки з інтенсивним обміном
даних по декількох каналах зв'язку. Опитуючи модулі і відповідаючи на
запити від основного комп'ютера, контролери I-7000 забезпечують самостійне
функціонування системи і можуть практично замінити основний комп'ютер
або PLC-пристрій в роботі з модулями. Програмування контролерів
здійснюється на будь-якому PC-сумісному комп'ютері з використанням
загальнодоступних мов C, C++, Pascal, BASIC.
У серії I-7000 є моделі з вбудованим інтерфейсом Ethernet 10BASE-T з
роз'ємом RJ-45. Вони орієнтовані на застосування в комунікаційних завданнях
і можуть використовуватися як для збору і обробки даних, так і для створення
перетворювача, що адресується RS-232/422/485 у Ethernet. Також компанія
ICP-DAS пропонує моделі ICP Con I-7000, в які може вбудовуватися 1 плату
розширення, яка може містити як пристрої вводу/виводу (АЦП, ЦАП, цифрові
92
введення/висновки, таймер/лічильник), так і додаткові ресурси контроллера
(COM-порти, пам'ять SRAM або Flash).
I-7017C - 8-канальний модуль аналогового введення, що допускає пряме
підключення 8 диференціальних струмових сигналів. У його попередника,
модуля I-7017, для організації введення струмових сигналів необхідно було
встановлювати зовнішні струмові шунти (резистори номіналом 125Ом). У
модулі I-7017C резистори-шунти вже встановлені всередині. I-7017R по своїх
технічних характеристиках аналогічний I-7017. Основна їх відмінність
полягає в тому, що вхідні аналогові ланцюги I-7017R мають захист від
перенапруження величиною 240В AC/DC (у модуля I-7017 захист від
перенапруження складає 35В). Основні характеристики модулів I-7017, I-
7017C і I-7017R: Гальванічна ізоляція: 3000 В; Кількість каналів аналогового
вводу: 8 диференціальних; Розрядність: 16 біт; Діапазон вхідного сигналу: ±
500мВ ± 1В ± 5В ± 10В і ± 20мА (із зовнішнім резистором 125Ом); Вхідний
опір: 2MОм; Частота дискретизації: 10 вибірок/сек.; Смуга пропускання:
13,1Гц; Похибка: не більше ± 0.1%; Коефіцієнт придушення перешкоди
загального вигляду (CMR): 86dB при частоті 50/60Гц; Захист від
перенапруження: 240 В (I-7017R), 35В (I-7017, I-7017F, I-7017C). I-7058 має 8
диференційованих дискретних входів. Основна його особливість - можливість
прямого підключення високовольтних сигналів постійного і змінного струму
величиною до 250В (діюче значення). При цьому сигнал логічного 0
органічний діапазоном від 0 до 30В, логічної 1 - від 80 до 250В. Основні
характеристики I-7058: Кількість каналів дискретного вводу: 8
диференціальних; Вхідна напруга: Логічна 1: від 80 до 250В AC/DC, Логічна
0: від 0 до 30В AC/DC; Максимальна вхідна напруга: 250В AC/DC; Швидкодія:
100кГц (max.); Гальванічна ізоляція: 3750 В.
Модуль I-7058D має ті ж характеристики, що і модуль I-7058. Єдина їх
відмінність полягає в наявності у модуля I-7058D вбудованих світлодіодних
індикаторів, що забезпечують можливість візуального спостереження за
станом вхідних каналів.
93
Висновки до розділу 2
1. Для промислових споживачів найбільш ефективними є нормативні
та техніко-технологічні методи впливу. Пріоритетно-кроковий (ПКМ), також
відомий як кореляційно-резонансний метод. Його головною перевагою є те,
що він універсальний, він може бути застосований на будь-якому рівні
системи, від окремих ділянок, цехів до загальної енергетичної системи (ОЕС).
2. Мозаїчні діаграми мають властивість, відповідно до якої
найкращий спосіб забезпечити найменшу нерівномірність групового графіка є
тим, що відповідає нижньому ряду. З іншого боку, якщо електроприймачі
вмикаються відповідно до верхнього ряду, цей режим відповідає груповому
графіку з найбільшою нерівномірністю.
3. Послідовність варіантів ввімкнення споживачів повинна бути
розміщена в порядку зменшення чи збільшення нерівномірності групового
графіка, тобто розміщення рядків мозаїчної діаграми знижується в гору або
згори вниз. Це означає, що діагональна симетрія має місце. Послідовність,
тобто непорядкованість варіантів увімкнення електроспоживачів,
порушується, коли є порушення цієї симетрії.
4. . АСКОЕ забезпечує комерційний і технічний облік
електроенергії, оперативний контроль поточного навантаження; комерційний
і оперативний облік споживання чи відпущення газу, і засоби підтримки
прийняття рішень щодо планування електроспоживання. Крім того, АСКОЕ
створює політику підприємства, яка використовує менше енергії.
5. Система АСКОЕ дуже адаптивна до зміни правил проведення
розрахунків і схеми підключення. Основні принципи побудови системи
можуть бути використані як на невеликих підприємствах, так і на великих
промислових гігантах, а також у територіально розподілених системах, які
мають складну структуру точок обліку надходжень та розподілу газу та
електроенергії.
94
РОЗДІЛ 3
ВИРІВНЮВАННЯ ТА РЕГУЛЮВАННЯ ГРАФІКІВ ЕЛЕКТРИЧНИХ
НАВАНТАЖЕНЬ
3.1 Вирівнювання графіків електричних навантажень
пріорітетно- кроковим методом на прикладі ПАТ «Черкасиобленерго»
3.1.1 Загальна інформація
Для більш простого аналізу та керування значними масивами даних
(понад 631,5 тис. споживачів електроенергії), за Річною інформацією емітента
цінних паперів за 2016 рік ПАТ «Черкасиобленерго». Споживання розділено
на 6 галузей, зведемо споживану ними протягом доби потужність до табл.3.1.
Розрахунки будемо проводити для характерного зимового добового
графіка навантажень 2021 року, хоча цей рік для ПАТ «Черкасиобленерго» , є
кризовими і не відображає головних тенденцій змін попиту на електричну
енергію.
