Управление эксплуатационными издержками в распределительных сетевых компаниях посредством оптимальной компенсации реактивной мощности Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 621.311.017

УПРАВЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫМИ ИЗДЕРЖКАМИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ КОМПАНИЯХ ПОСРЕДСТВОМ ОПТИМАЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Н.В.Савина1, Ю.В.Мясоедов2, А.А.Казакул3

Амурский государственный университет, 675027, г. Благовещенск, Игнатьевское шоссе, 21.

Разработана методика расчета снижения эксплуатационных издержек в распределительных сетевых компаниях посредством компенсации реактивной мощности, позволяющая управлять эксплуатационными издержками. Для её реализации получены зависимости увеличения срока службы силовых трансформаторов посредством компенсации реактивной мощности. Показано положительное влияние компенсации реактивной мощности на вероятность отказов силовых трансформаторов, а следовательно, на снижение вероятного ущерба от недоотпуска электрической энергии. Представлены зависимости каждой составляющей эксплуатационных издержек распределительных сетевых компаний для оценки влияния компенсации реактивной мощности на степень их снижения. Ил. 4. Табл. 2. Библиогр. 5 назв.

Ключевые слова: компенсация реактивной мощности; эксплуатационные издержки; потери электроэнергии; срок службы; изоляция; трансформатор; отказ; ущерб.

MANAGEMENT OF OPERATING COSTS IN DISTRIBUTION GRID COMPANIES THROUGH THE OPTIMAL COMPENSATION OF REACTIVE POWER N.V. Savina, Y.V. Myasoedov, A.A. Kazakul

Amur State University,

21, Ignatievskoye Shosse, Blagoveshchensk, 675027.

The procedure to calculate the reduction of operating costs in distribution grid companies through the compensation of reactive power that allows to manage operating costs is worked out. To implement it the dependences to extend the service life of power transformers by means of reactive power compensation are obtained. A positive effect of the reactive power compensation on the power transformer failure probability, and thus, lowering the likelihood of damage from the shortage of electrical energy is demonstrated. The dependencies of each component of the operating costs of the distribution grid network companies for the assessment of the reactive power compensation effect on the degree of their decrease are presented. 4 figures. 2 tables. 5 sources.

Key words: reactive power compensation; operating costs; loss of electrical energy; service life; insulation; transformer; failure; damage.

На современном этапе развития электроэнергетики РФ у потребителей отсутствует экономический стимул участвовать в компенсации реактивной мощности (КРМ), поддерживая оптимальный коэффициент реактивной мощности (tgф) для всей электроэнергетической системы в целом. Это привело к ряду негативных последствий, итогом которых являются рост потерь электроэнергии, проблема обеспечения требуемого уровня напряжения в центрах питания, ограничение пропускной способности элементов электрической сети за счет их загрузки реактивной мощностью, снижение запаса статической устойчивости нагрузки по напряжению, надежности электроснабжения и экономичности работы энергетических компаний.

Исследования, проведенные в области энергоэффективности, показали высокий уровень энергоёмко-

сти ВВП РФ, превышающий среднемировой в 2,5 раза, большую величину потерь электроэнергии, рост тарифов на электроэнергию. Как подтверждает мировой опыт, КРМ позволяет в комплексе с другими мерами эффективно решать задачи энергосбережения, однако при этом необходимо учитывать влияние новых экономических отношений в энергетике.

Согласно [1], тариф на электроэнергию складывается из множества составляющих, учитывающих интересы всех субъектов рынка энергии и мощности, участвующих в её производстве и передаче до конечного потребителя. Регулирование тарифа производится исходя из расходов по восьми группам, закладываемых в тариф каждым собственником, куда входят покупка электрической и тепловой энергии, ремонт основных средств, амортизация основных средств и ненормативных активов. Для компаний, занимающих-

1Савина Наталья Викторовна, доктор технических наук, профессор, декан энергетического факультета, e-mail: [email protected].

Savina Natalya, Doctor of technical sciences, Professor, Dean of the faculty of Power Engineering, e-mail: [email protected].

