> Оптимизация рабочего времени

Оптимизация рабочего времени

Время это часто недооцененный ресурс. Сколько и на что его тратится, часто не понятно. Конечно, люди не роботы и не могут всё время работать, совершать трудовые подвиги. Небольшие паузы в течение рабочего дня даже приветствуются. Но если паузы затягиваются и рабочее время используется не эффективно. То стоит задуматься и предпринять решительные действия. Ведь потери времени напрямую связаны с потерей денег.

Недостатки организации работы

Хуже всего, если работа не организована вообще. Каждый сотрудник выполняет такую задачу, которую он считает в данный момент важной. В то же время другой сотрудник может полдня провести без работы, даже не подозревая, что его коллега даже не приступал к документу, который он ожидает. Часто потерям времени способствуют и сами руководители. Ставят задачу, через пять минут другую, через полчаса приказывают отложить эти задачи и заняться другой работой. Поэтому руководителю стоит начать с организации себя, своих задач. Работа руководителя организовать рабочие процессы, установить приоритет для задач.

К недостаткам в организации работы можно отнести и необеспеченность ресурсами. Например, в принтере неожиданно закончилась бумага. И, как не странно, её нет вообще. На офисе один телефон и сотрудники по очереди им пользуются. Сотрудники, ожидающие своей очереди, предпочитают ничего не делать.

Отсутствие учёта рабочего времени, нормативов, временных рамок

Учёт рабочего времени уже дисциплинирует своим наличием. Нередко сотрудники пользуются благосклонностью руководителя. Очередная поездка "по делам" даёт сотруднику возможность зайти в парикмахерскую, магазин и навестить приятеля. Даже если руководитель периодически проведёт проверку, то это временно. Через пару недель снова можно решать свои дела в рабочее время. Поэтому важно, чтобы учёт рабочего времени, контроль, был постоянным. Особенно в тех случаях, когда сотрудники не демонстрируют высокой производительности труда, а компания зарабатывает мало.

Для задач рационально устанавливать временные рамки, сроки выполнения. В большинстве случаев, для многих видов работ это приемлемо. Если сотрудник не уложится в отведённое время, то всегда можно посмотреть, почему и, при необходимости, дать больше времени в следующий раз.

Если задачи простые, часто повторяются, то можно устанавливать нормативы времени.

В проектах большое значение имеет план-график работы . Если его никто не придерживается, то руководителю или менеджеру проекта стоит задуматься над вопросом "почему так".

Чередование времени работы и отдыха

Бывают случаи, когда руководители перегибают палку. Сотрудники работают в активном режиме, на грани в течение целого дня. В итоге производительность падает, время выполнения задач затягивается по причине обычной усталости. Со временем усталость может перерасти в хроническую усталость и ценный кадр можно считать потерянным. Руководителю стоит присматриваться к работникам, их личному ритму. А также, по возможности индивидуально, устанавливать соответствующий график работы.

Нелишне продумать паузы в рабочем процессе. Пять-десять минут отдыха после каждого часа работы не позволят снизиться производительности. После серьёзных, напряжённых проектов вполне можно устроить день отдыха. Уставшие, психологически и умственно истощённые сотрудники не дадут нужного результата.

Вынужденные простои

В процессе работы всё-таки возможны простои по объективным причинам. Такие паузы серьёзно влияют на рабочий настрой, охлаждают пыл работников. Поэтому руководителю неплохо бы эти паузы заполнить. Естественно, с выгодой для компании и человека. Потому что в большинстве случаев сотрудники заполняют паузы сами, общением в социальных сетях, программами мгновенного обмена сообщениями, развлекательными сайтами. Поэтому даже когда пауза закончится, отрываться от такого времяпровождения сотруднику совсем не хочется.

Вынужденные паузы сотрудник может заполнить личным развитием . Например, пройти тест. Или сделать упражнение на развитие внимания . Почитать книгу по работе, посетить профессиональный сайт. Роль руководителя здесь высока, ведь он может сам наладить такой процесс и поощрять тех, кто не тратит время попусту.

В конце концов, паузы можно заполнить элементарным наведением порядка на рабочих столах, в офисе и возле офиса.

В некоторых случаях для ликвидации вынужденных простоеd можно использовать гибкие графики. Например, известно, что дизайнер закончит дизайн и передаст его верстальщику не раньше обеда. Зачем верстальщику приходить утром? Возможно, он потратит это время с большей пользой для себя и будет только благодарен.

Оптимальное использование рабочего времени напрямую зависит от руководителя. Поэтому используйте максимально свои возможности, приведённые советы и ищите собственные пути оптимизации рабочего времени.

Если Вы хотите посмотреть, на что и как сотрудники расходуют рабочее время, попробую бесплатную , в которой есть инструмент для оценки временных затрат сотрудников. Зарегистрируйтесь по ссылке и пригласите в программу Ваших сотрудников.

Задачам оптимизации управления системами электроснабжения уделяется пристальное внимание, начиная с момента появления первых автоматизированных систем проектирования и автоматизированных систем управления на основе компьютеров. Действующие программные системы позволяют проверять реальность и оптимальность проектных решений по отдельным энергетическим объектам, а также надежность функционирования работающей энергосистемы в целом путем решения конкретных технологических задач. Программное обеспечение используется также для сравнительного анализа разных стратегий проектирования, монтажа, оптимизации и эксплуатации при принятии решений на основании состояния и параметров режима электрической сети.

Основными элементами электрической сети являются силовые трансформаторы подстанций и линии электропередачи. Данные элементы в любом аналитическом или синтетическом программном продукте представляются своими математическими моделями. Из всего множества моделей в общем случае можно выделить два основных вида, используемых при решении поставленных задач:

1) Общепринятая графическая модель электрической схемы энергосистемы (включая силовые трансформаторы и ЛЭП);

2) Специализированные модели расчетных схем, описывающие схему электрической сети энергосистемы на уровне требований применяемых математических методов и конкретных технологических задач.

Задачи повышения энергоэффективности систем электроснабжения различных объектов требуют выполнения мероприятий, нередко связанных с инженерными расчетами. Инженерные расчеты в области энергосбережения являются трудоемким процессом. Принимая во внимание сложность и высокую стоимость выполнения таких работ, необходимость и полезность энергосберегающих мероприятий не всегда являются очевидными для руководства предприятий, организаций и учреждений.

Большая часть принимаемых решений строго регламентирована законами, руководящими указаниями и другими нормативными документами. Это дает возможность автоматизировать решения многих частных и комплексных задач, в том числе задач по повышению энергоэффективности эксплуатирующихся силовых трансформаторов.

На трансформаторных подстанциях устанавливаются, как правило, два силовых трансформатора. В зависимости от суммарной нагрузки подстанции в ненагруженные часы выгодно отключать один трансформатор. Такой режим работы следует считать мероприятием по энергосбережению, так как коэффициент полезного действия оставшегося в работе трансформатора приближается к максимальному значению.

Оптимальную нагрузку трансформатора S ОПТ, отвечающую максимально возможному коэффициенту полезного действия, можно найти по формуле :

где S НОМ - номинальная мощность трансформатора, кВ∙А; ΔP ХХ - потери холостого хода, кВт; ΔP КЗ - потери короткого замыкания, кВт.

Отношение оптимальной нагрузки трансформатора и его номинальной мощности является оптимальным коэффициентом загрузки трансформатора k З:

При пользовании формулами (1) и (2) коэффициент загрузки трансформаторов получается достаточно низким (в пределах 0,45÷0,55), так как трансформаторы выпускаются с соотношением потерь холостого хода и короткого замыкания в диапазоне 3,3÷5,0. Обычно в проектной практике пользуются максимальными значениями нагрузки, по которым определяется и загрузка трансформаторов. Коэффициент загрузки оказывается значительно ниже оптимального значения, поэтому находящиеся в настоящее время в эксплуатации силовые трансформаторы имеют низкую загрузку и многие из них работают в неоптимальном режиме.

Потери мощности в силовом трансформаторе определяют по формуле :

где U - фактическое напряжение на выводах обмотки высшего напряжения трансформатора, кВ; U НОМ - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ.