Дослідження можливості вирівнювання добового графіка електричних
навантажень споживачів ПАТ «Черкасиобленерго» будемо проводити на
прикладі найбільш гнучкого сектору споживачів, а саме – Промисловості (28,6
% від загального споживання ЕЕ).
Оскільки, інші сектори споживачів є складно регульованими:
1) Транспорт (24,7 %) – жорстко прив’язаний до розкладу руху потягів;
2) Населення та ін. непромислові споживачі (39,4 %) – пов'язаний з
біологічним ритмом людини і практично може регулюватися лише
частково;
3) Будівництво (0,1 %) – істотно не впливає на загальне споживання ЕЕ,
тому не розглядається;
4) Комунальне господарство (4,2 %) – аналогічно до населення;
95
5) Сільське господарство (3 %) – пов’язано з біологічним ритмом живих
організмів, кліматичними та погодними умовами.
З метою зменшення нерівномірності та зниження локальних максимумів
добового графіка застосуємо пріоритетно–кроковий метод [9] у 3 етапи:
1) виділяємо в секторі промисловість 2 найбільш енергоємні галузі – це
харчова (споживання 553,1 МВт, що складає 26,7 % від всього сектору) та
машинобудівна і металообробна (споживання 534,7 МВт, що складає 25,8 %
від всього сектору). Шляхом зсуву цих двох галузей один відносно одного та
відносно загального графіку сектору зменшимо загальну нерівномірність
графіку сектору промисловість (при цьому енергоспоживання залишається
незмінним);
2) аналогічним чином виділяємо 2 найбільш потужні за споживанням ЕЕ
підгалузі в галузі харчова – це м’ясна і молочна (споживання 396,9 МВт, що
складає 74,2 % від всієї галузі) та цукрова (споживання 65,2 МВт, що складає
12,2 % від всього сектору) та проводимо їх зсув;
3) в підгалузі м’ясна і молочна виділяємо 2 окремих потужних
споживача, в даному випадку це – ПАТ «Юрія» (споживання 145,8 МВт, що
складає 36,7 % від всієї підгалузі) та підприємство «Черкаська продовольча
компанія» (споживання 250,5 МВт, що складає 63,1 % від всієї підгалузі) і за
методикою пріоритетно - крокового методу проводимо їх зсув.
На рис.3.1 візуалізовано інформацію табл. 3.1.
96
Таблиця 3.1.
Споживана активна добова потужність за галузями
Потужність за годинами, МВт
Галузь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Всього по ПАТ «ЧОЕ» 240,7 254,2 242,4 242,4 261,0 270,3 284,7 295,6 325,2 336,2 326,1 325,2
Промисловість 66,4 66,6 74,8 73,8 70,6 69,8 69,5 80,9 110,2 123,8 113,2 100,7
Сільське господарство 3,9 3,8 4,0 4,3 4,7 5,5 7,7 11,9 16,3 18,1 16,7 14,3
Транспорт 63,0 63,0 68,9 70,0 75,2 68,2 64,8 69,8 73,0 74,6 69,6 79,9
Будівництво 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,3 0,2 0,3 0,3 0,3
Комунальне господарство 10,5 12,8 13,2 12,8 12,9 12,5 12,7 12,8 13,7 12,6 12,2 12,4
Населення та ін. непромислові
96,8 107,9 81,4 81,4 97,5 114,2 129,9 119,9 111,8 106,8 114,1 117,6
споживачі
97
Продовження табл. 3.1.
Потужність за годинами, МВт
Галузь
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Всього по ПАТ «ЧОЕ» 321,8 311,7 312,5 335,4 356,5 348,9 332,0 337,9 318,5 313,4 286,4 263,5
Промисловість 99,0 102,8 99,3 97,6 99,6 94,9 85,5 82,1 79,1 74,4 70,7 68,9
Сільське господарство 12,3 12,4 12,3 12,4 12,6 11,2 9,1 7,4 5,9 5,2 4,3 4,0
Транспорт 83,5 86,7 89,3 71,5 86,1 85,4 78,0 79,4 79,0 73,9 67,4 69,0
Будівництво 0,2 0,3 0,3 0,3 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
Комунальне господарство 12,2 12,2 12,1 12,0 12,6 12,9 12,8 13,2 12,9 13,0 12,6 12,7
Населення та ін. непромислові
114,6 97,3 99,2 141,6 145,4 144,3 146,5 155,7 141,5 146,8 131,3 108,8
споживачі
98
Р, МВт
400,0
350,0
300,0
250,0
200,0
150,0
100,0
50,0
0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
t, год
Промисловість Сільське господарство Транспорт Будівництво Комунальне господарство Населення та ін.непром.споживачі
Рис. 3.1. – ГЕН всього по ЧОЕ за його складовими
99
3.1.2 Зсув харчової та машинобудівної і металообробної галузей
промисловості
Розраховуємо всі необхідні показники для ГЕН харчової галузі:
Середня потужність розраховується за формулою (1.15):
24
∑Рі
Р і=1 553,1
СР1 = = = 23,036 МВт.
24 24
де Рі −поточне значення потужності у і-ту годину t³ (з табл.3.2)
Середньоквадратична потужність розраховується за формулою (1.18):
24
∑(Р2
і ⋅ ti )
Р і=1 12941,49 2
СР КВ1 = 24 = = 23,2213 МВт .
∑ t 24
i
і=1
Дисперсія розраховується за формулою (1.20):
D(P ) = Р2 2 2 2 2
1 СР КВ1 − РСР1 = 23,2213 − 23,036 = 8,118 МВт .
