Задача оптимального распределения суточной нагрузки электропотребителя

УДК 6620.9+681.3+51

ЗАДАЧА ОПТИМАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СУТОЧНОЙ НАГРУЗКИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЯ

Ярошко В.М. - к. э. н.

Энергосбыт ОАО "Кубаньэнерго"

Никишова М.В. - аспирант Муляр Е.В. - аспирант Кубанский государственный технологический университет

Работа посвящена решению важной и проблемной задачи, стоящей перед региональными энергетиками, - выравниванию суточных графиков нагрузки у электропотребителей (ЭП). Актуальность ее решения возрастает с введением региональными энергетическими комиссиями (РЭК) дифференцированного по зонам суток тарифа на потребляемую электроэнергию, что ведет к необходимости оперативного планирования электропотребления путем оптимального перераспределения ЭП своих нагрузок по зонам суток, что реально возможно только при наличии вышеназванной задачи, решаемой в рамках создаваемых АСКУЭ-ЭП.

Приводится формализованная постановка этой задачи как одномерной задачи целочисленного нелинейного программирования и метода ее решения - лексикографического упорядочения векторов решения. Предложенная модель задачи адекватно описывает процесс оперативного планирования электрораспределения у ЭП, а разработанный метод эффективен для реализации на ЭВМ. Универсальность модели и метода решения задачи позволяют учесть основные показатели процесса распределения электроэнергии у ЭП. Это дает возможность получать по заданным критериям не только один оптимальный посуточный план электропотребления, но и спектр квазиоптимальных планов, а также разработать методику оценки перехода ЭП на дифтариф, с построением системы стимулирования и контроля эффективности электропотребления.

Эффект от внедрения задачи в рамках АСКУЭ может дать ЭП от 5 до 15 % экономии затрат на потребляемый объем электроэнергии. Эффектом региональной энергосистемы является реальное выравнивание суточных графиков нагрузки питающих ЛЭП

и решение связанных с этим проблем оперативной диспетчеризации электропотребления и борьбы с потерями электроэнергии. Модель задачи можно масштабировать до любого структурного уровня региональной энергосистемы, реализовав ее как типовую задачу от АСКУЭ-ЭП до создаваемых АСКУЭ-РРЭМ. Ее можно использовать как имитационную модель при проведении деловых игр ИТР (энергетиков, маркетологов и менеджеров) и обучении студентов соответствующих специальностей.

1. Актуальность проблемы и содержательная постановка задачи

Возможность перехода предприятий-электропотребителей (ЭП) с двухставочного тарифа оплаты за электроэнергию (табл. 1) на дифференцированный по временным зонам суток (табл. 2) обуславливает необходимость его технико-экономического обоснования.

Таблица 1 - Двухставочный тариф оплаты за электроэнергию

Введен решением РЭКс 1.06.2001г.

Такой переход, согласно п. 1.5.11 ПУЭ, требует обоснования целесообразности дополнительных затрат ЭП на модернизацию пунктов расчетного (коммерческого) учета электроэнергии и расширения функциональных возможностей автоматизированного учета электроэнергии, вплоть до создания АСКУЭ-ЭП, включая ее программно-техническую стыковку с системой верхнего уровня - территориального электроснабжающего (сбытового) предприятия АО-энерго.

Согласно цели создания дифтарифа, этот переход, при неизменном суточном графике электропотребления и правильном регулировании Ре-

Группа э/потребителей, использующих двухставочный тариф

Тариф на э/энергию при

максимальной мощности э/потребления мощности присоединения

>750кВ*А <750кВ*А

руб/кВт руб/кВт*ч

114 0,66

0,85

и

1 Промышленные приравненные к ним потребители

гиональной энергетической комиссией (РЭК) тарифной политики в энергорегионе [1], не должен давать ЭП дополнительного экономического эффекта. Ожидаемый положительный экономический эффект может быть получен ЭП только при разработке и реализации им определенных оргтех-мероприятий, нацеленных на «выравнивание» суточных графиков нагрузок (табл. 3, 4, рис. 1) путем переноса потребляемой почасовой электроэнергии (мощности) из «дорогих» зон суток в относительно «дешевые», не только перестраивая при этом технологию производства, но и решая сопутствующие социальные вопросы. Такое временное смещение электронагрузки отдельных ЭП ведет к большей суточной ритмичности их работы, снижению удельных затрат на потребляемую электроэнергию и соответственно доли электрозатрат в себестоимости выпускаемой продукции. На региональном уровне это способствует «выравниванию» оперативных графиков нагрузки в питающих ЛЭП и в конечном счете - согласованию интересов всех субъектов РРЭМ, что и является конечной целью введения РЭК зонных дифтарифов.