Потери электроэнергии в силовом трансформаторе зависят от времени включения трансформатора, формы графика электрических нагрузок и определяются по формуле:

где Т ГОД - количество часов работы трансформатора в году, ч; τ - время наибольших потерь, определяемое по фактическому графику нагрузки или через справочное значение количества часов использования максимальной нагрузки, ч.

Минимум потерь энергии в трансформаторе в течение года будет при равенстве потерь энергии холостого хода и энергии короткого замыкания. Нагрузку трансформатора, учитывающую показатели графика электрической нагрузки Т ГОД, τ и отвечающую минимуму потерь электроэнергии можно найти с учетом (4) при U=U НОМ:

Проведены сравнительные расчеты по формулам (1) и (5) с учетом средних значений продолжительности использования максимума нагрузки в промышленности . Расчеты показали, что понижающие трансформаторы требуют более высокой загрузки, чем они имеют на практике.

В некоторых случаях может оказаться целесообразным отключение части трансформаторов, работающих на общую нагрузку S Н. Определим экономически выгодную нагрузку S ЭК,Δ P при работе, в пределах которой достигается максимально выгодная загрузка трансформаторов. При изменении нагрузки от нуля до S ЭК,Δ P целесообразна работа одного трансформатора, при нагрузке свыше S ЭК,Δ P , экономически выгодна работа двух трансформаторов. Нагрузка S ЭК,Δ P , при которой целесообразно отключать один из трансформаторов и обусловленная равенством потерь мощности при работе одного и двух трансформаторов определяется по формуле:

Нагрузку S ЭК,Δ W , обусловленную равенством потерь электроэнергии при работе одного и двух трансформаторов, предлагается, по аналогии с (6), определять с учетом времени включения трансформатора и формы графика электрических нагрузок по формуле:

На рисунке согласно уравнениям (3) и (4) представлены зависимости потерь мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах двухтрансформаторной подстанции от мощности нагрузки на шинах низшего напряжения S Н.

Рис. - Определение экономической мощности трансформаторов по критериям

минимума потерь мощности и электроэнергии: ΔP 1 , ΔW 1 - потери мощности и энергии при работе одного трансформатора; ΔP 2 , ΔW 2 - потери мощности и энергии при работе двух трансформаторов.

Анализ зависимостей ΔP(S Н) и ΔW(S Н) показывает смещение экономической мощности в сторону ее увеличения при учете времени включения трансформатора и фактического графика электрических нагрузок. При расчетах S ЭК,Δ W по (7) увеличивается интервал экономической мощности. В этом случае увеличивается продолжительность работы подстанции с одним трансформатором при неравномерном графике нагрузки. Экономия достигается за счет отсутствия потерь холостого хода отключенного трансформатора.

Влияние фактического напряжения U на выводах трансформатора на потери мощности и энергии отражают формулы (3) и (4). С целью снижения потерь целесообразно установить такой режим трансформатора, при котором напряжение на обмотках высшего напряжения не будет превышать номинальное значение. Существенное снижение напряжения также недопустимо, поскольку может не обеспечить требования ГОСТ по отклонению напряжения у потребителя. Снижение напряжения на подстанциях приводит также к увеличению потерь электроэнергии в линиях электропередачи.

Следует отметить, что в рамках жизненного цикла силового трансформатора наблюдаются изменения магнитных свойств электротехнической стали и рост потерь холостого хода ΔP ХХ. При расчетах потерь электроэнергии в силовых трансформаторах рекомендуется использовать фактические значения потерь холостого хода, полученные путем измерений в условиях эксплуатации. Это в первую очередь относится к группам силовым трансформаторам, находящимся в длительной эксплуатации. Последние исследования показывают, что для силовых трансформаторов со сроком эксплуатации более двадцати лет паспортные потери холостого хода ΔP ХХ.ПАСП при расчетах должны быть увеличены на 1,75% за каждый год эксплуатации сверх 20 лет :

где T СЛ - срок эксплуатации трансформатора, лет.

Тогда с учетом (2), (4), (5) и (8) оптимальный коэффициент длительной загрузки силового трансформатора, находящегося в эксплуатации более 20 лет, должен определяться по формуле:

Очевидно, что отключение по экономическим соображениям части трансформаторов не должно отражаться на надежности электроснабжения потребителей. С этой целью выводимые из работы трансформаторы должны сопровождаться устройствами автоматического ввода резерва. Целесообразно автоматизировать операции отключения и включения трансформаторов. Для сокращения числа оперативных переключений частота вывода трансформаторов в резерв не должна превышать 2-3 раз в сутки. Кроме того, загрузка трансформаторов, определяемая по формулам (7) и (9) не должна превышать допустимые значения . Исходя из соотношения показателей экономичности и надежности, рассматриваемые в настоящей статье подходы, являются весьма актуальными для подстанций, имеющих сезонные колебания нагрузки.

Приведенные в настоящей статье положения по оптимизации режимов работы трансформаторов реализованы в виде программного обеспечения . Веб-сервис «Онлайн Электрик» позволяет руководителям предприятий и учреждений достаточно оперативно оценивать технико-экономические показатели мероприятий по повышению энергоэффективности работы трансформаторного оборудования и устанавливать их целесообразность, а энергоаудиторам - качественно дополнять и обосновывать энергетические паспорта зданий и сооружений в сокращенные сроки.

Реализация энергосберегающих мероприятий на трансформаторном оборудовании посредством ресурсов «Онлайн Электрик» имеет целый ряд преимуществ по сравнению с классическим решением подобных задач «вручную» или на программном обеспечении, устанавливаемом на персональных компьютерах, а именно:

1) не нужно приобретать и устанавливать прикладные программы на компьютер;

2) имеется возможность подключения к системе из любой точки планеты;

3) пользователю нет необходимости отслеживать и постоянно обновлять версии программного обеспечения;

4) отчеты с предоставлением используемых формул позволяют убедиться в достоверности расчетов.

Список используемых источников

1. Киреева, Э.А. Полный справочник по электрооборудованию и электротехнике (с примерами расчетов): справочное издание / Э.А. Киреева, С.Н. Шерстнев; под общ.ред. С.Н. Шерстнева.- 2-е изд., стер.- М.-: Кнорус, 2013.- 864 с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с. : ил.

3. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.- Введ. 2002.01.01.- Минск, 1998.

4. Коротков, А.В. Методы оценки и прогнозирования энергетической эффективности электротехнических комплексов городских распределительных сетей [Электронный ресурс]: автореф. дис. … канд. техн. наук: 05.09.03 / Коротков А.В.; Санкт-Петербургский государственный политехнический университет. - Электрон. текстовые дан. (1 файл: 283 Кб). - Санкт-Петербург, 2013. - Загл. с титул. экрана. - Электронная версия печатной публикации. - Свободный доступ из сети Интернет (чтение, печать, копирование). - Текстовый файл. - Adobe Acrobat Reader 7.0. - .

5. Онлайн Электрик: Интерактивные расчеты систем электроснабжения. - 2008 [Электронный ресурс]. Доступ для зарегистрированных пользователей. Дата обновления: 08.02.2015. - URL: http://www.online-electric.ru (дата обращения: 08.02.2015).

Математик. Окончил в 1961 году Уральский государственный университет по специальности прикладная математика, кандидат технических наук.

С 1967 года, занимается проблемами оптимизации режимов работы электростанций и энергосистем.
Защитил кандидатскую диссертацию по теме «Методы определения экономичных режимов гидротепловых энергосистем и ТЭС со сложными тепловыми схемами».
Подготовлена докторская диссертация – «Оптимизация режима работы электростанций и энергосистем – основа модели оптового рынка электроэнергии».
Автор более 50 статей.
Разработчик программно-технического комплекса «Многофункциональная математическая модель тепловой электростанции», который в составе проекта, направленного на энергосбережение и повышение энергетической эффективности. Лауреат конкурса Российской ассоциации инновационного развития.