Взаємокореляційна функція при 0 (24) год зсуві для 1 та 2 графіка
(харчова галузь та машинобудування) розраховується за формулою (1.28) за
даними з табл.3.2:
100
1 tö −τ tö
k( p
12 (τ )) = ∫ p1 (t) p2 (t +τ )dt + ∫ p1(t) p2 (t − tö +τ )dt − p
t 1 p2 =
ö 0 tö −τ
[ 1
= ⋅{(21,2 ⋅12,8+ 21,8 ⋅13,3+ 27,4 ⋅14,2 + 24,2 ⋅14,7 + 22,8 ⋅14,4 + 21,9 ⋅12,4 +
24
+19,3 ⋅14,5+17,5 ⋅25,4 + 21,3 ⋅39,6 + 28 ⋅42,9 + 26,3 ⋅37,5+ 26,3 ⋅28,3+
+ 28 ⋅30,2 + 26,2 ⋅30,4 + 24,9 ⋅27,3+ 22,6 ⋅28+ 25 ⋅28,2 + 23,6 ⋅26,1+ 26,1⋅18,3+
+ 21,1⋅17,7 + 21,4 ⋅16,7 + 20 ⋅15,5+ 20,4 ⋅13,8) + 20,3 ⋅12,5}]− 23,046 ⋅22,279 =
=13,75.
Дисперсія для сумарного графіка сегменту «Промисловість» при
теоретично оптимальному зсуві харчової галузі відносно машинобудівної
іметалообробної на 12 год (1.36):
n
D(P) =∑D( pr ) + 2∑ k( prs ) = 8,118+ 84,749 + 38,183+ 2(−12,32 − 24,28+ 7,808) =
r=1 r s
= 59,388 МВт2
Розрахунки для всіх інших ГЕН аналогічні і детально не наводяться.
Основні результати обчислень зведені у таблиці.
101
Рис. 3.2 – ГЕН виокремлених та сумарний графік всіх ін. галузей
промисловості до зсуву
102
Таблиця 3.2
Споживана активна добова потужність за обраними галузями промисловості до зсуву
Галузь Потужність за годинами, МВт
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Харчова 21,2 21,8 27,4 24,2 22,8 21,9 19,3 17,5 21,3 28,0 26,3 26,3
Машинобудівна 12,8 13,3 14,2 14,7 14,4 12,4 14,5 25,4 39,6 42,9 37,5 28,3
і металообробна
Сумарний
графік всіх ін. 32,4 31,5 33,2 34,9 33,4 35,5 35,7 38,0 49,3 52,9 49,4 46,1
галузей пр-ті
Продовження табл. 3.2
Галузь Потужність за годинами, МВт
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Харчова 28,0 26,2 24,9 22,6 25,0 23,6 21,6 21,1 21,4 20,0 20,4 20,3
Машинобудівна і 30,2 30,4 27,3 28,0 28,2 26,1 18,3 17,7 16,7 15,5 13,8 12,5
металообробна
Сумарний графік
всіх ін. галузей 40,8 46,2 47,1 47,0 46,4 45,2 45,6 43,3 41,0 38,9 36,5 36,1
пр-ті
103
Таблиця 3.3.
Розрахунок основних показників ГЕН для вибраних графіків
Показник
Галузь Середня Середньоквадратична
потужність РСР , потужність Р , Дисперсія D(P) ,
СР КВ 2
МВт 2 МВт
МВт
Харчова 23,046 23,2213 8,118
Машинобудівна і
металообробна 22,279 24,1062 84,749
Сумарний графік
всіх ін. галузей 41,1 41,5619 38,183
пр-ті
Рис. 3.3 – Добові ГЕН виокремлених за потужністю галузей
промисловості (1 – галузь машинобудування, 2 – харчова, 3 – всі інші галузі
промисловості)
104
Таблиця 3.4
Розрахунок ВКФ для зсуву на кожну годину
Поєднання Значення взаємокореляційної функції при погодинному зсуві
галузей
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1-2 17,4805 15,8335 12,011 7,7001 2,25387 -2,229 -4,725 -6,803 -8,402 -10,61 -12,123 -12,32
2-3 38,6233 23,7679 10,783 1,3496 -8,0846 -17,04 -26,52 -35,78 -42,27 -44,24 -41,735 -37,17
1-3 7,8079 5,81125 4,8929 1,9254 -0,8663 -2,156 -3,689 -5,593 -7,81 -9,068 -9,3967 -9,358
Продовження табл.3.4
Значення взаємокореляційної функції при погодинному зсуві
Поєднання
галузей
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
1-2 -11,87 -11,41 -9,54 -2,828 2,88595 5,32012 4,8826 3,22762 0,92012 0,40887 6,19054 13,7489
2-3 -29,81 -21,2 -12,48 -2,022 9,12417 18,19 21,96 23,79 29,5779 40,5275 50,8571 49,79
1-3 -8,008 -6,469 -2,791 0,997 5,56917 8,11375 7,2571 5,3025 2,8 2,49542 4,84292 7,38833
Примітка:
1-2 – Харчова та галузь Машинобудування
2-3 – галузь Машинобудування та сума Всіх інших галузей промисловості
1-3 – Харчова та сума Всіх інших галузей промисловості
105
Рис. 3.4 – Залежність ВКФ від взаємного зсуву ГЕН галузей (1-2 –
Харчової галузі відносно галузі Машинобудування; 2-3 – Машинобудування
відносно суми всіх інших галузей промисловості; 1-3 – Харчової галузі
відносно суми всіх інших галузей промисловості)
Аналіз залежностей на рис.3.4 показує, що криві 1-2 і 1-3 мають
двоекстремальний характер, причому перший мінімум у обох випадках значно
більший: k( p12 (12)) > k( p12 (22)) , тобто ( −12,32 > 0,409) ) та
k( p13(11)) > k( p13(22)) , тобто ( − 9,397 > 2,495) ).
На відміну від них, крива 2-3 має один яскраво виражений мінімум при
10-годинному зсуві: k( p23(10)) = 44,24.
Особливість форми графіків ВКФ обумовлена відмінностями режимів
роботи підприємств різних галузей. Так, для підприємств харчової галузі
характерним є тризмінний режим, а для підприємств галузі машинобудування
і металообробки переважним – одно- або двозмінний. Для графіку всіх інших
106
галузей промисловості, отриманого в результаті накладання десятків ГЕН
різних споживачів, характерним є менш виражені локальні екстремуми.
У разі реалізації визначених з рис.3.4 оптимальних зсувів отримаємо
наведений на рис.4.5 деформований (згладжений) за ПКМ графік сегменту
«Промисловість»; для порівняння на рис.4.5 показано й вихідний ГЕН.