2Мясоедов Юрий Викторович, кандидат технических наук, профессор, зав. кафедрой энергетики, e-mail: [email protected] Myasoedov Yury, Candidate of technical sciences, Professor, Head of the Department of Power Engineering, e-mail: [email protected]

3Казакул Алексей Александрович, аспирант, ассистент кафедры энергетики, e-mail: [email protected] Kazakul Aleksei, Postgraduate, Assistant of the Department of Power Engineering, e-mail: [email protected]

ся транспортом электрической энергии, потери в собственных сетях покрываются за счёт покупки дополнительной электроэнергии у смежных субъектов рынка. Отчисления на амортизацию и ремонты в компании зависят от количества, состояния объектов и их нормативных сроков службы. Снижение расходов хотя бы по одной из закладываемых статей означает как минимум повышение прибыли сетевой компании, а при конкурентной борьбе может привести к снижению тарифа для потребителя. Необходимость оптимизации эксплуатационных издержек в таких условиях повышает актуальность КРМ и полагает ее рассмотрение и в этом контексте.

Таким образом, проблема компенсации реактивной мощности в настоящее время является неотъемлемой составляющей комплекса научно-технических проблем, наиболее актуальных в условиях либерализации электроэнергетики. Ее решение позволит не только обеспечить надежное и эффективное электроснабжение потребителей, но и оптимизировать эксплуатационные издержки распределительных сетевых компаний, снизить рост тарифов на электроэнергию.

Целью работы является разработка методики расчета снижения эксплуатационных издержек в распределительных сетевых компаниях в результате компенсации реактивной мощности.

Для реализации поставленной цели в работе решены следующие задачи:

/ проведение структурного анализа технических и экономических характеристик электрических сетей, на которые целесообразно воздействовать посредством управления потоками реактивной мощности;

/ определение зависимостей, позволяющих оценивать влияние КРМ на составляющие эксплуатационных издержек распределительных сетевых компаний;

/ оценка влияния компенсации реактивной мощности на величину отказов силовых трансформаторов и ущерб от недоотпуска электрической энергии потребителям;

/ разработка методики определения комплексного воздействия компенсации реактивной мощности на суммарные эксплуатационные издержки сетевых компаний.

Для исследования комплексного воздействия на технические и экономические характеристики электрических сетей путем управления потоками реактивной мощности необходимо провести структурный анализ факторов, меняющихся в результате этого управления. Такой анализ приведен на рис. 1.

При управлении потоками реактивной мощности в распределительных электрических сетях происходит оптимальное снижение токовой загрузки элементов сети и уровней напряжения в центрах питания, что приводит к снижению потерь электроэнергии, уменьшению нагрева оборудования, а следовательно, к снижению скорости старения изоляции и продлению срока службы оборудования, повышению пропускной способности сети. Повышение устойчивости в распределительных сетях вытекает из возможности дополнительного пропуска активной мощности по рассмат-

риваемым сечениям. Все это ведёт к сокращению количества технологических нарушений, к уменьшению суммарного недоотпуска электроэнергии и, как следствие, к сокращению ущербов от перерывов электроснабжения. Снижение токовой загрузки элементов сети исключает необходимость покупки дополнительного оборудования и приводит к снижению стоимости транспорта электрической энергии, что позволяет отказаться от роста тарифа на электроэнергию либо снизить его и повысить привлекательность сетевой компании для потребителей. Растёт качество оказываемых услуг и снижаются удельные затраты на эксплуатацию и ремонт электросетевого оборудования. Потребители получают электроэнергию в нужном количестве и лучшего качества, что позволяет им экономить на собственных издержках и выпускать конкурентоспособную продукцию. В результате снижается социальная напряжённость в обществе.

При оптимальном управлении потоками реактивной мощности происходит благоприятное воздействие на электротехническое оборудование и линии электропередачи как сетевых компаний, так и потребителей. Разделение воздействия на электроустановки потребителей и сетевых компаний отражено на рис. 1 штрихпунктирными линиями. Пересечением зон потребителя и сетевой компании подчёркивается взаимовыгодное управление режимами посредством КРМ.

В распределительных сетевых компаниях управление потоками реактивной мощности целесообразно проводить путем оптимальной компенсации реактивной мощности, методика и алгоритм которой приведены в [2].

Из перечисленных факторов наиболее значимыми для энергоснабжающих организаций с точки зрения эксплуатации являются: снижение потерь энергии, уменьшение отчислений на ремонт и обслуживание, снижение амортизационных отчислений и уменьшение ущерба от перерывов электроснабжения. Все обозначенные критерии эффективности электроснабжения относятся к эксплуатационным издержкам.