Сложность проектирования моделей оптового рынка электроэнергии во многом определяется особенностью энергетической отрасли, продукт производства которой (электроэнергию) нельзя произвести впрок. Объём производства электроэнергии тесно связан с объёмом её потребления. Электроэнергии производится ровно столько, сколько требует потребитель, поэтому избытка её в принципе быть не может. Эта особенность существенно влияет и определяет структуру оптового рынка электроэнергии. Поэтому при проектировании модели такого оптового рынка возникает далеко непростой вопрос: «Какова должна быть архитектура рыночной модели электроэнергии»?

Здесь уместно напомнить одну из основных целей перехода на рыночные отношения – повышение экономической эффективности производства электроэнергии. Стало быть, механизм конкуренции, закладываемый в модель оптового рынка электроэнергии, должен с неотвратимой неизбежностью в каждом случае приводить к поставленной цели.
Электроэнергия – это социально значимый и высоколиквидный продукт, поэтому общество заинтересовано в производстве его с минимально возможными издержками. Это, в свою очередь, улучшит экологическую ситуацию и создаст благоприятные условия для снижения тарифов. Такой подход необходимо рассматривать как важную составляющую общей проблемы энергоэффективности и энергосбережения, реализуемую на этапе производства электроэнергии. Степень эффективности мероприятий по энергосбережению на этом этапе сопоставима с аналогичным показателем на этапе энергопотребления. Это обстоятельство диктует необходимость комплексного подхода к решению проблемы.
Актуальность решения проблемы энергосбережения резко возросла в связи с переходом энергетики на рельсы рыночной экономики в секторе производства электроэнергии.
Анализ результатов функционирования существующей модели оптового рынка электроэнергии дает основание утверждать, что предложенный механизм далёк от совершенства. Он не соответствует требованиям обеспечения минимизации затрат на топливо при производстве электроэнергии (это легко показать) и потому в принципе не может быть энергосберегающим. Главная причина неэффективности существующей модели оптового рынка электроэнергии заключается в отсутствии в механизме аукционной покупки-продажи электроэнергии оптимизационной процедуры распределения нагрузки между электростанциями, опирающейся на их энергетические характеристики (характеристики относительных приростов затрат на топливо – ХОПЗ).
В основе оптового рыка электроэнергии лежит аукцион ценовых заявок. Это обстоятельство делает ценовую заявку ключевой позицией, определяющей эффективную работу оптового рынка электроэнергии. Поэтому исчерпывающее определение и разъяснение существа (а не только формы) ценовой заявки архиважно. В первую очередь, это важно для обеспечения эффективной работы единой энергетической системы.
Практика работы субъектов рынка, между тем, показывает, что отсутствие каких-либо единых правил формирования ценовых заявок не только по форме, но и по содержанию приводит на деле к поиску некоего эффективного способа их задания, основанного на анализе предшествующих результатов работы на оптовом рынке. Таким образом, лишь опыт и интуиция определяют каждый раз вид ценовой заявки. По существу идёт игра ценовыми заявками. Но никакая игра ни при каких обстоятельствах в принципе не может обеспечить экономически эффективное производство электроэнергии. Налицо несоответствие принятой модели рынка такой специфичной отрасли, как энергетика. А специфика энергетического производства (электроэнергии не может производиться в избытке) не может не накладывать на модель оптового рынка электроэнергии определенного отпечатка.
Чтобы понять, какое влияние оказывает упомянутая специфика энергетической отрасли на модель оптового рынка электроэнергии, проанализируем механизм использования её ключевого звена – ценовой заявки.

Существующий подход предполагает подачу всеми субъектами оптового рынка электроэнергии ценовых заявок для участия в аукционе по продаже электроэнергии на предстоящие сутки. Заявки поступают к администратору торговой системы как от покупателей электроэнергии, указывающих требуемые объёмы электроэнергии и собственные возможности по их оплате, так и от поставщиков, указывающих объёмы гарантированной поставки электроэнергии по ценам, сформированным с учётом всех видов затрат. Для поставщика электроэнергии, однако, весьма проблематично предугадать полные затраты на производство электроэнергии для расчёта ожидаемой цены, поскольку неизвестно, каков будет объём произведенной электроэнергии в предстоящие сутки. Поэтому поставщик электроэнергии, стремясь получить максимальную прибыль, пытается спрогнозировать, исходя из опыта и результатов предыдущих суток, наиболее эффективный уровень цен для разных объёмов реализуемой электроэнергии. По заявкам покупателей строится кривая спроса, а по заявкам поставщиков – кривая предложения (рис. 1 презентации).

В.М.Летун.Рисунки к статье " Оптимизация режимов работы энергосистем - основа модели оптового рынка электроэнергии"

В.М.Летун.Рисунки к стать...ого рынка электроэнергии"

Желание покупателей электроэнергии приобрести бóльший объём электроэнергии по более низкой цене остается неудовлетворённым. Необеспеченный спрос части субъектов рынка может быть реализован на свободном рынке.
Объём Wп является предельным при продаже-покупке электроэнергии на взаимовыгодных условиях, и ему соответствует цена Цп. Таким образом, точка пересечения кривой спроса и кривой предложения соответствует предельной по объёму продажи (покупки) электроэнергии и цене на взаимовыгодных условиях.
Эта нехитрая схема аукциона, реализующая приоритетную покупку дешевой электроэнергии и, тем самым, минимизирующая затраты на покупку электроэнергии, определяет соответствующую загрузку электростанций по активной мощности. Из этого, однако, не следует, что затраты на производство электроэнергии при такой загрузке будут минимальными. Скорее всего, при таком подходе они никогда не будут минимальными, а степень отклонения (по затратам) полученного режима от оптимального будет во многом определяться заданными ценами в ценовых заявках субъектов оптового рынка.
В подобном подходе надежды на «невидимую руку» рынка совершенно беспочвенны. Надо хорошо представлять себе, что «невидимая рука», о которой говорили отцы рыночной экономики, это вовсе не какой-то мистический пассаж в модели рынка, а тонкий экономический инструмент, призванный сделать модель максимально эффективной.
В описанной схеме модели отсутствует такой инструмент, поэтому она изначально запрограммирована на заведомо неэффективное решение с точки зрения затрат при производстве электроэнергии несмотря на некий рыночный антураж. Во главу угла, по существу, ставится конкуренция цен на электроэнергию, которая, в свою очередь, порождает массу негативных явлений (игра с ценовыми заявками, коррупция и т.п.), которые усугубляют неэффективное функционирование энергетики.
По существу произошла замена задачи минимизации затрат на производство электроэнергии задачей минимизации затрат на покупку электроэнергии.
Можно воспользоваться рекомендацией РАО «ЕЭС России». В пункте 12.3 приказа РАО «ЕЭС России» № 52 от 24.01.2006г. «О подготовке к запуску нового оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода (далее НОРЭМ) с 1 апреля 2006 г.», рекомендуется «считать целесообразной подачу конкурентных ценовых заявок на продажу электроэнергии на основе предельных переменных затрат». По общепринятому определению предельные переменные затраты или маржинальные затраты это первая производная по мощности от функции затрат на производство электроэнергии или, что то же, характеристика относительных приростов затрат.
Воспользуемся этой рекомендацией и зададим в качестве ценовых заявок маржинальные затраты (ХОПЗ), тогда решение, полученное в этом случае, будет заметно ближе к оптимальному в части затрат на производство электроэнергии. Но в этом случае возникает вопрос со смысловой интерпретацией точки пересечения (если она будет) кривой спроса и кривой предложения, так как маржинальные затраты, строго говоря, не есть цена произведенной электроэнергии. Продавать электроэнергию в данной ситуации по цене Цп крайне невыгодно для поставщика, ибо маржинальные затраты всегда меньше реальной цены на электроэнергию.
В этой ситуации напрашивается естественный выход – вести расчёт цен на электроэнергию постфактум, зная объём и график загрузки каждого поставщика электроэнергии и их актуальные энергетические характеристики.
Если посмотреть на проблему более строго, то необходимо изменить архитектуру модели оптового рынка электроэнергии с включением в неё полнокровной системы оптимизации режима загрузки электростанций по критерию минимизации затрат на сжигаемое топливо при производстве электроэнергии. Это и есть «невидимая рука», которая сделает модель эффективной, и это единственно возможный путь сокращения издержек на производство электроэнергии, по максимизации прибыли в целом по единой энергосистеме, по созданию объективных предпосылок для снижения тарифов на электроэнергию.
За основу модели оптового рынка целесообразно взять хорошо в прошлом проработанную иерархическую систему оптимизации режимов работы энергосистем с привязкой к ней системы взаиморасчётов за проданную (купленную) электроэнергию. При таком подходе автоматически решается проблема оптимального производства электроэнергии в указанном выше смысле. Предметом конкуренции становятся экономические характеристики субъектов рынка, которые во многом (если не в основном) определяются использованием высокотехнологичного оборудования, высокой культурой технической эксплуатации этого оборудования и, наконец, оптимальным управлением режимом его загрузки. Субъекты рынка, обладающие такими качествами, будут иметь конкурентное преимущество, которое, в конечном счете, обеспечит им производство электроэнергии в большом объёме и с наименьшими издержками. И в этом гвоздь вопроса.
Теперь скажем несколько слов об общих принципах организации системы взаиморасчётов. Оптимизация режимов на верхних уровнях иерархии сводится к определению объёмов межсистемных перетоков активной мощности. Каждый из перетоков может быть вызван либо дефицитом мощности в соседней энергосистеме, либо замещением «дорогой» электроэнергии, либо тем и другим.
Взаиморасчеты при ликвидации дефицита мощности в соседней энергосистеме. Это классический случай торговых взаимоотношений двух сторон поставщик – потребитель, поэтому в такой ситуации все расчёты за поставленную электроэнергию осуществляются по тарифу, в котором учтены все виды затрат на произведенную электроэнергию.
Взаиморасчеты при замещении «дорогой» электроэнергии. Это вполне реальный вариант установления торговых отношений между двумя самодостаточными энергосистемами, выгодных при определенных условиях для каждой из сторон.
Слово дорогой взято в кавычки по той простой причине, что оно выражает не общепринятый смысл – достаточно большие средние за определенный период затраты на производство 1 МВт∙ч электроэнергии по топливной составляющей, а нечто иное. Это иное можно сформулировать следующим образом: под понятием дорогая электроэнергия подразумевается большой по величине в рассматриваемый момент времени прирост затрат на топливо при увеличении выработки электроэнергии на 1 МВт∙ч. В этом смысле статус электростанции (энергосистемы) – «дорогая» или «дешевая» – может меняться в зависимости от ситуации. Количественную сторону этих приростов затрат отражает характеристика относительных приростов затрат (ХОПЗ).