Очевидно, что максимальный эффект получат ЭП с непрерывным и относительно легко перенастраиваемым технологическим циклом производства, имеющие возможность организовать многосменную работу предприятия с достаточно широким диапазоном регулирования нагрузок как по величине, так и времени суток. Однако варьирование мощностей в пределах задаваемых технологических и временных границ электропотребления приводит к необходимости перебора огромного числа технологически допустимых вариантов суточного плана распределения нагрузки внутри ЭП с одновременным анализом их оценок по задаваемым техникоэкономическим показателям. Ручной способ решения такой задачи является весьма сложной и трудоемкой процедурой даже для минимального - суточного периода планирования. Поэтому необходимы автоматическая генерация всех возможных (допустимых) вариантов суточного плана

электропотребления ЭП в задаваемых технологических и временных интервалах варьирования и выбор по определенному (-ым) формализованному (-ым) критерию (-ям) наиболее оптимального из них. Большая размерность подобного класса задач, исследованных в [4], требует использования средств вычислительной техники, а следовательно, четкой математической формализации, выбора эффективного (по времени счета) метода и алгоритма решения, что возможно и необходимо реализовать только в рамках создаваемых АСКУЭ-ЭП.

- ночная (льготная) зона суток

Дифференцированный по временным зонам

Е

~| - дневная (общая) зона суток

- пиковая зона суток

Таблица 2

Временной интервал, час Дифференцированный тариф на э/энергию по месяцам и дням недели, руб/кВт*ч

1-3,10 месяцы 4 месяц 5-8 месяцы 9 месяц 11-12 месяцы

начало конец рабо- чим суббот- ним воскресн. и выходн. рабо- чим суббот- ним воскресн. и выходн. рабо- чим суббот- ним воскресн. и выходн. рабо- чим суббот- ним воскресн. и выходн. рабо- чим суббот- ним воскресн. и выходн.

1 0 7 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60

2 7 9 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60

3 9 11 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88

4 11 17 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60

5 17 18 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 1,23 0,88 0,88

6 18 20 1,23 0,88 0,88 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60 1,23 0,88 0,88

7 20 21 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88 0,88 0,88 0,60 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88

8 21 22 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88 0,88 0,88 0,60

9 22 23 0,88 0,88 0,60 1,23 0,88 0,88 1,23 0,88 0,88 0,88 0,88 0,60 0,88 0,88 0,60

10 23 0 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60

Анализ графика суточного э/потребления предприятия

на 13.09.2001г.

Рис. 1

Сукяньйшан ащїшлре&Ения предприятия (использован деухегавснньй тариф мэпдалъ присоєданения >750кВ*А) на 13.092001г. ТабпищЗ

Врексннсй интервал шг ГЫасовая з'нагружа, кВг ГЬвсовье затраты, |7уб

швго КЕШІ жмхщхль тгогери всего

1 0 1 320 211,23 116,45 14,09 341,74

2 1 2 320 211,23 116,45 14,09 341,74

3 2 3 360 237,63 11645 17,57 371,62

4 3 4 360 237,63 11645 17,57 371,62

5 4 5 360 237,63 11645 17,57 371,62

6 5 6 440 290,43 11645 25,77 43262

7 6 7 460 303,63 11645 28,07 448,12

8 7 8 500 330,00 11645 32,99 479,44

9 8 9 760 501,63 11645 74,94 692,99

10 9 10 760 501,63 11645 74,94 692,99

11 10 11 760 501,63 11645 74,94 692,99

12 11 12 760 501,63 11645 74,94 692,99

13 12 13 630 39^00 11645 47,07 559,53

14 13 14 630 39^00 11645 47,07 559,53

15 14 15 760 501,63 11645 74,94 692,99

16 15 16 760 501,63 11645 74,94 692,99

17 16 17 630 39^00 11645 47,07 559,53

18 17 18 480 31680 11645 30,48 463,Б

19 18 19 430 264,00 11645 21,46 401,92

20 19 20 430 264,00 11645 21,46 401,92

21 20 21 430 264,00 11645 21,46 401,92

22 21 22 430 264,00 11645 21,46 401,92

23 22 23 320 211,23 11645 14,09 341,74

24 23 24 320 211,23 11645 14,09 341,74

ребіЕнщкВг: 12200

ХХреОГШНуЮ^ЭНергаК^ |7уб 8052,00 2/94,81 903,08 11749,92

жына’Уэнергик} руб'кВг-ч 0,95

на 13.09.2001г.