Вочевидь, що рівномірність режиму електроспоживання протягом доби
після зсуву значно покращиться – ефект вирівнювання відчутний навіть при
візуальному порівнянні ГЕН до та після зсуву і підтверджується зміною
значень основних коефіцієнтів, котрими характеризуються нерівномірність
ГЕН (табл.3.5).
Рис. 3.5. – Результуючий вихідний (1) та деформований (отриманий
шляхом оптимальних зсувів) (2) графіки сегменту «Промисловість»
Зрозуміло, що на практиці реалізувати оптимальний зсув на 10…12
годин проблематично, а отже, потрібно розглядати інші варіанти зсувів у
реальних межах 1…2 (або 22…23) годинного зсуву.
107
Таблиця 3.5
Результати розрахунку показників нерівномірності ГЕН сегменту
«Промисловість» до та після теоретично оптимального зсуву
Основні показники графіків навантажень
Варіанти
КЗГ КМ КНР КФ Dp
До зсуву 0,6981 1,4325 0,5363 1,0181 272,9052
Оптим. зсув 0,847 1,18 0,6951 1,004 59,39
Для того, щоб визначити, котрий з реальних варіантів є ефективнішим,
скористаємось правилом мінімуму ВКФ (або мінімуму DрΣ ). Розглянемо криві
на рис. 3.4 звертаючи особливу увагу на ті ділянки, які розташовані у межах
1…2-годинних зсувів. Із залежності 1-2 (рис.3.4) видно, що значення
k( p12 (1)) > k( p12 (2)) > k( p12 (23)) > k( p12 (22)) , тому обираємо найменший з
можливих ВКФ, а саме – при 22-годинномі зсуві; для залежності 2-3 значення
ВКФ k( p23 (23)) > k( p23 (22)) > k( p23 (1)) > k( p23 (2)) , що говорить про перевагу
2-годинного зсуву; для кривої 1-3 k( p13(1)) > k( p13(2)) >
> k( p13 (23)) > k( p13 (22)) , тобто пріоритетним є 22-годинний зсув.
Рис. 3.6 – Графіки електричних навантажень виокремлених галузей
промисловості після зсуву
(1 - харчова галузь, 2 - машинобудівна галузь, 3 - всі ін.галузі промисловості)
108
Для реалізації цього варіанту зсуваємо ГЕН галузей у протилежні боки –
галузь машинобудування зсуваємо на 2 години, а харчову галузь – на 22
години (рис.3.6. порівняно з рис.3.2).
Рис. 3.7 – Порівняння ГЕН галузі «Промисловість» до та після зсуву
(1 – до зсуву, 2 – після зсуву)
Таблиця 3.6
Порівняння основних показників ГЕН до і після зсуву
Основні показники графіків навантажень
Варіанти
КЗГ КМ КНР КФ Dp σ p
До зсуву 0,6981 1,4325 0,5363 1,0181 272,9052 16,5198
Теоретично
оптимальний 0,847 1,18 0,6951 1,004 59,39 7,7
зсув
Практично
можливий зсув 0,7574 1,3202 0,5758 1,0146 220,353 14,844
Порівнявши значення графіків (табл. 3.6) на рис.3.5 та 3.7 бачимо, що
електроспоживання після зсуву значно поліпшилося:
109
– К ЗГ збільшився з 0,6981 до 0,7547, відповідно, і загальна рівномірність,
яку він характеризує зменшилась (для рівномірного ГЕН К ЗГ →1);
– КМ зменшився з 1,4325 до 1,3202, що свідчить про зменшення
нерівномірності графіку в деякихх точках, у даному випадку – це відсутність
піків о 10 год;
– К НР збільшився з 0,5363 до 0,5758, тобто зменшилась різниця між
РМIN та РМАХ (розмах графіку).
3.1.2 Зсув підгалузей м’ясна і молочна та цукрова в галузі харчова
Таблиця 3.7
Розрахунок основних показників ГЕН для вибраних графіків
Показник
Галузь Середня
потужність Середньоквадратична Дисперсія
потужність Р , МВт2 D(P) ,
Р , МВт СР КВ
СР МВт2
М’ясна і молочна 16,538 17,3551 27,711
Цукрова 2,717 3,566277 5,338
Сумарний графік всіх
ін. підгалузей 22,279 24,10623 84,749
k(p rs ( τ ))
15
10
5
1-2
2-3
1-3
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
-5
-10
τ, год
Рис 3.8 – Залежність ВКФ від взаємного зсуву ГЕН підгалузей
(1-2 – м’ясна і молочна підгалузі відносно цукрової; 2-3 – цукрова відносно
суми всіх інших підгалузей; 1-3 – м’ясна і молочна відносно суми всіх інших
підгалузей)
110
Рис 3.9 – Споживана активна добова потужність за обраними підгалузями харчової галузі до зсуву
111
Таблиця 3.8
Споживана активна добова потужність за обраними підгалузями харчової галузі до зсуву
Підгалузь Потужність за годинами, МВт
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
М’ясна і
молочна 11,1 11,4 12,2 12,8 12,3 10,3 12,2 17,7 27,4 27,3 26,3 17,9
Цукрова 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,8 3,8 5,6 7,9 6 5,4
Сумарний
графік всіх ін. 12,8 13,3 14,2 14,7 14,4 12,4 14,5 25,4 39,6 42,9 37,5 28,3
підгалузей
Продовження табл.3.8
Потужність за годинами, МВт
Підгалузь
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
М’ясна і
молочна 19,4 19,6 17,3 20,5 21,3 21,7 14,5 14,4 13,7 13,1 11,8 10,7
Цукрова 5,8 5,8 5,4 3,4 3,2 1,6 1,5 1,4 1,3 1 0,7 0,6
Сумарний
графік всіх ін. 30,2 30,4 27,3 28 28,2 26,1 18,3 17,7 16,7 15,5 13,8 12,5
підгалузей
112
Аналіз залежностей на рис.3.8 показує, що криві 1-2, 1-3 та 2-3 мають
переважно яскраво виражений одноекстремальний характер. Оптимально
можливий вирівняний графік буде отриманий шляхом зсуву
Рис. 3.10 – Результуючий сумарний графік харчової галузі
(1– до зсуву; 2 – оптимальний зсув)
Із залежності (рис.3.8) видно, що значення
k( p12 (1)) > k( p12 (2)) > k( p12 (23)) > k( p12 (22)) , тому обираємо найменший з
можливих ВКФ, а саме – при 22-годинномі зсуві.