Таким образом, если две соседние энергосистемы А и В, имеющие эквивалентные ХОПЗ (см. рис. 2 презентации), при покрытии нагрузки потребления вышли на относительные приросты eА и eВ, то у них есть реальная возможность осуществить взаимовыгодную торговую сделку: энергосистема А может заместить свою дорогую мощность в объёме DР (МВт), соответствующей мощностью, купленной в энергосистеме В.
Объём D Р рассчитывается таким образом, чтобы выполнялось соотношение:

e А (Р А потр - D Р ) = e В (Р В потр + D Р ) = e ц . (1)

Продажа электроэнергии энергосистеме А в объёме DР (МВт∙ч) позволит, во-первых, максимально снизить суммарные затраты на производство электроэнергии и, во-вторых, при определенном уровне продажной цены сделать торговую сделку выгодной для каждой из сторон. В качестве такой цены целесообразно выбрать относительный прирост затрат eц или какое-нибудь близкое к нему значение.
Очевидно, что если в такой ситуации осуществлять продажу электроэнергии по цене, включающей все виды затрат и потому существенно большей чем eц, то покупающей стороне выгоднее будет производить этот объём электроэнергии DР, используя свои генерирующие мощности.
И, наконец, если одна из соседних энергосистем не только дефицитная, но ещё и «дорогая», то расчёт с ней за поставленную электроэнергию из соседних энергосистем будет осуществляться по двум тарифам: за покрытый дефицит электроэнергии – по одному тарифу, за замещённую дорогую электроэнергию – по другому тарифу.
Таким образом, на уровне энергосистемы (уровень РДУ) в иерархической системе процесса оптимизации режимов определятся структурированные по тарифам межсистемные перетоки активной мощности. Располагая прогнозом нагрузки потребления, энергетическими характеристиками электростанций, можно оптимизировать распределение активной мощности между электростанциями с учётом сетевого фактора и межсистемных перетоков мощности в следующей последовательности:
при нарушении баланса генерации и потребления в некоторых интервалах времени выбирается состав работающего оборудования;
оптимизируется режим загрузки электростанций энергосистемы;
предварительные графики нагрузки передаются на электростанции энергосистемы для уточнения состава работающего оборудования и, в случае его изменения, соответствующего перерасчета энергетических характеристик ХОПЗ электростанций;
в соответствии с новыми ХОПЗ в РДУ повторно оптимизируется режим загрузки электростанций энергосистемы для уточнения их графиков нагрузки.
В конце процесса оптимизации по каждой энергосистеме определится необходимый объём информации для проведения коммерческих расчётов: тарифы за межсистемные перетоки мощности, почасовая себестоимость производства электроэнергии для каждой электростанции энергосистемы по топливной составляющей, почасовые объёмы производства электроэнергии и т.п. Используя эти данные в купе с утверждёнными условно-постоянными затратами для каждой электростанции, можно рассчитать тарифы на электроэнергию в целом для региона, который находится в сфере обслуживания энергосистемы. Для этого на уровне энергосистем должны существовать соответствующие трейдерские службы.

Выводы:

1. Переход от конкуренции цен на электроэнергию к конкуренции технологий, конкуренции владения культурой технического обслуживания оборудования, конкуренции в оптимальном управлении загрузкой электростанций и энергосистем, которая найдет свое выражение в ХОПЗ, обеспечит максимальное сокращение издержек на производство электроэнергии.

2. Реализация такого подхода повысит надежность работы единой энергетической системы за счет следующих факторов:
исключения из технологических функций системного оператора при оптимальном управлении режимом работы энергосистем различных коммерческих наслоений, отвлекающих от решения производственных задач;
распределенного по уровням диспетчерского управления технологических задач (например, выбор состава оборудования) по принципу наступления события и учета места их возникновения.

3. Система становится в высокой степени контролируемой. Показатели ХОПЗ (эквивалент ценовых заявок), подаваемые электростанциями на уровень РДУ, могут быть легко проверены аналитическими службами РДУ.

4. Система оказывает стимулирующее влияние на внедрение новых технологий, на повышение культуры технического обслуживания оборудования, на развитие принципов оптимального управления режимами загрузки основного оборудования электростанций и в целом энергетических систем.

5. Повышается ответственность системного оператора (РДУ) по бесперебойному снабжению электроэнергией потребителей региона.

6. Высокий уровень и объективность производственно-экономической информации в результате функционирования такой системы дают богатую пищу для эффективного выбора вектора развития энергетических систем.

Список литературы :

1. Стивен Стофт. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии.: Пер. с англ. – М.: Мир, 2006.
2. Марков М.В. Микроэкономика.- СПб.: Издательский Дом «Нева», 2003.

В условиях современного производства основной частью нормы времени чаще всего является машинное (аппаратурное) время, величина которого определяется режимами работы оборудования. Так, при механической обработке машинное время рассчитывается на основе соотношения между длиной пути и скоростью перемещения инструментов. Эти величины, в свою очередь, устанавливаются исходя из параметров режима обработки: глубины, подачи и скорости резания.

Как было показано в разд. 2.8, при оптимизации технологического и трудового процессов должны указываться ограничения по необходимому производственному результату, условиям труда, использованию средств производства и объемам производственных ресурсов. Выбор оптимального варианта должен осуществляться по критерию минимума суммарных затрат на заданную программу выпуска продукции.

Рассмотрим структуру задач оптимизации режимов технологического процесса на примере обоснования режимов механической обработки деталей на металлорежущих станках. Эти задачи анализируются в технической и экономической литературе уже в течение десятилетий. Одна из первых попыток оптимизации режима резания была предпринята Ф. У. Тейлором, который известен своими работами не только по организации и нормированию труда, но и по технологии обработки металлов [Илек, Куба, Илкова. С. 85]. При оптимизации режимов резания определяются наиболее эффективные значения скорости резания (v), подачи (s) и глубины (t), т. е.