Суточный план энергопотребления предприятия

Таблица 4

Временной интервал, час Почасовая э/нагрузка, кВт Почасовые затраты, руб

начало конец на э/энергию на потери всего

1 0 1 320 192,00 10,39 202,39

2 1 2 320 192,00 10,39 202,39

3 2 3 360 216,00 12,96 228,96

4 3 4 360 216,00 12,96 228,96

5 4 5 360 216,00 12,96 228,96

6 5 6 440 264,00 19,01 283,01

7 6 7 460 276,00 20,71 296,71

8 7 8 500 440,00 24,34 464,34

9 8 9 760 668,80 55,29 724,09

10 9 10 760 934,80 55,29 990,09

11 10 11 760 934,80 55,29 990,09

12 11 12 760 668,80 55,29 724,09

13 12 13 600 528,00 34,73 562,73

14 13 14 600 528,00 34,73 562,73

15 14 15 760 668,80 55,29 724,09

16 15 16 760 668,80 55,29 724,09

17 16 17 600 528,00 34,73 562,73

18 17 18 480 422,40 22,49 444,89

19 18 19 400 352,00 15,84 367,84

20 19 20 400 352,00 15,84 367,84

21 20 21 400 492,00 15,84 507,84

22 21 22 400 492,00 15,84 507,84

23 22 23 320 281,60 10,39 291,99

24 23 24 320 192,00 10,39 202,39

ребление, кВт: 12200

пребленную э/энергию, руб 10724,80 666,30 11391,10

1ты на э/энергию, руб/кВт-ч 0,93

2. Математическая модель задачи

Суточный график электропотребления продолжительностью Т = 24 ч, согласно дифтарифному расписанию (на примере Краснодарского энергорегиона, см. табл. 2) [1], делится, в зависимости от месяца и дня недели, на 5-7 тарифных зон, каждая из которых характеризуется одной из трех расценок на электроэнергию - ночной (льготной), дневной (общей или полу-пиковой) и пиковой.

Длительность отдельных тарифных зон т колеблется в пределах 1-9 ч, поэтому целесообразно в качестве временного интервала распределения нагрузки ЭП и шага дискретности принять t = ф= 1ч, а для каждого t часа ^=1, Т) зоны суток задать одну из расценок за потребляемую электроэнергию, обозначив ее как с. Дискретность изменения суточной нагрузки у ЭП

(для диспетчеризации) может измеряться даже минутами и сравниваться с дискретностью съема показаний со счетчика. Однако для данной постановки задачи это не принципиально, т. к. отразится только на суммарном времени перебора вариантов задачи.

Распределяемым энергоресурсом t -го часа тарифной зоны суток является планируемая мощность pt , принимаемая как целочисленная переменная

р{ > 0, - целые числа.

Почасовые пределы возможного варьирования ее величины от мини-

мально допустимой нагрузки р{ до максимально возможной, заявленной

р1^, задается технологией производства ЭП, определяя ограничение

^ < Р1 < Р1.

При этом величина планируемого суточного электропотребления ЭП не должна превышать задаваемой среднесуточной величины w с

Ъ pt ф 1 = w с.

t=1

Множество перебираемых суточных планов нагрузки ЭП, не противоречащих ограничениям (1)-(3), может оцениваться по одному или нескольким последовательно рассматриваемым критериям оптимальности, в основе которых могут лежать экономические и (или) технические показатели. Одним из основных естественных критериев эффективности анализируемых планов может быть минимум затрат на планируемый суточный объем электропотребления, рассчитанных по расценкам дифтарифа

3 = ^LPt ctф min-

t=1

Экономическое содержание задачи можно расширить, учитывая в целевой функции (4) ее математической модели расчетную величину технических потерь электроэнергии в силовом (питающем) трансформаторе и в подводящих проводах ЛЭП. Тем самым, дополнятся суммарные планируемые затраты не только расходуемым, но и оплачиваемым объемом электропотребления, обобщается модель задачи случаем расположения точки (-ек) коммерческого учета электроэнергии (согласно акту разграничения балансовой принадлежности) на подстанции электроснабжающей организации.