Для исследования влияния КРМ на эксплуатационные издержки целесообразно воспользоваться укрупнёнными показателями. Это позволит упростить и унифицировать расчётные выкладки и обобщить полученные результаты. Кроме того, к ним отнесены и ущербы от недоотпуска электроэнергии по вине распределительных сетевых компаний. Тогда суммарные эксплуатационные издержки можно представить в следующем виде:

И = И

-И„

И

У,

(1)

где Иа - амортизационные отчисления, служащие

для замены изношенного и морально устаревшего оборудования (реновация), они связаны со сроком службы оборудования обратной зависимостью; И - отчисления на ремонт и обслуживание, необходимые для поддержки оборудования в рабочем состоянии, они также включают в себя зарплату обслуживающего и управляющего персонала, транспортные средства и т.д.;

Управление потоками реактивной мощности

Снижение токовой загрузки элементов сети

Уменьшение нагрева оборудования

I

Повышение устойчивости работы энергосистемы

I

Увеличение пропускной

способности распределительной сети

Сокращение сверхнормативных потерь активной энергии

Снижение выработки активной энергии на станциях

Увеличение срока службы изоляции оборудования

Уменьшение количества технологических нарушений

Снижение потери напряжения в элементах сети

Нормализация качества

электроэнергии в распределительной сети

I

I

Исключение ввода дополнительных электросетевых объектов

т

т

Уменьшение уровня сверхнормативных потерь

т

Снижение себестоимости транспорта электроэнергии

I

г

Повышение прибыли сетевых компаний

Снижение затрат на электроснабжение потребителей

Сокращение ущерба от перерыва электроснабжения потребителей

Уменьшение времени простоя потребителей

т

Снижение недоотпуска электроэнергии

Снижение эксплуатационных издержек сетевых компаний

Повышения надёжности электроснабжения потребителей

Снижение тарифов на электроэнергию

Увеличение срока службы электроустановок

Снижение амортизационных отчислений

Снижение количества ремонтов оборудования

Нормализация качества электроэнергии у потребителей

т

Повышение производительности механизмов

Увеличение срока службы производственного оборудования

I

Снижение себестоимости выпускаемой продукции

I

I

Повышение экономической привлекательности сетевой компании

Повышение конкурентоспособности продукции

¡с

снижение социальной напряжённости

Рис. 1. Структурный анализ факторов, на которые влияет управление потоками реактивной мощности в

электрических сетях

Ит - возмещение затрат на технологический

расход электрической энергии при ее передаче, т.е. стоимость потерь электроэнергии;

У - ущерб из-за перерывов электроснабжения в результате отказов электроустановок распределительной сетевой компании.

Проведенный структурный анализ показал, что компенсация реактивной мощности влияет на все составляющие эксплуатационных издержек, а следовательно, может использоваться для управления ими.

Для количественной оценки этого влияния необходимо получить зависимости, позволяющие определить, как меняется каждая составляющая эксплуата-

ционных издержек в результате компенсации реактивной мощности.

Воздействие компенсации реактивной мощности на электрическую сеть наиболее явно сказывается на потерях электрической энергии при её транспорте, следовательно, изменяются издержки, связанные с оплатой стоимости потерь электрической энергии. Зависимость величины потерь электроэнергии от мощности компенсирующих устройств получена в [2]. Определить снижение эксплуатационных издержек можно путём сравнения стоимости потерь электроэнергии в электрической сети до и после КРМ:

АИШ = (АР!-ДР2) • С0 • Тг , (2)

где А^ - потери мощности в сети до КРМ, кВт; АР2 - потери мощности в сети после КРМ, кВт; С0 - тариф на потери электроэнергии, руб./кВт • ч; Гг - количество часов в году, ч.

Потери активной мощности А^ и АР2 можно

определить по результатам расчётов установившихся режимов в сети до и после КРМ.

Компенсация реактивной мощности, снижая токовую загрузку элементов сети, влияет на их температуру нагрева, а следовательно, и срок службы. Среди элементов распределительной сети тепловому старению наиболее подвержена изоляция силовых трансформаторов (СТ). Тепловое старение изоляции силовых трансформаторов зависит от их коэффициента загрузки, поэтому целесообразно рассмотреть, как влияет компенсация реактивной мощности на срок службы силовых трансформаторов.

Обычно полагают, что срок службы изоляции при тепловом старении обратно пропорционален скорости химических реакций. Тогда, используя уравнение Ар-рениуса [3], можно получить выражение для отношения сроков службы изоляции до и после КРМ:

(3)

§И = Иа1 И"2 = 1 - 2^ ~Тг>1 АТ

2~(Т1 -Т2>/АТ '

где тх и Т - срок службы изоляции и температура обмотки трансформатора до КРМ; т2 и Т2 - срок службы изоляции и температура обмотки трансформатора после КРМ; АТ - повышение температуры, вызывающее сокращение срока службы изоляции в 2 раза.