Область допустимых значений v, s, t определяет система ограничений. Прежде всего должны соблюдаться технические ограничения, обусловленные характеристиками предметов труда, инструментов, приспособлений и оборудования. К числу этих характеристик относятся свойства обрабатываемого материала, требуемая точность и чистота обработки детали, статические и динамические характеристики станка, конструкция, материал, геометрические параметры, допустимый износ инструмента, жесткость системы «станок - приспособление - инструмент - деталь» (СД) и т. д.

В частности, при установлении режима резания должны соблюдаться ограничения вида

где Q r (X) - усилие на r-й элемент системы СД, соответствующее определенному варианту режима резания; Q? - допустимое усилие на г -й элемент системы СД.

Так, допустимость той или иной подачи проверяется по прочности державки резца и пластинки твердого сплава, по величине прогиба детали, возникающего вследствие радиального усилия резания, и по прочности механизма подачи станка.

Наряду с ограничениями типа (5.3.2) должны соблюдаться ограничения, обусловленные параметрами применяемого оборудования. В частности, выбранное число оборотов шпинделя (п (X)) должно соответствовать допустимому числу оборотов (л д), указанному в паспорте станка.

В общем виде подобные ограничения записываются следующим образом:

Такая запись означает, что величины а е (Х) должны соответствовать множеству допустимых значений {а ?}.

Из группы ограничений по условиям труда следует учитывать требования, обусловленные необходимостью удобного и безопасного отвода стружки из зоны резания. Для этого выбирают соответствующую геометрию инструмента, параметры режима резания, защитные приспособления. Психофизиологические и социальные ограничения, обусловленные конструкцией оборудования, должны учитываться при его проектировании.

При выборе режима резания большое значение имеют ограничения по программе выпуска продукции и использованию фонда времени оборудования. В существующих методиках эти ограничения учитываются недостаточно, хотя для выбора экономически наиболее эффективного режима обработки они являются одними из важнейших.

Зависимость объема выпуска продукции от режима резания характеризуется двумя обстоятельствами. С одной стороны, увеличение скорости резания приводит к уменьшению машинного времени на единицу продукции, с другой - при увеличении скорости существенно уменьшается стойкость инструмента, увеличивается число его переточек и, как следствие, увеличивается время простоев оборудования, вызванных заменой инструментов.

Чтобы учесть эти обстоятельства при выборе оптимального режима резания, будем исходить из того, что на каждом станке можно выделить три состояния: машинную работу (резание), простой во время и в ожидании смены инструмента и простой по всем остальным причинам. Соответственно, можно записать:

где К м - коэффициент использования оборудования по машинному времени (удельный вес машинного времени в фонде времени работы станка); К и - доля времени простоев оборудования при замене инструментов; К п - доля времени простоев оборудования по остальным причинам.

Значениям ЛГ(т. е. скорости резания, подаче, глубине) соответствуют определенные величины машинного времени на единицу продукции. На основе этих величин для каждого X можно установить величину коэффициента использования оборудования по машинному времени (А"м (X)), необходимому для выполнения производственной программы:

где Р к - программа выпуска деталей к-то вида в планируемом периоде; (А) - машинное время на единицу продукции А:-го вида; F - располагаемый фонд времени одного станка в планируемом периоде; N - количество используемых единиц оборудования.

Наряду с коэффициентом машинного времени каждому варианту режима обработки соответствует коэффициент простоев, связанных с заменой инструментов, (К п (А)). Эта величина рассчитывается исходя из стойкости режущего инструмента, определяющей частоту его переточек, и времени на смену инструмента, которое зависит от организации обслуживания рабочих мест. В частности, если рабочий-станочник сам затачивает и меняет инструмент, время на смену инструмента будет включать продолжительность действия рабочего по снятию инструмента, его заточке, установке и переходов. При централизованной заточке и доставке инструмента на рабочее место время на смену инструмента будет определяться продолжительностью действий по снятию затупившегося и установке нового инструмента.

Величину К и (А) можно определить по формуле

где R (X) - среднее количество простоев оборудования во время замены или подправки инструмента за период F (при прочих равных условиях величина R(X) пропорциональна стойкости инструмента); t и (А) - среднее время на одну замену (подправку) инструмента.

Коэффициент машинного времени, который можно реально обеспечить при данной системе замены инструментов, устанавливается исходя из формул (5.3.4) и (5.3.6). Величина К„ в формуле (5.3.4) при расчетах режима резания может быть либо независимой от X (при обслуживании рабочим одного станка), либо связанной с ним зависимостью, близкой к функциональной (при многостаночной работе) . В дальнейшем будем считать, что величина К п однозначно определена. При этом на основе формул (5.3.4) и (5.3.6) имеем:

Таким образом, каждому варианту режима обработки и каждой системе организации обслуживания рабочих мест соответствуют определенные величины коэффициентов К" { (X) и Kl (X). Для выполнения программы выпуска продукции необходимо, чтобы соблюдалось ограничение:

Оптимальный вариант, удовлетворяющий ограничениям (5.3.2), (5.3.3) и (5.3.8), должен определяться по критерию минимума суммарных затрат на заданную программу выпуска продукции.

В условиях действующего производства при фиксированном количестве единиц используемого оборудования варианты режимов обработки будут различаться в основном расходами на оплату труда рабочих - S р (X), инструмент - S„ (20 и электроэнергию - S э (X). В этом случае целевой функции (5.3.9) будет эквивалентна функция

На основе соотношений (5.3.2), (5.3.3), (5.3.8), (5.3.9) структуру задачи оптимизации технологического режима в условиях действующего производства при фиксированном количестве единиц оборудования можно представить в следующем виде: найти

при котором

Расчеты при выборе оптимального режима резания выполняются в следующем порядке.

• 1. В соответствии с требованиями к точности и чистоте обрабатываемой поверхности и с величиной припуска устанавливается глубина резания (t). При черновой обработке стремятся работать с максимальной глубиной резания, допустимой системой СД. Чистовая обработка ведется при небольшой глубине резания. Так, если при обработке на токарном станке припуск составляет 5 мм, то черновая обработка может вестись при t - 4 мм, а чистовая - при t = 1 мм.
• 2. Исходя из принятой глубины резания выбирается подача, обеспечивающая выполнение требований к качеству обработки с учетом геометрии инструмента и допустимых усилий в системе СД. Величина подачи при чистовой обработке регламентируется в основном необходимым качеством обрабатываемой поверхности.
• 3. На основе глубины резания и подачи устанавливается скорость резания. При этом учитываются: требуемая точность и чистота обработки, геометрия и материал инструмента, механические характеристики и материал заготовки, допустимые усилия в системе СД, экономически наиболее эффективные периоды стойкости инструмента.
• 4. Для выбранной скорости резания определяются число оборотов шпинделя, необходимая мощность станка и двойной крутящий момент. Эти величины сопоставляются с паспортными данными станка. Исходя из уточненного числа оборотов шпинделя рассчитывается фактическая скорость резания.

В зависимости от конкретных производственных условий и возможностей применения вычислительной техники на практике используются различные методики установления режимов обработки. При оперативном нормировании чаще всего используются общемашиностроительные нормативы режимов резания, а также различного рода таблицы и номограммы, позволяющие сократить трудоемкость технологических расчетов. Наряду с этим все большее применение получают автоматизированные системы технологического проектирования и нормирования труда, важнейшей частью которых являются алгоритмы и программы оптимизации режимов обработки.

В связи с расширяющимся применением оборудования с числовым программным управлением (ЧПУ) и гибких автоматизированных производств (ГАП) наиболее перспективными являются комплексные системы проектирования производственных процессов, включающие комплексы взаимосвязанных расчетов по выбору оптимальных вариантов последовательности обработки, технологического оборудования, инструмента, приспособлений, режимов резания, по определению всех составляющих нормы времени с учетом масштабов выпуска продукции и этапов ее освоения. Результаты расчетов выдаются в виде технолого-нормировочных карт, в которых для каждой операции указываются: оборудование, инструмент, приспособления, режимы обработки, норма времени и разряд работы. Наряду с этим при выполнении операции на станке с числовым программным управлением выдается программа работы станка.