3 = X Р + ДРГ> ct ф  min.

t=1

т 2

Величина суммарных потерь активной мощности p = а+b- pt , выраженная квадратичной зависимостью от переменной pt, включает: а=Рхх

- паспортную величину потерь активной мощности холостого хода транс-

2 2 2

форматора, кВт; b = (0,001-Ял/ Пн +Ркз / 5н ) / cos j - обобщенный постоянный коэффициент потерь в ЛЭП и трансформаторе, 1/кВт; Ял - активное сопротивление подводящих проводов ЛЭП, Ом; Пн - номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора, кВ; Ркз - паспортная величина потерь мощности короткого замыкания трансформатора, кВт; 5н -

номинальная (полную) мощность трансформатора под нагрузкой, кВ А; еоБф - коэффициент мощности трансформатора (табл. 5, 6).

Таблица 5 - Нормативная Таблица 6 - Нормативная

информация информация тм-180

Активное сопротивление, Ом Напряжение номинальное, кВ

Rn ин

10 0 о

Мощность трансформатора

холостог короткого номинальная, кВА Коэф-т

о хода, замыкания, мощности

кВт кВт

Рхх Ркз 8н cos

1,2 4,100 180,000 0,9

b2 = 0,00000123 bl = 0,00015623 b=b1+b2 = 0,00015746

Ввиду целочисленности переменной pt, сквозь «сито» критерия (4) или (5) возможно проникновение ни одного плана, а некоторого их подмножества равных по минимуму общих затрат, среди которых будут и нерациональные планы по технологии их реализации, например, с точки зрения «ступенчатости» их графиков нагрузки (см. рис. 1, 2) - избыточных включений/отключений мощностей имеющихся электроустановок. Отсеять такие нерациональные планы можно, последовательно оценивая их по степени отклонения от некоторой усредненной величины суточной нагрузки. Для этого необходимо использовать вторую целевую функцию на минимум среднеквадратического отклонения (СКО) планов, выраженную в единицах мощности

СКО =д/

В целевых функциях модели задачи (1)-(6) применены только два очевидных критерия оценки и выбора оптимального суточного плана электропотребления некого гипотетического ЭП. Однако число таких формализуемых критериев и их ранжировка (т. е. последовательность их использования при отборе вариантов) могут быть дополнены, учитывая специфику режима и технологию производства, состав и мощность распределяемого электрооборудования, экономическую и энергетическую си-

туацию конкретного ЭП. Например, в [2, 3] приводится еще ряд важных технико-экономических критериев, учитывающих как общие, так и узко специфические, качественные стороны электропотребления, но требующие для своего применения существенно большего объема не только оперативной, но и нормативно-справочной информации. Это можно реализовать, имея достаточно развитую систему ее сбора и обработки, например, в рамках функционирования интегрированной АСУ предприятия, в которой АСКУЭ-ЭП являлась бы одной из ее технологических подсистем.

3. Метод и средства решения задачи

Приведенная в (1)-(6) математическая модель задачи распределения суточной нагрузки относится к классу одномерных задач целочисленного нелинейного программирования и может быть решена методом, основанным на последовательном, целенаправленном переборе вариантов плана. Этот выбор определяется также спецификой целочисленной модели задачи, представленной несколькими последовательно используемыми критериями и наличием нелинейности в целевых функциях (5) и (6), а также возможностью получения, при необходимости, некоторого спектра квази-оптимальных планов с возможностью субъективного выбора одного из них. В качестве одного из эффективных методов ее решения предлагается по скорости реализации метод лексикографического упорядочения векторов решения - «ЛУВР», достаточно полно проанализированный в [4] (по скорости генерации множества вариантов плана и простоты машинной реализации) для аналогичного класса одномерных целочисленных задач.

