Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Проблема моделирования распределения потоков электрической энергии в сети 27
1.1. Об актуальности задачи расчета потоков энергии в электрической сети 27
1.2. Краткая характеристика моделей и методов расчета установившихся режимов энергосистем 29
1.3. Общая характеристика задачи энергораспределения в ЭЭС 32
1.4. Общее описание свойств модели энергораспределения 34
1.5. Задача энергораспределения как задача усредненного по времени потокораспределения 36
1.6. Исследование возможности применения основных законов электротехники для моделирования процесса распределения потоков электроэнергии 39
1.7. Расчет энергораспределения в условиях схемного многообразия сети. 53
1.8. В ыводы 58
ГЛАВА 2. Характеристика исходной информации и уравнений состояния задачи энергораспределения 60
2.1. Характеристика информационного обеспечения задачи расчета потоков электроэнергии 61
2.1.1. Классификация исходных данных для моделирования энергораспределения 61
2.1.2. Погрешности параметров схемы замещения электрической сети и уменьшение их влияния на решение задачи энергораспределения 65
2.1.3. Характеристика систем учета электроэнергии 67
2.1.3.1. Общая характеристика неавтоматизированных систем учета электроэнергии 67
2.1.3.2. Расстановка измерительных комплексов учета электроэнергии в электрических сетях 70
2.1.3.3. Общая характеристика АСКУЭ
2.1.3.4. Структура суммарной относительной погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии
2.2. Балансовая модель уравнений состояния задачи энергораспределения 80
2.3. Характеристика линеаризованной системы уравнений состояния задачи энергораспределения и анализ условий ее разрешимости 93
2.4. Расчетный способ оценки дисперсионных составляющих потоков мощности 102
2.5. Формирование модели энергораспределения для произвольного
состава измерений 108
2.6. Выводы 114
ГЛАВА 3. Решение задачи энергораспределения на основе теории оценивания состояния 117
3.1. Математическая постановка задачи энергораспределения как задачи оценивания состояния 117
3.2. Формирование системы линейных уравнений для задачи энергораспределения 119
3.3. Учет технических потерь электроэнергии 131
3.4. Наблюдаемость энергораспределения 136
3.5. Выявление некорректных измерении электроэнергии 147
3.5.1. Априорное обнаружение некорректных измерений электроэнергии на основе контрольных уравнений 149
3.5.2. Использование робастных методов оценивания состояния для учета погрешностей измерительных комплексов электроэнергии 163
3.5.3. Апостериорный анализ «плохих данных» 172
3.6. Обеспечение численной устойчивости решения задачи энергораспределения 173
3.7. Некоторые особенности задачи энергораспределения 181
3.8. Решение задачи энергораспределения в условиях неполной наблюдаемости 186
3.9. Выводы 195
ГЛАВА 4. Расчет технических и коммерческих потерь электроэнергии в задаче энергораспределения 197
4.1. Структура потерь электроэнергии и проблема коммерческих потерь 197
4.2. Особенности расчета технических потерь электроэнергии в задаче энергораспределения, информационная обеспеченность расчетов 201
4.3. Особенности расчета технических потерь электроэнергии для линий электропередачи сверхвысокого напряжения 212
4.4. Учет изменений в топологии сети при расчете потерь электроэнергии в задаче энергораспределения 219
4.5. Локализация коммерческих потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения 223
4.6. Расчет потерь электрической энергии на основе задачи энергораспределения в условиях различной информационной обеспеченности 231
4.7. Распределение ответственности участников энергообмена за потери электроэнергии 238
4.8. Выводы 255
ГЛАВА 5. Повышение достоверности информации от систем учета электроэнергии 257
5.1. Метрологическое обеспечение систем учета электрической энергии 259
5.1.1 Нормирование метрологических характеристик 260
5.1.2 Метрологические испытания 263
5.1.3 Поверка измерительных каналов 264
5.1.4 Поверка измерительных трансформаторов 265
5.1.5.Практическое значение определения метрологических характеристик АСКУЭ 266
5.2. Зарубежный опыт верификации и восстановления данных АСКУЭ... 269
5.3. Оценка достоверности учета электроэнергии на основе балансового метода 274
5.4. Возможности использования модели энергораспределения для достоверизации данных учета ЭЭ 279
5.5. Идентификация систематических ошибок и случайных погрешностей измерения электроэнергии 287
5.6. Результаты имитационного вычислительного эксперимента по выявлению характеристик погрешностей учета электроэнергии 300
5.7. Совместное использование измерительной информации АСКУЭ и АСДУ 312
5.8. Выводы 320
6. Заключение 322
7. Литература
- Об актуальности задачи расчета потоков энергии в электрической сети
- Характеристика информационного обеспечения задачи расчета потоков электроэнергии
- Математическая постановка задачи энергораспределения как задачи оценивания состояния
- Структура потерь электроэнергии и проблема коммерческих потерь
Введение к работе
В. 1. Современное состояние систем учета электроэнергии, моделей и методов анализа энергетических режимов и их показателей
На протяжении многих десятилетий отечественная энергетика развивалась по пути объединения в Единую Энергетическую Систему (ЕЭС), покрывающую зоной своего обслуживания громадную территорию. Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС создавалась на основе иерархических принципов управления [1, 2]. Основной задачей АСДУ является обеспечение бесперебойного снабжения потребителей электрической энергией (ЭЭ) с минимизацией затрат на ее производство и распределение. Управление ЕЭС, объединенными энергетическими системами (ОЭС), территориальными и районными электроэнергетическими системами (ЭЭС) строится на основе расчета и анализа установившихся режимов (УР). Задача расчета УР является базовой для АСДУ электроэнергетических систем. Па ее основе решаются многие более сложные задачи диспетчерского управления и планирования режимов ЭЭС [1-3].