После выбора оптимального варианта режима обработки машинное время на операцию однозначно определяется установленными значениями технологических параметров. Так, при обточке детали на токарном станке машинное время определяется по формуле

где L - длина пути инструмента в направлении подачи, мм; / - длина обрабатываемой поверхности, мм; 1 - длина врезания инструмента, мм; / 2 - длина перебега инструмента, мм; п - число оборотов в минуту; s 0 - подача в мм/об; s м - подача в мм/мин; i - число рабочих ходов (проходов), определяется соотношением припуска на обработку (И) и глубины резания (/) при каждом рабочем ходе, т. е. t + ti +... + = h.

• При многостаночной работе от стойкости инструмента зависит среднее время работы станка без участия рабочего. Это время непосредственно влияет на величину нормы обслуживания, а следовательно, и на среднее время простоя станкав ожидании обслуживания.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат по теме:

Основы оптимизации режимов электрических станций и энергосистем

1. Задачи и критерии оптимизации режимов энергосистем

Оптимизация режимов энергосистем и электростанций является одним из разделов теории и методов управления электроэнергетических систем (ЭЭС). Имеются официальные документы по решению следующего ряда режимных задач в ЭЭС:

Составление плановых балансов мощности и выработки электроэнергии для различных периодов (от минут до года) и для различных объектов.

Определение объемов и цен на долгосрочную, краткосрочную и оперативную продажу электроэнергии, мощности и резервов.

Расчет сетевых тарифов с учетом потерь электроэнергии.

Определение стоимости электроэнергии по зонам графика нагрузки и по сезонам года.

Определение режима работы тепловой электростанции (ТЭС).

Определение режима использования водных ресурсов гидроэлектростанции (ГЭС).

Построение обобщенных энергетических, экономических и стоимостных характеристик для электрических станций и зон электроснабжения.

Регулирование реактивной мощности и напряжения.

Выбор и размещение резервов мощности.

Перечисленные задачи не являются полным списком задач, в которых рассчитывается режим ЭЭС, а лишь показывают важность оптимизации режимов.

Для практического решения и программной реализации любой режимной задачи требуется ее формализация, которая включает пять этапов.

Составление математической модели.

Выбор метода решений.

Разработка алгоритма решения.

Информационное моделирование.

Программная реализация.

Каждая постановка задачи поиска оптимального решения должна удовлетворять как минимум двум требованиям:

Задача должна иметь не менее двух возможных решений;

Должен быть сформулирован критерий для выбора наилучшего решения.

С точки зрения классификации можно выделить следующие задачи оптимизации: управление функционированием системы, управление развитием системы и управление технологическими процессами.

Математическое моделирование. Остановимся кратко на тех положениях моделирования электроэнергетических задач, которые используются для их решения. При построении модели следует учитывать только важнейшие характеристики системы. Необходимо также сформулировать логически обоснованные допущения, выбрать форму представления модели, уровень ее детализации и метод реализации. В оптимизационных исследованиях обычно используются модели двух основных типов: аналитические и регрессионные.

Аналитические модели включают в себя уравнения материального и энергетического балансов, соотношения между техническими характеристиками и уравнения, описывающие физические свойства и поведение системы на уровне технических принципов.

При моделировании важно четко определить границы изучаемой системы. Они задаются пределами, отделяющими систему от внешней среды. В процессе решения задачи может возникнуть вопрос о расширении границ системы. Это повышает размерность и сложность модели. В инженерной практике следует стремиться к разбиению больших систем на относительно небольшие подсистемы. При этом необходимо иметь уверенность в том, что такая декомпозиция не приведет к излишнему упрощению реальной ситуации.

Если свойства системы определены и ее границы установлены, то на следующем этапе моделирования задачи оптимизации выбирается критерий (целевая функция), на основе которого можно оценить поведение системы и выбрать наилучшее решение. В инженерных приложениях обычно применяются критерии экономического характера. Критерием могут быть и технологические факторы: продолжительность процесса производства, количество потребляемой энергии и др. Часто ситуация осложняется тем, что в решении задачи необходимо обеспечить экстремальные значения нескольких противоречивых критериев. В этом случае говорят о многокритериальных задачах.

На следующем этапе моделирования задачи оптимизации необходимо выбрать независимые и зависимые переменные, которые должны адекватно описывать функционирование системы.

При выборе независимых переменных следует:

Провести различие между переменными, значения которых могут изменяться в достаточно широком диапазоне, и переменными, значения которых фиксируются в процессе оптимизации;

Выделить параметры, которые подвержены влиянию внешних и неконтролируемых факторов;

Независимые переменные выбрать таким образом, чтобы все важнейшие технико-экономические решения нашли отражение в математической модели задачи.

Неверный выбор независимых переменных может привести к получению псевдооптимальных решений.

Для зависимых переменных должна быть установлена связь с независимыми. Зависимые переменные, как правило, являются параметрами выхода модели и определяются требованиями к результатам функционирования объекта. Например, расход топлива - независимая переменная, а активная мощность электрической станции - зависимая. Их связь отражается в энергетической характеристике электрической станции.

В общем виде оптимизационная математическая модель включает: формальное описание задачи; критерий решения задачи; независимые и зависимые переменные; уравнения связи между независимыми и зависимыми переменными; ограничения на переменные в форме равенств и неравенств (обычно они определяются верхними и нижними границами изменения параметров системы).

Принятие решения в условиях определенности характеризуется однозначной (детерминированной) связью между принятым решением и его исходом. Детерминированной можно считать систему, в которой элементы взаимодействуют точно предвидимым образом.

Детерминированная модель отражает поведение системы с позиций полной определенности в настоящем и будущем. Поведение такой системы предсказуемо, если известны текущие состояния ее элементов и законы преобразования информации, циркулирующей между ними.

Большинство режимных задач в ЭЭС лишь условно можно считать детерминированными. Однако на практике многие из них решаются именно в этой постановке, что объясняется необходимостью иметь однозначные решения для управления режимами и сложностью, а иногда и невозможностью учета вероятностных свойств ЭЭС, связанных с самой природой событий и технологических процессов

Математическая модель задачи оптимизации в общем виде включает следующие компоненты.

Целевая функция - критерий оптимизации

F(X, Y) extr (1)

2. Уравнения связи, определяющие зависимость между переменными:

Эта связь часто имеет вид определенных характеристик объекта, например, энергетических характеристик. Связь между Х и Y может быть явная или неявная.

3. Уравнения ограничений показывают допустимые условия изменения независимых и зависимых переменных и функций от них:

Хmin ? Х? Хmаx (3)

Ymin ? Y ? Ymаx (4)

hmin ? h"(X,Y) ? hmax (5)

После формулирования задачи оптимизации необходимо выбрать метод оптимизации и методы учета ограничений, подробно изложенные в .

В режимных задачах используются различные критерии оптимизации: технические, экономические и коммерческие. Могут рассматриваться объединения, энергосистемы, электрические станции, предприятия электрических сетей. Это обусловливает разнообразие задач и критериев оптимизации режимов.

Критерии оптимизации внутристанционных режимов электростанции. Для электростанций решается задача внутристанционной оптимизации режимов и чаще всего используются технические критерии, такие как издержки или минимум расхода топлива станции (для ГЭС минимум гидроресурса)

либо максимум КПД

Оптимизация режимов направлена на выбор оптимального состава работающего оборудования, активных Pi и реактивных Qi мощностей агрегатов. Задача решается на любых временных интервалах от минут до года. По этим критериям строится эквивалентная энергетическая характеристика станций.

Критерий оптимизации режимов электрической сети. Электрическая сеть может включать одно или несколько сетевых предприятий. При оптимизации режима электрической сети критерием могут быть потери энергии (или мощности) в сети, т. е. минимум потерь активной мощности:

и минимум потерь электроэнергии

По этим критериям можно получить эквивалентную оптимальную характеристику потерь электроэнергии.

Критерии оптимизации режимов электроэнергетической системы.