На иллюстративном примере (табл. 7, 8) для гипотетического ЭП с заявленной мощностью электропотребления более 750 кВт показан результат решения задачи. Он получен благодаря использованию идеи и алгоритма целенаправленного перебора и основан на методе «ЛУВР». В таблицах 7, 8 и на рисунках 1, 2 приведен сравнительный технико-экономический анализ

суточного плана электропотребления ЭП, рассчитанного по двухставочно-му тарифу (взятого в качестве сравниваемого, базового варианта) и дифта-рифу (без оптимизации) и с оптимизацией по критерию (5) и обоим последовательно используемым критериям (5) и (6).

Выводы и заключение

Основной целью данной работы является формализация процесса оперативного (суточного) электрораспределения у ЭП (при использовании зонного дифтарифа) путем сведения его к математической модели ОЗЦНП. Это на 5-15 % повышает эффективность не только самого процесса электрораспределения, но и всей АСКУЭ-ЭП при ее включении в состав АСКУЭ. Ввиду универсальности предложенной модели задачи и метода ее решения она легко может быть масштабирована с уровня ЭП до любой региональной структуры - города, района и энергорегиона (края или области).

Другая, не менее важная ее цель - показать подход к сравнительному анализу предлагаемых РЭКом тарифов и объективному техникоэкономическому обоснованию перехода предприятия ЭП (или другой региональной структуры) на дифференцированную (по зонам суток) или другую, аналогичную ей почасовую систему оплаты за потребляемую электроэнергию, вплоть до использования прогнозных (рыночных) цен создаваемого регионального рынка электроэнергии [9]. Это послужит основой создания методики расчета эффективности такого перехода, а также постановки и решения не менее важной "обратной" задачи - оценки границ целесообразного варьирования региональными тарифными расценками на электроэнергию для исключения элемента субъективизма при их определении. В результате эффект, который получают или могут получать сейчас ЭП при переходе с двухставочного на зонный дифтариф без проведения

оргтехмероприятий по «выравниванию» графиков электронагрузки, будет сведен к объективному минимуму (табл. 9).

Кроме этого, представленная модель задачи может быть дополнена:

• разработкой задачи по оперативному планированию не только элек-тро-, но и энергопотребления предприятия, дополнив ее (по аналогии) оптимальным распределением и других энергоресурсов ЭП (тепло, газ, горя-рячая и холодная вода);

• "скользящим" (в режиме реального времени) оперативным планированием (корректировкой) электрораспределения как в масштабе ЭП, так и энергосистемы в целом в условиях создаваемого рынка электроэнергии;

• для сравнительного анализа и выбора ЭП наиболее эффективного вида тарифа в заключаемом договоре на электроснабжение на предстоящий планируемый период из имеющейся гаммы видов региональных тарифов на электроэнергию;

• функциональной (математической и информационной) увязкой ее с другими задачами оперативного и текущего планирования электрораспределения в рамках создаваемых АСКУЭ-РРЭМ.

Реализация и тиражирование в рамках АСКУЭ-ЭП представленной задачи, отвечая сути дальнейшего развития «коммерческого учета» в «коммерческое управление», обеспечат реальный и ощутимый эффект не только для ЭП, но и всей энергосистеме в рамках реализации региональных программ энергосбережения. Отдельные аспекты работы докладывались на специализированных научно-технических семинарах РАО «ЕЭС России», КубГТУ, КубГ АУ и опубликованы в [5-8].

Авторы с благодарностью примут любые реальные предложения по конкретизации и реализации предложенной задачи как на стадии ТЭО, в рамках создания АСКУЭ любого ЭП, АО-Энерго, так и региональной энергосистемы при реализации программы энергосбережения и создания АСКУЭ-РРЭМ/ФОРЭМ.

Таблица 7 - Оптимальный суточный план э/потребления предприятия (использован зонный дифгариф план оптимизирован по минимуму затрат) на 13.09.2001г.