113
Рис.3.11 – ГЕН виокремлених за потужністю підгалузей до зсуву
(1– м’ясна і молочна; 2 – цукрова; 3 – всі ін.підгалузі в сумі)
Рис. 3.12 – ГЕН виокремлених за потужністю підгалузей після 22
годинного зсуву
(1– м’ясна і молочна; 2 – цукрова; 3 – всі ін.підгалузі в сумі)
114
Рис. 3.13 – ГЕН до (1) та після зсуву (2) всього по харчовій галузі
Таблиця 3.8
Порівняння основних показників ГЕН до та після зсувів
Основні показники графіків навантажень
Варіанти
КЗГ КМ КНР КФ Dp σ p
До зсуву 0,5193 1,9256 0,2890 1,0820 84,7491 9,2059
Теоретично
оптимальний 0,6276 1,5934 0,3887 1,0360 36,4275 6,0355
зсув
Практично
можливий зсув 0,5542 1,8044 0,3134 1,0662 67,9325 8,2421
З порівняння показників ГЕН (табл. 3.8) та графіків на рис.3.13 видно,
що режим електроспоживання після зсуву значно покращився:
115
– КЗГ збільшився з 0,5193 до 0,5542, а отже, і загальна рівномірність,
котру він характеризує зменшилась (для рівномірного ГЕН КЗГ →1);
– КМ зменшився з 1,9256 до 1,8044, що говорить про зменшення
нерівномірності графіку в окремих точках, у даному випадку – це відсутність
яскраво виражених піків о 10 год;
– КНР збільшився з 0,2890 до 0,3134, тобто зменшилась різниця між
РМIN та РМАХ (розмах графіку).
3.1.3 Зсув графіків ПАТ «Юрія» та підприємства «Черкаська
продовольча компанія» в підгалузі м’ясна і молочна харчової галузі
Таблиця 3.9
Розрахунок основних показників ГЕН
Показник
Підприємство Середня Середньоквадратичн
потужність а потужність Р Дисперсія
СР КВ ,
, МВт D(P) , МВт2
Р МВт2
СР
ПАТ «Юрія» 6,073 6,276537 2,511
«Черкаська продовольча
компанія» 10,437 11,19177 16,318
ДП «Юрія транс» 0,02 0,024 0,00018
З табл. 3.9 очевидно, що доцільно проводити зсув тільки заводу ПАТ
«Юрія» відносно підприємства «Черкаська продовольча компанія», в зв’язку з
тим, що ДП «Юрія транс» не володіє достатньою потужністю, яку необхідно
корегувати. Отже, проведемо розрахунки, щоб визначити теоретично
оптимальний та практично можливий зсуви.
116
k(prs(τ))
5
4
3
2
1
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
-1
-2
-3
-4
-5
t, год
Рис. 3.14 – Залежність ВКФ від взаємного зсуву ГЕН заводів ПАТ
«Юрія» та підприємства «Черкаська продовольча компанія»
117
Рис. 3.15 – Споживана активна добова потужність ПАТ «Юрія» та підприємства «Черкаська продовольча
компанія» до зсуву
118
Таблиця 3.10
Споживана активна добова потужність за обраними підприємствами до зсуву
Підприємство Потужність за годинами, МВт
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
ПАТ «Юрія» 4,8 4,5 4,4 4,4 4,4 4,0 3,9 5,7 8,5 8,4 8,5 7,9
«Черкаська
продовольча 6,2 6,8 7,8 8,4 7,9 6,3 8,3 12,0 18,9 18,9 17,7 9,9
компанія»
ДП «Юрія транс» 0 0,024 0,024 0 0,024 0,024 0,024 0 0,024 0,024 0,024 0,048
Продовження табл.3.10.
Підприємство Потужність за годинами, МВт
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
ПАТ «Юрія» 7,6 8,6 8,5 7,1 6,0 6,0 5,7 5,5 5,5 5,5 5,5 4,9
«Черкаська
продовольча 11,7 11,0 8,7 13,3 15,3 15,7 8,7 8,9 8,2 7,7 6,2 5,8
компанія»
ДП «Юрія транс» 0,024 0,024 0,024 0,048 0 0,024 0,024 0,024 0,024 0 0,024 0
119
З рис. 3.15 видно, що мінімум ВКФ припадає на 13 годин, очевидно, що
так суттєво не можна змінити режими роботи підприємств, тому обираємо
варіант в реальних межах.
Рис. 3.16 – Результуючий сумарний графік підгалузі м’ясна і молочна
(1–до зсуву; 2– оптимальний зсув)
Рис. 3.18 – ГЕН виокремлених за потужністю підприємств до зсуву
(1–завод «Черкаська продовольча компанія» та 2–ПАТ «Юрія»)
120
Із залежності (рис.3.14) видно, що значення
k( p12 (1)) > k( p12 (2)) > k( p12 (23)) > k( p12 (22)) , тому обираємо найменший з
можливих ВКФ, а саме – при 22-годинномі зсуві.
Рис. 3.19 – ГЕН виокремлених за потужністю підприємств після 22
годинного зсуву (1–завод «Черкаська продовольча компанія» та 2–ПАТ
«Юрія»)
Рис. 3.20 – ГЕН до (1) та після зсуву (2) всього по підгалузі м’ясна і
молочна
121
Таблиця 3.11
Порівняння основних показників ГЕН до та після зсувів
Основні показники графіків навантажень
Варіанти
К ЗГ К М К НР КФ Dp σ p
До зсуву 0,6034 1,6574 0,3761 1,0494 28,8555 5,3717
Теоретично
оптимальний 0,6754 1,4806 0,5022 1,0210 12,1276 3,4825
зсув
Практично
можливий зсув 0,6834 1,4633 0,4428 1,0365 21,1900 4,6033
Зрівнявши значення графікив (табл. 3.11) та рис.3.20 видно, що режим
електроспоживання після зсуву значно поліпшився:
– КЗГ став більше з 0,6034 до 0,6834, отже, і загальна рівномірність, яку
він описує стала меншою (для рівномірного ГЕН КЗГ →1);
– КМ зменшився з 1,6574 до 1,4633, що свідчить про покращення
нерівномірності графіку, у даному випадку – це відсутність піків о 9-11 год;
– КНР став більшим з 0,3761 до 0,4428, тобто зменшилась різниця між
РМIN та РМАХ (розмах графіку).