При оптимизации режима ЭЭС необходимо учитывать ее технические и хозяйственные особенности: территориальный масштаб и возможности производства электроэнергии. В настоящее время оптимизация режимов имеет важное значение для субъектов, функционирующих на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Управление оптовым рынком ведется Администратором торговой системы, который на основе торгов формирует ценовую политику рынка на всех временных интервалах. Субъектами оптового рынка являются электростанции, сетевые предприятий (СП) и крупные потребители. Цены, заявленные электрическими станциями (поставщиками энергии), определяют востребованность их мощности и электрической энергии (товара). Если цены велики, то товар может быть полностью или частично не востребован. Оптимизация режима может проводиться в различных задачах по критериям минимума цены по ЭЭС, минимума издержек или максимума благосостояния субъектов рынка.

Режим влияет на издержки и оптимальным будет при

Но если использовать критерий минимума цены на электроэнергию

то энергетические балансы в ЭЭС изменятся. На практике чаще применяется критерий (11).

2. Планирование режимов работы электрических станций

Эксплуатационные затраты на производство, передачу и распределение электрической энергии зависят не только от внешних факторов, главными из которых являются характеристика и значение подключенной нагрузки, но и от режима электрической системы, на который можно воздействовать через систему управления. Существует определенная связь между эксплуатационными затратами 3 и управлением режимами электрической системы, которую можно охарактеризовать соотношением

В составляющую 30 входят такие компоненты, как затраты на заработную плату эксплуатационного персонала, затраты на комплекс мероприятий по повышению надежности и экономичности работы электроэнергетического оборудования за счет повышения КПД устройств преобразования и передачи энергии (парогенераторов, турбин, генераторов и т.д.). Эти затраты почти не зависят от режима электрической системы, и их уменьшение достигается усилиями эксплуатационного персонала электростанций и сетевых предприятий.

Вторая составляющая 3(Р) характеризует затраты на энергоресурсы и зависит от режима энергосистемы, состава и загрузки включенного в работу оборудования. При этом основными носителями энергии являются топливо для ТЭС и вода для ГЭС. Величина 3(P) определяется затратами на топливо с учетом его добычи и транспортировки. Решение задачи управления режимами энергосистемы заключается в определении управляющих воздействий, обеспечивающих минимум суммарных затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии. Таким образом, эта задача сводится к минимизации затрат на энергоресурсы 3(Р). В свою очередь, минимум затрат на топливо может быть достигнут лишь при полном оптимальном использовании ограниченных запасов гидроресурсов.

Значение суммарной активной нагрузки энергосистемы Рн определяется поведением потребителей электроэнергии и рассматривается в энергосистеме как заданный параметр, характеризующий внешнее воздействие. С учетом потерь мощности в элементах сети для каждого момента времени должно выполняться условие баланса мощности

где PH(t) - суммарная нагрузка потребителей; - активная мощность i-го источника в момент времени t; - суммарные потери активной мощности в электрической системе в момент времени t. Невыполнение условия (13) приведет к отклонению частоты от номинального значения.

Условие (13) должно выполняться для поддержания номинальной частоты. Оптимальное управление нормальными режимами энергосистемы заключается в экономичном распределении нагрузки системы между источниками, т.е. в определении значений Pi(t), обеспечивающих минимум затрат на энергоресурсы. При этом располагаемый запас гидроресурсов Wj определяется природными условиями водотока (площадью бассейна, количеством осадков и др.), а также дополнительными условиями судоходства, сплава леса, прохождения рыбы и т.д.

Можно ли осуществить оптимальное управление только на основании текущей информации PH(t) о нагрузке в данный момент времени? Для этого рассмотрим взаимосвязь текущего и последующих режимов ЭЭС через критерий оптимальности. Суточный график суммарной нагрузки (включая потери мощности) для каждой энергосистемы в текущем сезоне года имеет достаточно устойчивый вид для рабочих, нерабочих, праздничных и предпраздничных дней. Характер такого графика показан на рис. 1 Суточный график электропотребления аппроксимируется ступенчатым видом с временным шагом, равным 1 часу. Развитие автоматизированной системы диспетчерского управления привело к переходу от =1 час к получасовой и даже 15-минутной аппроксимации графика электрической нагрузки Рн(t).

Рис. 1 - График суммарной нагрузки ЭЭС

Разница между дневным максимумом Рmax и ночным минимумом Рmin в большей степени зависит от доли промышленного электропотребления и климатических условий. Часть нагрузки P6(t) покрывается базовыми электростанциями, к которым относятся наиболее экономичные блоки конденсационных ТЭС, атомные станции, ГЭС в период паводков, режим которых по тем или иным соображениям считается заданным. Например, для ТЭЦ электрический режим зависит от графика выработки тепловой энергии. Оставшуюся часть графика электрической нагрузки делят на полупиковую и пиковую. Покрытие нагрузки в полупиковой части выполняют КЭС средних параметров и в пиковой части - ГЭС, ТЭС среднего давления и гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Отнесение станций к базовой, полупиковой и пиковой частям графика электрической нагрузки определяется их маневренностью и экономичностью.

Поскольку разница между Рmax и Рmin оказывается большой (иногда она доходит до 50% от Рmax), то состав генерирующего оборудования не может быть неизменным в течение суток. Моменты включения и отключения генераторов электростанций и их загрузка зависят от графика электропотребления и определяются не только значением PH(t) в текущий момент времени. Следовательно, задача оптимизации имеет интегральный характер.

Считая, что гидроэнергоресурсы природа дает нам бесплатно, то режимная составляющая 3(Р) определяется затратами на топливо на интервале времени Т в виде

где: Bi(t) - расход топлива (функция времени) i-й тепловой электростанции, число электростанций составляет NT; d: - коэффициент, учитывающий стоимость топлива, включая его транспортировку до i-й станции.

Задача заключается в определении такого режима работы тепловых электростанций PТi(t) на интервале T, чтобы обеспечить минимум З(Р). Чаще всего в качестве интервала времени Т рассматриваются сутки (24 часа). Если не учитывать интегральный характер оптимизационной задачи, то с позиции данного момента времени всегда выгодно полностью загрузить все ГЭС, что, естественно, приведет к сокращению топливных затрат на ТЭС. Однако быстрое исчерпание гидроресурсов приведет к последующим явно неоптимальным режимам ЭЭС (без участия ГЭС). Поэтому минимизация функции (14) должна выполняться с учетом интегральных ограничений вида

где: - расход воды (функция времени) на j-й гидростанции (в час t); Wj - планируемый запас (попуск) воды на ГЭС; NГ - число ГЭС. Если интегральный расход воды больше, чем объем воды Wj, поступающей в водохранилище, то это приведет к снижению уровня ниже допустимого, если меньше - это приведет к накоплению воды и необходимости сброса ее, минуя гидротурбины, что явно нерационально (заданная для энергосистемы выработка электроэнергии в этом случае достигается за счет дополнительного сжигания топлива на ТЭС).

Интегральный характер задачи оптимизации определяется не только ограничениями (15) по гидроресурсу, но и условиями выбора состава генерирующего оборудования. Обусловливается это тем, что оптимальный состав оборудования не может быть найден только на основании текущей информации о нагрузке энергосистемы. Необходимо оценить ее поведение за некоторое время Т вперед. Представим себе, что для экономии топлива желательно отключить тот или иной агрегат. Однако целесообразность этого может быть определена только с учетом решения следующего вопроса. Окажется ли экономия топлива от отключения агрегата больше дополнительных расходов на последующий его пуск, необходимость которого может быть выяснена лишь с учетом дальнейшего поведения нагрузки и износа оборудования от дополнительных пусков?

На практике задачу оптимизации режима энергосистемы решают в два этапа. Па первом этапе планируют состав оборудования и загрузку ГЭС на основании прогноза о поведении потребителя. На втором этапе решают задачу экономичного распределения нагрузки для заданного состава оборудования. При этом расходные характеристики Вi = f(Pi) соответствуют выбранному составу генерирующего оборудования (парогенераторов, турбин, блоков).