Временной интервал, Почасовые пределы э/нагружи, кВт Почасовая э/нагружа, кВт Почасовые затраты, р>а

шчало конец минимум максимум ш з/энгргию тгогери всею

1 0 1 360 600 600 360,00 34,73 394,73

2 1 2 360 600 600 360,00 34,73 394,73

3 2 3 360 620 620 372,00 37,04 409,04

4 3 4 360 620 620 372,00 37,04 409,04

5 4 5 400 620 620 372,00 37,04 409,04

6 5 6 400 620 620 372,00 37,04 409,04

7 6 7 400 620 620 372,00 37,04 409,04

8 7 8 440 600 592 520,96 33,83 554,79

9 8 9 440 600 600 528,00 34,73 562,73

10 9 10 320 440 320 393,60 10,39 403,99

11 10 11 320 440 320 393,60 10,39 403,99

12 11 12 360 480 416 366,08 17,07 383,15

13 12 13 360 480 424 373,12 17,70 390,82

14 13 14 360 540 480 422,40 22,49 444,89

15 14 15 360 540 488 429,44 23,22 452,66

16 15 16 360 540 540 475,20 28,27 503,47

17 16 17 360 480 452 397,76 20,02 417,78

18 17 18 360 480 480 422,40 22,49 444,89

19 18 19 360 480 472 415,36 21,77 437,13

20 19 20 360 480 440 387,20 19,01 406,21

21 20 21 320 440 320 393,60 10,39 403,99

22 21 22 320 440 320 393,60 10,39 403,99

23 22 23 360 620 616 542,08 36,57 578,65

24 23 24 360 620 620 372,00 37,04 409,04

Итого: 8760 13000 12200 9806,40 630,43 10436,83

Величина средне- квадратическ. отклонения, кВт 70

Удельные затраты на э/энергию, р>б/кВт-ч 0,86

Таблица 8 - Оптимальный суточный план-график э/потребления предприятия

(использован зонный дифгариф, план оптимизирован по минимуму затрат и

средне-квадратическому отклонению по потребляемой мощности) на 13.09.2001г.

Временной интервал, час СуГОЧНЬЕ пределы энергонагрузки, кВт Почасовая э/нагрузки, кВт Почасовые затраты, руб.

начало конец минимум максимум на э/энергию на потери всею

1 0 1 360 600 600 360,00 34,73 394,73

2 1 2 360 600 600 360,00 34,73 394,73

3 2 3 360 620 620 372,00 37,01 409,04

4 3 4 360 620 620 372,00 37,01 409,04

5 4 5 400 620 620 372,00 37,01 409,04

6 5 6 400 620 620 372,00 37,01 409,04

7 6 7 400 620 620 372,00 37,01 409,04

8 7 8 440 600 520 457,60 26,27 484,65

9 8 9 440 600 520 457,60 26,27 484,65

10 9 10 320 440 320 393,60 10,39 403,99

11 10 11 320 440 320 393,60 10,39 403,99

12 11 12 360 480 480 422,40 22,49 444,89

13 12 13 360 480 480 422,40 22,49 444,89

14 13 14 360 540 520 457,60 26,27 484,64

15 14 15 360 540 520 457,60 26,27 484,64

16 15 16 360 540 520 457,60 26,27 484,64

17 16 17 360 480 480 422,40 22,49 444,89

18 17 18 360 480 480 422,40 22,49 444,89

19 18 19 360 480 480 422,40 22,49 444,89

20 19 20 360 480 480 422,40 22,49 444,89

21 20 21 320 440 320 393,60 10,39 403,99

22 21 22 320 440 320 393,60 10,39 403,99

23 22 23 360 620 520 457,60 26,27 484,65

24 23 24 360 620 620 372,00 37,01 409,04

Итого: 8760 13000 12200 9806,40 625,78 10436,83

Величина средне-квадратическ. отклонения, кВт 21

УдельньЕ затраты на э/энергию, руб/кВт-ч 0,86

Анализ суточных затрат на э/потребление предприятия (при разных тарифах и методик планирования э/потребления) на 13.09.2001г. Таблица 9

Временной интервал, час Почасовые затраты на э/энергию по тарифам, руб Экономия затрат на э/энергию при переходе на дифтариф, руб

двухставочному дифференцированному по зонам суток

существующий план без оптимизации плана с оптимизацией плана по критерию без оптимизации плана с оптимизацией плана по критерию

начало конец min затрат

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 0 1 341,74 202,39 394,73 394,73 139,35 -52,99 -52,99