3.2 Визначення ефективності впровадження заходів з регулювання
графіків навантаження ПАТ «Черкасиобленерго»
Нерівномірність попиту на електричну енергію яскраво виявляється в
часі протягом доби, між робочими і вихідними днями тижня, сезонами року
тощо. При цьому енергосистема України характеризуються обмеженістю
генеруючих потужностей та їхньою незначною здатністю до маневрування, а
отже, не здатна в короткостроковому періоді адекватно реагувати на значні
коливання попиту в часі. Дана особливість споживання електроенергії
створює серйозні проблеми для більшості енергосистем і тому, у значній мірі
122
визначає задачі і принципи цінової політики на роздрібному ринку, основними
з яких є вирівнювання і стабілізація попиту в часі.
Попит на електроенергію більшості споживачів, особливо крупних
промислових об’єктів, є нееластичним, принаймні, у короткостроковому
періоді.
Побутові споживачі споживають найбільшу кількість електроенергії, і за
6 місяців 2021 року вони споживали 35330 млн. кВт·год, що становить 48,1 %
від загального навантаження ОЕС України [4]. Крім того, цей сектор
використовує мало енергії та має широкий спектр варіантів регулювання ГЕН.
Даний сектор найпростіше зацікавити до регулювання власним попитом
на ЕЕ застосовуючи економічні важелі, наприклад – шляхом застосування
оплати ПЕ за ЕЕ за диференційованим тарифом при розбитті добового
інтервалу на зони.
Визначимо величину оплати за спожиту електричну енергію при одно-
ставковому тарифі.
Розрахуємо спожиту за добу потужність:
24
WСПОЖ =∑Pі ⋅Ті = 2074200 кВт ⋅ год (3.1)
i=1
Відповідно оплата за спожиту електричну енергію за одноставковим
тарифом буде визначатись:
ПЕ =WСПОЖ ⋅С0 = 2074200 ⋅0,9013 = 1501928 грн (3.2)
При цьому регулювання не впливає на оплату, так як сумарна спожита
потужність залишається сталою WСПОЖ = const .
Визначимо величину оплати за спожиту електричну енергію при
диференційованому тарифі. На сьогоднішній день для промислових
споживачів виокремлені такі тарифні зони [11]:
123
1) нічна зона TНІЧ (тривалість 7 годин) – з 23 год до 6 год з тарифним
коефіцієнтом К НІЧ = 0,35;
2) напівпікова зона TН / П (тривалість 11 годин) – з 6 год до 8 год, з 10 до
17 год, з 21 до 23 год, з тарифним коефіцієнтом К Н / П =1,02;
3) пікова зона TПІК (тривалість 6 годин) – з 8 год до 10 год, з 17 до 21
год, з 21 до 23 год, з тарифним коефіцієнтом К ПІК =1,68.
Тоді оплата за електроенергію ПЕ визначатиметься за формулою:
ПЕ =WНІЧ ⋅TНІЧ +WН / П ⋅TН / П +WПІК ⋅TПІК , (3.3)
де WНІЧ ; WН / П ; WПІК − споживання електроенергії в нічній, напівпіковій та
піковій зонах, кВт·год;
TНІЧ ; TН / П ; TПІК − тарифні ставки в нічній, напівпіковій та піковій зонах за
розрахунковий період, грн/кВт·год.
Порівняймо оплати за діючим диференційним тарифом для вихідного
варіанту без зсуву, при технічно можливому зсуві та при теоретично
оптимальному зсуві за мінімумом DрΣ . Результати зведемо до табл.3.12.
124
Таблиця 3.12
Розрахунок оплати за диференційованим тарифом при різних
варіантах зсуву ГЕН
Варіанти регулювання електроспоживання
№ Теоретично
Зона доби Реально можливий зсув
п/п Без зсуву оптимальний
(на 22 години)
зсув
1 Добове споживання електроенергії за зонами Wі , кВт ⋅ год
а) ніч 490900 485800 652500
б) напівпік 1007700 1025200 920300
в) пік 575600 563200 501400
2 Добова оплата за електроенергію за зонами ПЕ , грн
а) ніч 110443 109295 146799
б) напівпік 660705 672178,5 603400
в) пік 621593 608201,9 541464
3 Всього, грн. 1392740 1389676 1291663
Порівняння оплат за електричну енергію для розглянутих варіантів
зсувів ГЕН показало, що найменшою є оплата при теоретично оптимальному
зсуві ( ПЕ =1291883 грн.).
Визначимо в процентному співвідношення як зміниться оплата при
регулюванні ГЕН за триставковим тарифом:
1) теоретично оптимальний варіант:
2)
П 1392740−1291663
Е1% = ⋅100% = 7,26 %. (3.4)
1392740
Тобто, економія в оплаті за добу складає 7,26 %.
3) реально можливий зсув (на 22 години):
125
П 1392740−1389676
Е 2% = ⋅100% = 0,22 %. (3.5)
1392740
Тобто, економія в оплаті за добу складає 0,22 %.
Порівняймо оплати за діючими одноставковим, диференційним тарифом
для вихідного варіанту без зсуву, при технічно можливому та при теоретично
оптимальному зсуві, визначеним за мінімумом DрΣ .
При простому переході з одноставкового на диференційований тариф
добова економія буде складати:
П 1501928,22 −1392740
Е3% = ⋅100% = 7,27 %. (3.6)
1501928,22
При переході з одноставкового на диференційований тариф та при
теоретично оптимальному зсуві добова економія буде складати:
П 1501928,22−1291663
Е 4% = ⋅100% =14 %. (3.7)
1501928,22
При переході з одноставкового на диференційований тариф та при
реальному (22-годинному) зсуві добова економія буде складати:
П 1501928,22−1389676
Е5% = ⋅100% = 7,47 %. (3.8)
1501928,22
Отже, різниця в оплаті при переході на диференційований тариф
очевидна у будь-якому випадку. При цьому, якщо застосовувати додатково
регулювання режиму електроспоживання, то вигода в оплаті складе 7,47 %
(при 22-годинному зсуві) та 14 % - при оптимальному.