С учетом [3] была получена зависимость разницы температур обмоток трансформаторов в наиболее нагретой точке при изменении их коэффициентов загрузки:

Т - Т =зм! + (я + е)(кЛГ -- [&м 2 + (я + е)(кз 2)2т ],

(4)

где Зш и 3М2- температура масла соответственно до и после КРМ; g, е - коэффициенты, получаемые из тепловой диаграммы трансформатора [3]; т - коэффициент, принимаемый согласно рекомендациям МЭК; кл и кз2 - коэффициенты загрузки трансформатора до и после КРМ.

Амортизационные отчисления рассчитываются по нормативному сроку службы оборудования до полного списания его стоимости. Увеличение срока службы оборудования позволит не производить дополнительных отчислений в тариф на электрическую энергию, а сокращение дополнительных закупок оборудования позволит эксплуатирующей электрические сети компании перераспределить высвободившиеся денежные средства.

На основании уравнения (3) можно получить относительное изменение амортизационных отчислений за счёт КРМ:

И

(5)

а1

где Иа1, Иа2 - соответственно амортизационные

отчисления силовых трансформаторов до и после проведения КРМ.

Тогда изменение амортизационных отчислений в сетевых компаниях в результате повышения срока службы силовых трансформаторов путем оптимальной КРМ можно определить по формуле

АИа =бИа • Иа1. (6)

Таким образом, управление потоками реактивной мощности в сети подразумевает снижение загрузки силовых трансформаторов и температуры их изоляции, а следовательно, повышение срока службы.

Изменение отчислений на ремонт и обслуживание основного оборудования в результате КРМ также связанно с уменьшением токовой загрузки элементов сети, что снижает вероятность перегрузки оборудования и повышает надёжность электроснабжения потребителей.

Относительное изменение отчислений на ремонт и обслуживание отдельно взятого элемента сети можно представить в следующем виде:

И - И -а

5И = Г1Р°-2 Иро.1

р. о. вн. план

р.о.

И

р.о.1

а +а

р.о.план р.о.вн.план

-, (7)

где а - доля отчислений на плановые ремонты; а нптн - доля отчислений на внеплановые

ремонты, вызванные неоптимальным режимом работы, возникающим в результате отсутствия КРМ; И 1 - отчисления на ремонт и обслуживание до

КРМ; И 2 - отчисления на ремонт и обслуживание после КРМ.

Полученное выражение позволяет определить ту долю внеплановых ремонтов от суммарных отчислений на ремонт и обслуживание оборудования, которые исключаются в результате КРМ. Тогда изменение отчислений на ремонт и обслуживание в результате

КРМ АИро определится аналогично (6).

Величину ущерба можно представить в виде суммы двух составляющих: одна обусловлена фактом недовыработки продукции в результате недополученной потребителем электроэнергии, а вторая - фактом внезапности отключения. Суммарный ущерб от перерыва электроснабжения принято представлять в виде [4]:

У! = УВН + УОСН , (8)

где Уш - ущерб от внезапности перерыва электроснабжения; Уосн - основной ущерб, т.е. ущерб от

недоотпуска электроэнергии потребителю в результате аварийного ограничения.

Первое слагаемое ущерба имеет случайный характер и не зависит от текущего состояния оборудо-

т

1

т

2

вания, поэтому влиянием КРМ на эту составляющую можно пренебречь.

Величина основного ущерба от перерыва электроснабжения на каждой подстанции, где установлены компенсирующие устройства, рассматривается с точки зрения снижения количества (вероятности) отказов в результате проведения КРМ, так как снижается токовая загрузка элемента и уменьшается вероятность его отказа, связанная с перегрузкой и старением изоляции.

Основной ущерб, зависящий от объёма выдаваемой потребителю мощности, типа потребителя и вероятности его погашения, можно представить в виде

УОСН = Уо • Рср • (q + Ядоп ) • ТГ , (9) где у0 - удельный ущерб недоотпуска электроэнергии в результате полного или частичного перерыва в электроснабжении потребителей; Р - средняя мощность потребителей; q - вероятность ограничения потребителей в результате аварийных отключений электроустановок в сети с КРМ; q - вероятность аварийного ограничения потребителей, вызванного негативными последствиями отсутствия КРМ; Тг - число часов в году.