2 1 2 341,74 202,39 394,73 394,73 139,35 -52,99 -52,99

З 2 З 371,62 228,96 409,04 409,04 142,66 -37,41 -37,41

4 З 4 371,62 228,96 409,04 409,04 142,66 -37,41 -37,41

5 4 5 371,62 228,96 409,04 409,04 142,66 -37,41 -37,41

б 5 б 432,62 283,01 409,04 409,04 149,61 23,58 23,58

7 б 7 448,12 296,71 409,04 409,04 151,41 39,09 39,09

8 7 8 479,44 464,34 554,79 484,65 15,10 -75,35 -5,21

9 8 9 692,99 724,09 562,73 484,65 -31,10 130,26 208,34

10 9 10 692,99 990,09 403,99 403,99 -297,10 289,00 289,00

11 10 11 692,99 990,09 403,99 403,99 -297,10 289,00 289,00

12 11 12 692,99 724,09 383,15 444,89 -31,10 309,84 248,10

1З 12 1З 559,53 562,73 390,82 444,89 -3,21 168,70 114,64

14 1З 14 559,53 562,73 444,89 484,64 -3,21 114,64 74,89

15 14 15 692,99 724,09 452,66 484,64 -31,10 240,33 208,35

1б 15 1б 692,99 724,09 503,47 484,64 -31,10 189,52 208,35

17 1б 17 559,53 562,73 417,78 444,89 -3,21 141,74 114,64

18 17 18 463,73 444,89 444,89 444,89 18,84 18,84 18,84

19 18 19 401,92 367,84 437,13 444,89 34,08 -35,21 -42,97

20 19 20 401,92 367,84 406,21 444,89 34,08 -4,29 -42,97

21 20 21 401,92 507,84 403,99 403,99 -105,92 -2,08 -2,08

22 21 22 401,92 507,84 403,99 403,99 -105,92 -2,08 -2,08

2З 22 2З 341,74 291,99 578,65 484,65 49,75 -236,91 -142,91

24 2З 24 341,74 202,39 409,04 409,04 139,35 -67,30 -67,30

Итого: 11749,92 11391,10 10436,83 / 70 10436,83 / 21 358,82 / 1313,09 / 0 1313,09 / 49

3,05% 11,18% 11,18%

0,96 0,93 0,86 0,8б - удельные затраты на э/энергию, руб/кВт-ч

Анализ графика суточных затрат на э/снабжение предприятия

на 1З.09.2001г.

Рис. 2

Список литературы

1. Об утверждении тарифов на электрическую энергию. Решения РЭК Краснодарского края от 01.06.2001 г.- 01.01.2004 г.

2. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления.- М.: Энергоатомиздат, 1986.- С. 143-186.

3. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - С. 176-188.

4. Ярошко В.М. Экономико-математические методы в планировании процесса транспортного обслуживания газодобывающих объединений: Дисс. на соиск. уч. степ. к. э. н. - М.: ЦЭМИ АН СССР, 1980. - С. 113-137.

5. Ярошко В.М. и др. Оптимальное оперативное планирование энергопотребления предприятия / В.М. Ярошко, М.В. Никишова, И.А. Бесчастный // Материалы научнотехнической конференции «Некоторые проблемы системы электроснабжения городов и районов Краснодарского края. п. Дивноморск, 4-8. 06. 2001 г. - С. 183-194.

6. Ярошко В.М. и др. Оптимизация суточного графика электропотребления предприятия / В.М. Ярошко, М.В. Никишова // Материалы третьего научно-технического семинара «Системы АСКУЭ и автоматизация расчетов с потребителями электроэнергии в энергосистемах», 16-20. 2002 г. - М.: Научно-учеб. центр «ЭНАС», 2002.

7. Ярошко В.М. и др. Оптимизация плана электропотребления предприятия / В.М. Ярошко, М.В. Никишова, Е.В. Ярошко // Научно-технический сборник КубГТУ. -Краснодар: КубГТУ, 2003. - С. 128-137.

8. Никишова М. В. и др. Оптимизация электропотребления предприятий при переходе на зонный дифтариф / М.В. Никишова, В.М. Ярошко, Е.В. Ярошко // Тезисы в межвузовский сборник. - Краснодар: КубГАУ, 2003.

9. Ярошко В.М. и др. Роль и проблемы автоматизации энергосистемы Кубани при переходе к региональному рынку электроэнергии / В.М. Ярошко В.М., С.Ю. Суворов, А.В. Климантович // Материалы третьего научно-технического семинара «Системы АСКУЭ и автоматизация расчетов с потребителями электроэнергии в энергосистемах». Москва, 16-20.09.2002 г. - М.: Научно-учеб. центр «ЭНАС», 2002.