Очевидно, що для здійсненню цілеспрямованого регулювання
споживачами власного попиту на ЕЕ необхідні додаткові витрати на пере -
126
налаштування технологічних процесів, зміну графіку внутрішнього
розпорядку роботи підприємства тощо. Тому, оптимальним з точки зору
можливості реалізації, є адитивний зсув графіку роботи підприємства в часі на
1-2 год, що для споживача виразиться лише в зміщенні початку роботи
підприємства.
Адекватне управління власним енергопопитом дозволятиме ПС окупити
витрати (ВД) на впровадження системи комерційного обліку електроенергії,
переналаштування технологічного процесу тощо, й отримувати сталу
економію в оплаті. Економічний ефект (Е) від регулювання попиту на енергію
в часі ПС отримує за рахунок зменшення витрат (П) на оплату спожитої
електроенергії:
Е = П1 – (П2 + ВД), (3.9)
де П1 та П2 – витрати ПС на оплату електроенергії відповідно до і після
переходу на диференційовані ціни та здійснення заходів по регулюванню
енергоспоживання.
Зміщення початку роботи ПС відноситься до організаційних заходів
управління попитом і практично не вимагає суттєвих додаткових
капіталовкладень, тобто, приймаємо, що ВД=0 . Тому формула (3.9) буде мати
вигляд:
Е = П1 – П2, (3.10)
А економічний ефект від регулювання попиту на енергію в часі ПС за
добу складатиме:
Е = П1 – П2=1392740-1389676=3060 грн, (3.11)
Окрім економічної зацікавленості при зменшення оплати за електричну
енергію, вирівнювання ГЕН дозволяє покращити режими електроспоживання
127
шляхом зменшення втрат електричної енергії в мережі, при цьому дозволяє
додатково скоротити ПЕ .
Зменшення втрат електроенергії в електричній мережі за рахунок
вирівнювання графіка навантаження визначаються згідно з [6]:
k 2
δW = ∆Wн 1−
ф2
2 , (3.12)
k
ф1
Коли запроваджуються заходи із вирівнювання графіка навантаження,
то ΔWн є електричними витратами в мережі за коефіцієнтами форми kф1 до
запровадження цих заходів. Крім того, kф1, kф2 є коефіцієнтами форми графіка
відповідно до і після запровадження цих заходів із вирівнювання графіка
навантаження.
Визначивши значення коефіцієнтів форми до і після запровадження
заходів з вирівнювання ГЕН і приймаючи середню втрату електроенергії
20,7% від усієї споживаної електроенергії, ми можемо встановити величину
зменшення втрат електроенергії в електричній мережі за допомогою
вирівнювання графіка завантаження:
Тобто, втрати зменшились на 2967,38 кВт ⋅ год , що в грошовому
еквіваленті за добу складає:
Пвтр = δW ⋅С0 = 2967,38 ⋅0,9013 = 2674,5 грн . (3.13)
За рік: 2674,5х253=676648,5 грн.
128
Висновки до розділу 3
1. Дослідження можливості вирівнювання добового графіка електричних
навантажень споживачів ПАТ «Черкасиобленерго» було проведено на
прикладі найбільш гнучкого сектору споживачів, а саме – промисловості (28,6
% від загального споживання електроенергії).
2. Особливість форми графіків взаємокореляцйної функції (ВКФ)
обумовлена відмінностями режимів роботи підприємств різних галузей. Так,
для підприємств харчової галузі характерним є тризмінний режим, а для
підприємств галузі машинобудування і металообробки переважним – одно- або
двозмінний. Для графіку всіх інших галузей промисловості, отриманого в
результаті накладання десятків ГЕН різних споживачів, характерним є менш
виражені локальні екстремуми.
3. З порівняння показників графіків електричних навантажень
зазначених у таблицях та на графіках видно, що режим електроспоживання
після зсуву значно покращуються:
– КЗГ збільшується, а отже, і загальна рівномірність, котру він
характеризує зменшилась (для рівномірного ГЕН КЗГ →1);
– КМ зменшується, що говорить про зменшення нерівномірності графіку
в окремих точках;
– КНР збільшується, тобто зменшилась різниця між РМIN та РМАХ (розмах
графіку).
4. Різниця в оплаті при переході на диференційований тариф очевидна у
будь-якому випадку. При цьому, якщо застосовувати додатково регулювання
режиму електроспоживання, то вигода в оплаті складе 7,47 % (при 22-
годинному зсуві) та 14 % - при оптимальному.
129
ВИСНОВКИ І ОСНОВНІ РЕЗУЛЬТАТИ ДОСЛІДЖЕННЯ
1. На електроенергетичному ринку актуальним є перманентне
підтримання балансу попиту і пропозиції електричної енергії, які значно
змінюються в часі протягом: доби (день/ніч), тижня (робочі/вихідні дні),
сезону (зима/літо). Забезпечення балансу можна досягти або шляхом побудови
додаткових маневрових генеруючих потужностей, або цілеспрямованим
регулюванням режиму електроспоживання. Оскільки в Україні більшість
електростанцій є базовими і нерегульованими (АЕС), а регульовані (ТЕС,
ГЕС) не мають достатніх маневрових потужностей, то раціонально
досліджувати можливості управління електроспоживання в плані його
вирівнювання у часі.
2. Впливати на споживачів електроенергетичного ринку можна за
допомогою таких важелів, як: техніко-технологічні, економічні, нормативні,
організаційні, адміністративні, інформаційно-пропагандистські тощо; проте,
необхідно дослідити селективну ефективність цих методів для кожного
окремо взятого споживача з метою визначення пріоритетності їхнього
застосування.
3. Зважаючи на те, що промислові споживачі складають найбільший
сегмент енергоринку і є найбільш спроможними до управління власним
попитом в часі, задачу забезпечення електроенергетичного балансу доцільно
вирішувати за рахунок промислового сегменту.