Отсюда можно получить снижение величины основного ущерба в результате КРМ:

ду = у • р • q • т . (10)

осн S о ср J- доп Г v '

Для укрупнённой оценки комплексного влияния компенсации реактивной мощности на основной ущерб целесообразно воспользоваться средневзвешенным значением удельного ущерба, который определяется по выражению

y01-d1 + y02-d2+... + y°n-dn

Уо =■

100

(11)

0 0 0 г

где у1 , У0, У0 - удельные ущербы от перерыва электроснабжения 1, 2, л-го потребителя;

^ , ^ , ^ - доля 1, 2, л-го потребителя в структуре электропотребления сети, %.

Дополнительные отказы элементов сети, вызванные отсутствием КРМ в ней, включают в себя как внезапные, так и постепенные отказы. Оценка целесообразности учета повышения надежности электроснабжения потребителей в результате КРМ показана на примере силовых трансформаторов, которые могут отказать в результате перегрузки при бросках тока (внезапный отказ) или в результате теплового пробоя изоляции (постепенный отказ).

Вероятность аварийного ограничения потребителей, вызванного негативными последствиями отсутствия КРМ, равна:

Чдоп = Цен + Я пост , (12)

где явк - вероятность внезапного отказа, обусловленного отсутствием КРМ; япоси! - вероятность постепенных отказов, обусловленных отсутствием КРМ.

Внезапный отказ силового трансформатора определяется по следующей формуле [5]:

Я = &• tв, (13)

где с - параметр потока отказов, в данном случае равный интенсивности отказов Л; ^- время восстановления.

Как известно, интенсивность отказов обратно пропорциональна среднему времени безотказной работы:

Л =(14)

С учетом того что компенсация реактивной мощности приводит к увеличению срока службы трансформаторов,

1

Л =-. (15)

Т + АТ

Тогда изменение интенсивности отказов силовых трансформаторов в результате КРМ будет

-АТ

АЛ =-, (16)

Т • (Т + АТ)

а относительное снижение вероятности внезапных отказов

0 АЛ

5д = —. (17)

Л

Согласно [5] интенсивность постепенных отказов описывается с достаточной для практических расчетов точностью нормальным законом распределения, который можно уточнить для оценки влияния КРМ на надежность его работы следующим образом:

(t-Т+ДТ )2

1Gt,>. т

Л(t)=■

'Т+ДТ

t-т

(18)

а

Т +ДТ

где АТ - увеличение срока службы изоляции силовых трансформаторов в результате КРМ; (Тт+Ат -

среднее квадратическое отклонение времени безотказной работы трансформатора в сети с КРМ.

Вероятность постепенных отказов трансформатора в сети с КРМ определяется общеизвестным способом по уточненной модели интенсивности отказов, позволяющей определить влияние КРМ на ее величину. В качестве примера, показывающего целесообразность учета влияния КРМ на величину постепенного отказа, на рис. 2-4 приведено изменение интенсивности постепенного отказа трансформаторов при разной степени КРМ, приводящей соответственно к различному увеличению срока службы трансформаторов.

Сплошной линией на графиках обозначена интенсивность постепенных отказов до КРМ в течение нормативного срока службы, а пунктирной - после оптимальной КРМ.

Полученные результаты позволяют не только оценить, как меняется интенсивность отказов и основной ущерб в результате КРМ, но и найти оптимальную мощность компенсирующих устройств (КУ), обеспечи-

e

вающих наилучшее управление эксплуатационными издержками сетевых компаний.

Оценка целесообразности учёта снижения эксплуатационных отчислений путём оптимальной КРМ по представленной методике показана на примере филиала ОАО ДРСК «Приморские электрические сети», где частично установлены компенсирующие устройства, точки подключения и мощности которых определялись по методике [2].

ных. Здесь же показано снижение основного ущерба в результате КРМ.

Рис. 3. Изменение интенсивности постепенных отказов трансформатора мощностью 10 МВА на ПС 35 кВ «Надеждинская»

Рис. 2. Изменение интенсивности постепенных отказов трансформатора мощностью 10 МВА на ПС 110 кВ «Амурская»

Для ПС «Амурская» отношение среднего изменения интенсивности отказов в результате КРМ к средней интенсивности отказов до КРМ составляет 17% при увеличении срока службы изоляции трансформатора на 2,6 года в результате КРМ.

На ПС «Надеждинская» после КРМ снижение интенсивности отказов составляет 15,7% при увеличении срока службы на 7 лет.

