Оцененные программой значения расстояния до место повреждения и переходное сопротивление в месте короткого замыкания составили: L =0.793, R=9.991 Ом. Как видно значения L и R практически совпадают с полученными значениями для однофазной ЛЭП. На основании этого можно сделать следующий вывод, что данная программа является работоспособной.
3. Проблема выгодности покупки-продажи электроэнергии на Федеральном оптовом рынке электроэнергии
Во временных методических указаниях по формированию и применению двухставочных тарифов на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии и мощности (приложение № 1 к протоколу № 76 от 6 мая 1997 г.) в пункте 19 сказано:
«при разгрузке электростанций дефицитного АО-энерго по указанию диспетчера дополнительный сверхдоговорной переток энергии с оптового рынка оплачивается по полусумме топливной составляющей разгружаемой электростанции АО-знерго и тарифной ставки за энергию на оптовом рынке, но не свыше топливной составляющей себестоимости разгружаемой электростанции». Эта формулировка вызывает следующий вопрос.
Насколько корректен предлагаемый метод расчета тарифа за сверхдоговорной переток энергии с оптового рынка?
Этот вопрос имеет очень важный и принципиальный характер, ибо напрямую связан с решением проблемы покупки (продажи) электроэнергии на оптовом рынке.
Управление режимом работы энергосистемы в условиях рыночной экономики не изменило основной сути этого процесса — минимизации затрат на топливо при покрытии нагрузки потребления и соблюдении ряда ограничений. Больше того, значимость этой задачи неизмеримо возросла и способствует уменьшению себестоимости произведенной электроэнергии, повышению конкурентоспособности энергосистемы на оптовом рынке.
Вместе с тем в своей повседневной работе оперативный персонал в процессе оптимального ведения режима работы энергосистемы впервые столкнулся с проблемой определения выгодности покупки (продажи) электроэнергии на ФОРЭМ. Эта проблема тесно связана с оптимизацией режима работы энергосистемы и без нее не может быть корректно решена.
Используемые в реальных условиях иные подходы, минуя оптимизацию режимов, сопряжены с большими погрешностями и приводят к значительному экономическому ущербу.
Прежде чем проиллюстрировать сказанное на примере, введем новое понятие.
Пусть
функция, связывающая часовые затраты на топливо и электрическую мощность
электростанции, имеет вид: 
Тогда
производную от этой функции 
будем называть
мгновенным значением себестоимости или коммерческой себестоимостью. Физический
смысл ее — скорость изменения затрат на топливо при изменении электрической мощности
или величина дополнительных затрат на топливо при изменении электрической
мощности электростанции на 1 МВт.
Рассмотрим следующий пример:
Пример. Энергосистема состоит из двух электростанций (№ 1 и № 2), для которых известны функции затрат и их ограничения:
В течение первого часа каждая из станций несла нагрузку 100 МВт. В начале второго часа потребление в энергосистеме возрастает на 100 МВт. По указанию диспетчера энергосистема покрывает эти 100 МВт покупкой электроэнергии на оптовом рынке.
Себестоимость электроэнергии в энергосистеме по топливной составляющей 190 руб./МВт • ч, а тариф на оптовом рынке — 188 руб./МВт • ч.
В соответствии с методическими указаниями (пункт 19) оплата за переток будет производиться по цене
Следовательно, за купленную электроэнергию энергосистема заплатит 18900 руб.
Тогда получается, что энергосистема выгодно купила электроэнергию на оптовом рынке при сравнительно высокой собственной себестоимости. Покажем, что это не так.
Рассчитаем коммерческую себестоимость электроэнергии энергосистемы, для еэтого найдем производную от функции затрат для каждой электростанции:
В связи с тем, что КСС энергосистемы по величине не превосходит тариф на оптовом рынке, выгоднее загружать энергосистему. Более точно — электростанцию № 1.
Дополнительные затраты при загрузке электростанции № 1
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.