4. Для промислових споживачів найбільш властивими є техніко-
технологічні та нормативні методи впливу. Регулювання зі зміною ТП
потребує складних специфічних досліджень технологій, стадій, операцій,
виявлення їх почерговості, тривалості та пріоритетності, енергоємності ТП.
Регулювання без зміни ТП не потребує спеціальних знань і може бути
реалізоване простим адитивним погодинним зсувом ГЕН. Одним з таких
методів є кореляційно-резонансний або так званий пріоритетно-кроковий
метод.
130
5. Розглянуто методи розрахункового аналізу реальних графіків
навантаження промислових електричних мереж ПАТ «Черкасиобленерго»,
кореляційні методи вирівнювання групових графіків; досліджено способи та
засоби регулювання графіків навантаження підприємств.
6. Виконана порівняльна характеристика результатів регулювання
півгодинного максимуму активної потужності без зміни технологічного
процесу споживачів шляхом застосування пріоритетно-крокового методу.
7. На прикладі сегменту «Промисловість» доведено, що різниця в оплаті
при переході на диференційований тариф очевидна у будь-якому випадку. При
цьому, якщо застосовувати додатково регулювання режиму
електроспоживання, то вигода в оплаті складе 7,47 % (при 22-годинному зсуві)
та 14 % - при оптимальному.
131
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Паливно-енергетичний комплекс України у цифрах та фактах / М. П.
Ковалко, Ю. О. Віхарєв, С. П. Денисюк [та ін.] – К. : Українські
енциклопедичні знання, 2000. – 152 с.
2. Енергетика світу та України. Цифри та факти / Г. К. Вороновський, С.
П. Денисюк, О. В. Кириленко [та ін.] – К. : Українські енциклопедичні знання,
2005. – 404 с.
3. Паливно-енергетичний комплекс України в контексті глобальних
енергетичних перетворень / А. К. Шидловський, Б. С. Стогній, М. М. Кулик
[та ін.] – К. : Українські енциклопедичні знання, 2004. – 468 с.
4. Ковалко М.П. Енергозбереження – пріоритетний напрямок державної
політики України / М.П. Ковалко, С.П. Денисюк ; відп. ред. А.К.
Шидловський. – К. : Українські енциклопедичні знання, 1998. – 506 с.
5. Паливно-енергетичний комплекс України на порозі третього
тисячоліття / за заг. ред. А. К. Шидловського, М. П. Ковалка. – К. : Українські
енциклопедичні знання, 2001. – 400 с.
6. Електропостачання промислових об’єктів. Практикум: навчальний
посібник / Людмила Валеріївна Давиденко, Наталія Володимирівна Коменда,
Володимир Анатолійович Давиденко, Микола Миколайович Євсюк − Луцьк:
ВІП ЛНТУ, 2022.− 244с.
7. Харченко В. Ф. Електропостачання міст та промислових підприємств
: конспект лекцій (для студентів усіх форм навчання галузі знань 14 –
Електрична інженерія, спеціальності 141 – Електроенергетика, електротехніка
та електромеханіка, професійне спрямування «Електротехнічні системи
електроспоживання») / В. Ф. Харченко, О. А. Якунін, В. Г. Воропай ; Харків.
нац. ун-т міськ. госп-ва ім. О. М. Бекетова. – Харків : ХНУМГ ім. О. М.
Бекетова, 2019. – 238 с
8. Праховник А. В. Управління енерговикористанням: проблеми,
завдання та методи вирішення / А. В. Праховник // Управління
132
енерговикористанням : зб. доп. / за заг. ред. А. В. Праховника. – К. : Альянс за
збереження енергії, 2001. – С. 169–190.
9. Дикмаров З. У. Регулювання потужності під час виробництва та
споживанні електроенергії / З. У. Дикмаров, Р. Р. Садовський – К. : Техніка,
1981. – 126 с.
10. Борукаєв З.Х. До питання створення комплексної системи
прогнозування електричного навантаження / З.Х. Борукаєв: зб. наук.праць.
Інституту проблем моделювання в енергетиці ім. Г.Є.Пухова, 2006. – Віп.
№33.
11. Праховник А. В. Автоматизація управління електроспоживанням / О.
В. Праховнік. - К.: Вища школа, 1986. - 72 с
12. Розен В. П. Моделі планування розподілу електричної потужності та
енергії у виробничих системах / В. П. Розен // Вісник НТУУ “КПІ”. Серія
“Гірництво” : зб. наук. пр., 2005. – вип. 12. – С. 92–97.
13. Праховник А. В. Управління електричним навантаженням / А. В.
Праховник, В. П. Калінчик // Управління енерговикористанням: зб. доп. / за
заг. ред. А. В. Праховника. – К. : Альянс за збереження енергії, 2001. – С. 225–
230.
14. Праховник А. В. Вирівнювання графіків електричних потужностей
енергосистем за допомогою споживачів-регуляторів дискретної дії / А. В.
Праховник, В. П. Розен, В. Є. Майстренко // Математичне моделювання в
електротехніці й електроенергетиці : І міжнар. наук.-техн. конф., 19–22 вер.
1995. : тези доп. – Львів, 1995. – С. 269–270.
15. Розен В. П. Управління споживачами-регуляторами дискретної дії /
В. П. Розен // Енергетика: економіка, технології, екологія. – 2000. – № 2. – С.
40–44.
16. Розен В. П. Виявлення споживачів-регуляторів електричної
потужності / В. П. Розен, Н. В. Нечипоренко // Вісник НТУУ «КПІ». Серія
«Гірництво» : зб. наук. праць, 1999. – №1. – С.127–130.
133
18. Розен В. П. Структура комплексу споживачів по регулюванню
режиму електропостачання / В. П. Розен // Вісник УБЕНТЗ. – 1999. – №1. – С.
55–57.
18. Калінчик В. П. Комплексне управління електричним навантаженням
виробничих споживачів / В. П. Калінчик // Наукові вісті НТУУ «КПІ». – 1999.
– №1. – С. 37–41.
19. Цюцюра С. В. Системний аналіз створення інформаційно-
інтегрованих систем керування підприємствами енергоємних галузей / С. В.
Цюцюра, В. Д. Цюцюра, О. В. Криворучко // Автоматизація виробничих
процесів. – 2005. – №2 (21). – С. 49–52.