При КРМ на ПС «Новороссия» срок службы изоляции трансформатора увеличивается на 7 месяцев, а среднее снижение интенсивности отказов составляет 4%, так как степень КРМ минимальна.

В табл. 1 приведены результаты расчёта снижения годовых эксплуатационных издержек на амортизацию, ремонт и обслуживание для тех КУ, которые дают наименьшее снижение потерь из всех выбран-

Таблица 1

Снижение годовых эксплуатационных отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание и ущербов для наименее эффективных компенсирующих устройств

Рис. 4. Изменение интенсивности постепенных отказов трансформатора мощностью 2,5 МВА на ПС 35 кВ «Новороссия»

В табл. 2 дано годовое снижение стоимости потерь электроэнергии АИШ и суммарное снижение

годовых эксплуатационных издержек в результате КРМ с выделением КУ, приведенных в табл. 1.

Наименование подстанции Этр. МВА Мощность КУ, квар Увеличение срока службы изоляции СТ Ат , год АИа, руб. АИ , р.о. 1 руб. АУ, руб.

Амурская 2х10 2250 4,26 97730 2190 789600

Артёмовская 2х16 2700 2,15 30620 6475 532700

Астафьево 2х4 1200 8,99 70084 40241 288200

Бархатная 2х6,3 1500 4,00 45893 18088 271700

Бурун 25 1800 2,00 77689 6645 1180000

Надеждинская 2х10 2250 7,00 79358 14257 392700

Новороссия 2,5 150 0,63 5186 10462 7876

Находка 40 900 6,9 226988 15434 2737000

Океан 6,3 450 0,08 1442 14531 840

Парус 10 300 0,46 5951 7774 17680

Преображение 10 450 0,7 169167 16285 44830

Птицефабрика 2х6,3 1050 3,66 44784 31974 178700

Соленое озеро 10 600 0,98 12306 3245 145900

Соловей ключ 4 75 0,25 2349 3461 48230

Суражевка 2х4 900 6,77 56904 40395 199000

Тавричанка 6,3 450 2,78 31050 9855 190500

Шахтовая 6,3 450 1,58 18458 5662 135100

Шкотово 6,3 4450 1,27 15029 4761 106100

Итого 245 21025 54,46 990988 251735 7266656

Примечание: Бур - номинальная мощность трансформаторов.

Таблица 2

_Суммарное снижение годовых эксплуатационных издержек посредством КРМ_

Группа компенсирующих устройств ÖAW, млн кВт■ч ЛИдж, тыс. руб. ЛИa , тыс. руб. ЛИ р.о. тыс. руб. У, тыс. руб. ЛИ , тыс. руб.

КУ, дающие наименьшее снижение потерь в сети 2 (1,1 %) 2230 990,99 251,74 7266,6 10739,3

Все оптимальные КУ, устанавливаемые в сети 6 (3,5 %) 6690 1952,66 705,421 15093,4 24441,5

Примечание: ЗАЖ - снижение потерь электроэнергии после проведения оптимальной КРМ; в % дано снижение относительно исходного режима без КРМ.

Как видно из табл. 1 и 2, снижение эксплуатационных издержек значительно, следовательно, оптимальную КРМ целесообразно использовать в качестве управляющего воздействия на эксплуатационные издержки распределительных сетевых компаний.

Выводы. Проведен структурный анализ технических и экономических характеристик электрических сетей, которыми целесообразно управлять посредством оптимальной компенсации реактивной мощности.

Получены зависимости, позволяющие определять изменение всех составляющих эксплуатационных издержек сетевых компаний в результате КРМ.

Разработана методика оценки влияния КРМ на срок службы силовой изоляции трансформаторов.

Показано, как влияет компенсация реактивной мощности на величину отказов силовых трансформаторов и ущерб от недоотпуска электрической энергии потребителям.

Разработана методика определения комплексного воздействия компенсации реактивной мощности на суммарные эксплуатационные издержки сетевых компаний

Библиографический список

1. О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации: постановление Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109.

2. Савина Н.В., Казакул А.А. Методика оптимальной компенсации реактивной мощности в сетях распределительных компаний в условиях неопределённости // Вестник Ивановского государственного университета. Иваново: ИГЭУ, 2010. С. 42-46.

3. Кузнецов В.Г., Шидловский А.К. Повышение качества энергии в электрических сетях. Киев: Наукова думка, 1985. 268 с.

4. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. 256 с.

5. Фокин Ю.А. Надёжность и эффективность сетей электрических систем. М.: Высшая школа, 1989. 224 с.