Таким образом, задача оптимизации режима ЭЭС состоит в отыскании минимума функции 3(Р) согласно (14) при выполнении условий баланса мощности (13) и баланса воды (15). Интегральный характер задачи оптимизации предопределяет многоэтапность ее решения через прогнозирование нагрузки PH(t), планирование режима тепловых и гидроэлектростанций на сутки PTi(t), PГi(t), т.е. планирование так называемых диспетчерских графиков работы электростанций, и оперативную коррекцию этих графиков в связи с возникающими ошибками в прогнозе нагрузки и внеплановыми аварийными изменениями в составе как генерирующего оборудования, так и в электрической сети (отключения ЛЭП, (авто)трансформаторов). Приведенная формулировка задачи оптимизации оказывается неполной, так как в ней не оговорены условия надежного и качественного питания электропотребителей. Эти условия задаются в виде ряда режимных ограничений в форме неравенства.

Перечислим наиболее часто встречающиеся режимные ограничения:

Активные мощности станций изменяются в пределах

определяемых, с одной стороны, перегрузочной способностью генераторов, а с другой - устойчивостью работы теплового оборудования (например, горением факелов в парогенераторах) при пониженных нагрузках.

Располагаемая реактивная мощность генераторов в общем виде зависит от загрузки активной мощностью, но для упрощения задачи обычно задается жесткими границами:

Напряжения узлов также должны задаваться в допустимых пределах с учетом регулировочной способности трансформаторов:

Перечисленные ограничения часто называются узловыми, так как они относятся к параметрам узлов электрической схемы системы. Наряду с ними в некоторых случаях необходимо учитывать линейные ограничения на токи и потоки мощности линий электропередачи или трансформаторных ветвей электрической схемы

из условий нагрева проводов и сохранения устойчивости системы.

Контроль напряжений узлов и перетоков мощности в линиях электропередачи или в их совокупности, называемых сечениями, приводит к необходимости включения в задачу оптимизации уравнений установившегося режима:

электрический сеть станция контроль

где: Si - полная узловая мощность, равная Si = SГj - SHi; SГj - вырабатываемая полная мощность ТЭС или ГЭС; SHi - полная мощность электропотребления; Yij - взаимная проводимость i и j узлов электрической схемы; п - число узлов в ЭЭС без балансирующей электростанции, напряжение на шинах которой Un+1 должно быть задано.

В уравнениях (20) индекс t опущен, но надо иметь в виду, что все параметры электрических режимов являются переменными во времени - Uj(t), SHi(t) и т.д.

Полная задача оптимизации больших энергосистем столь сложна, что несмотря на высокое совершенство вычислительных средств ее приходится упрощать, естественно, в такой мере, чтобы не допустить существенной погрешности решения. В первую очередь, это касается разделения этой задачи на этапы:

Выбор состава оборудования (определение графика состояния генерирующего оборудования в течение суток);

Оптимизация режима ЭЭС при заданном составе оборудования.

В свою очередь, оптимизация режима ЭЭС, содержащей тепловые и гидравлические станции, разделяется на:

независимое планирование режима гидроэлектростанций;

независимое планирование режима тепловых электростанций.

В некоторых случаях для достижения требуемой точности оптимизации эти два процесса связываются в итерационный циклический процесс, но редко, когда таких циклов делается более двух. Для первоначального графика работы ГЭС (например, взятого из предшествующих суток) определяется оптимальный режим ТЭС. После этого уточняется режим ГЭС и еще раз режим ТЭС.

Интегральные ограничения (15) вносят существенное усложнение в задачу оптимизации, т.к. она должна рассматриваться в целом как интегральная, т.е. с отысканием минимума суммарных затрат на интервале планирования, чаще всего, суточном. Если суточный график нагрузки аппроксимируется с шагом 1 час, то Т=24. В ряде энергосистем рассматриваются получасовые интервалы и Т=48.

Здесь следует обратить внимание на следующее важное обстоятельство. Если в ЭЭС гидростанции отсутствуют (систему можно рассматривать как тепловую, состоящую только из ТЭС), то, записывая функцию (14) в виде

получаем, так называемое, свойство сепарабельности, для которого выполняется равенство «минимум суммы равен сумме минимумов»:

Это означает, что оптимальный режим первого часового интервала не зависит от режима второго интервала и т.д. Следовательно, сложная интегральная задача оптимизации распадается на Т (количество интервалов) самостоятельных более простых задач, в каждой из которых отыскивается свой минимум.

Выполнив оптимизацию режима ЭЭС для каждых из Т интервалов, в конечном итоге получаются диспетчерские графики работы всех электростанций в виде, представленном на рис. 2.

Рис. 2 - Диспетчерский график работы электрической станции

С задачей планирования режима работы электростанций по активной мощности тесно связана с задачей определения уровней напряжения контрольных точек энергосистемы. Дело в том, что величина потерь мощности Р, водящих в баланс, зависит не только от, но и от генерируемой реактивной мощности, которая, в свою очередь, определяет уровни напряжения и токовую загрузку линий. Совместное решение обеих задач называется комплексной оптимизацией режима ЭЭС.

Литература

1. Оптимизация режимов энергосистем: Учебное пособие / П.И. Бартоломей, Т.А. Паниковская. Екатеринбург: УГТУ - УПИ, 2008. - 164 с.

2. Макоклюев Б.И. Анализ и планирование электропотребления. - М.: Энергоатомиздат, 2008. - 296 с.

3. Т.А. Филиппова и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник /Т.А. Филиппова, Ю.М. Сидоркин, А.Г. Русина; - Новосиб. гос. техн. ун-т. - Новосибирск, 2007. - 356 с.

4. Иерархические модели в анализе и управлении режимами электроэнергетических систем / О.А. Суханов, Ю.В. Шаров - М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - 312 с.

5. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. пособие. - М.: Университетская книга; Логос, 2006. - 254 с.

6. Филиппова Т.А. Энергетические режимы электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. - 300 с.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Характеристика основных методов решения задач нелинейного программирования. Особенности оптимизации текущего режима электропотребления по реактивной мощности. Расчет сети, а также анализ оптимальных режимов электропотребления для ОАО "ММК им. Ильича".

магистерская работа , добавлен 03.09.2010


Моделирование различных режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО "Томскнефть". Расчет режима максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы. Качество электрической энергии и влияние его на потери в электроустановках.

дипломная работа , добавлен 25.11.2014


Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.

курсовая работа , добавлен 25.01.2015


Расчет источника гармонических колебаний. Определение резонансных режимов электрической цепи. Расчет переходных процессов классическим методом. Определение установившихся значений напряжений и токов в электрических цепях при несинусоидальном воздействии.

курсовая работа , добавлен 18.11.2012


Исследование линейной электрической цепи: расчет источника гармонических колебаний и четырехполюсника при синусоидальном воздействии; определение параметров резонансных режимов в цепи; значения напряжений и токов при несинусоидальном воздействии.

курсовая работа , добавлен 30.08.2012


Устройства и характеристики энергосистем. Системы электроснабжения промышленных предприятий. Преимущества объединения в энергосистему по сравнению с раздельной работой одной или нескольких электрических станций. Схема русловой гидроэлектростанции.

презентация , добавлен 14.08.2013


Формирование узловых и контурных уравнений установившихся режимов электрической сети. Расчет утяжеленного режима, режима электрической сети по узловым и нелинейным узловым уравнениям при задании нагрузок в мощностях с использованием итерационных методов.

курсовая работа , добавлен 21.05.2012


Суть технического и экономического обоснования развития электрических станций, сетей и средств их эксплуатации. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчёт режимов работы и параметров сети.

курсовая работа , добавлен 05.06.2012


Общая характеристика Юго-Восточных электрических сетей. Составление схемы замещения и расчет ее параметров. Анализ установившихся режимов работы. Рассмотрение возможностей по улучшению уровня напряжения. Вопросы по экономической части и охране труда.

дипломная работа , добавлен 13.07.2014


Модели нагрузки линии электропередачи. Причины возникновение продольной несимметрии в электрических сетях. Емкость трехфазной линии. Индуктивность двухпроводной линии. Моделирование режимов работы четырехпроводной системы. Протекание тока в земле.