В настоящее время энергетика России вступила в период реформирования. При этом, наряду с обеспечением надежности и качества электроснабжения, необходима поддержка конкурентных отношений в основных видах энергетического бизнеса. Существенно меняются критерии оптимального управления режимами работы ЭЭС, которое должно осуществляться с учетом экономических интересов участников рынка [4-8]. В задачах планирования и оптимизации изменение режимов ЭЭС в суточном разрезе времени учитывается путем рассмотрения серии последовательных прогнозных режимов [1, 2, 9]. Оперативное управление осуществляется на основе систем телеконтроля и телеизмерения параметров УР ЭЭС. К основным измеряемым параметрам режима относятся активные и реактивные мощности, модули напряжений и токов. Существующие системы телеизмерений (ТИ) позволяют контролировать параметры УР с дискретностью в несколько секунд.
Концепция реформирования электроэнергетики [4-6] предполагает, что по мере совершенствования методов коммерческого управления все большее значение будут приобретать энергетические показатели, характеризующие
режимы работы электростанций, сетевых предприятий и потребителей. Основной товарной единицей, за которую будут производиться финансовые расчеты на оптовом и розничном рынках, станет электрическая энергия [4-6, 10]. На оптовом рынке ЭЭ, а вполне возможно и на розничном, максимум мощности исчезнет из числа коммерческих характеристик и перестанет быть величиной, за которую производится оплата. При этом временной интервал, на котором необходимо будет учитывать отпущенную и потребленную электроэнергию, сократится с одного месяца до одного часа, а в дальнейшем может стать еще меньше.
Тарифы и цены на электроэнергию можно будет дифференцировать в суточном разрезе времени [4-6, 10]. В настоящее время дифференциация цен на электроэнергию с часовой дискретностью уже имеет место для части потребителей и на конкурентном секторе оптового рынка ЭЭ, но объем ЭЭ, реализуемой по такой системе, пока невелик. Функции обеспечения коммерческих и конкурентных отношений на оптовом рынке возлагаются на Администратора Торговой Системы (АТС), являющегося, по сути, коммерческим оператором оптового рынка электроэнергии. Деятельность АТС основана на использовании измерительной информации от систем учета ЭЭ.
Измерения ЭЭ являются коммерческими данными, на основе которых осуществляются финансовые взаиморасчеты между участниками рынка. Согласно [6, 10] такая коммерческая информация должна поступать к АТС в рамках иерархической автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). АСКУЭ, охватывающие в настоящее время локальные объекты электрической сети, с течением времени станут иерархическими информационно-измерительными системами и будут контролировать распределение потоков ЭЭ практически во всей сети на интервалах времени в 5-30 минут [10].
Основное назначение АСКУЭ - обеспечение финансовых взаиморасчетов за электроэнергию достоверной и оперативной измерительной информацией [10]. Создание в электроэнергетике относительно новой информационно-измерительной системы АСКУЭ в целях развития коммерческих взаимоотношений участников рынка является необходимым условием реформирования отрасли. Традиционная система учета ЭЭ не позволяет обеспечивать необходимую для целевой модели рынка оперативность и
качество измерительной коммерческой информации. В дальнейшем под термином «традиционная система учета ЭЭ» подразумеваются не только сами устройства измерения (совокупность измерительных комплексов электроэнергии (ИКЭЭ), состоящих из измерительных трансформаторов, линий связи и самих счетчиков электроэнергии), но и существующие правила, способы сбора, обработки и хранения измерительной информации. В отличие от АСКУЭ, снятие показаний с приборов учета ЭЭ в традиционных системах осуществляется с участием персонала энергоснабжающих организаций и потребителей. Традиционные системы учета ЭЭ предназначены для получения измерительной информации о потоках ЭЭ в электрической сети на месячных интервалах времени. Месячный период до сих пор остается основным расчетным отрезком времени, на котором производятся финансовые взаиморасчеты как на розничном, так и на оптовом рынках ЭЭ.
Следует отметить, что в последние годы наблюдается существенный прогресс в части совершенствования технической базы систем учета электроэнергии. Идет процесс замены индукционных счетчиков электроэнергии на электронные и микропроцессорные приборы учета. Современные интеллектуальные счетчики электроэнергии позволяют измерять ЭЭ для минутных интервалов времени и хранить в памяти эту информацию в течение нескольких десятков дней. Использование таких приборов учета ЭЭ создает предпосылки для постепенной трансформации традиционных систем учета ЭЭ в АСКУЭ. Снятие информации о профилях потребления ЭЭ может осуществляться при помощи переносных микропроцессорных средств с участием оперативного персонала. При оснащении таких систем учета каналами передачи информации формируются системы АСКУЭ. В процессе проектирования и внедрения АСКУЭ постепенно ужесточаются требования к надежности и метрологическим характеристикам данных систем. Наличие АСКУЭ, отвечающей регламентируемым требованиям, является одним из главных условий выхода покупателей и продавцов ЭЭ на оптовый рынок электроэнергии. Таким образом, в течение последних лет произошел количественный и качественный рост систем учета ЭЭ, традиционные системы учета ЭЭ постепенно вытесняются АСКУЭ.
Существенно увеличились инвестиции в совершенствование систем учета ЭЭ, их техническое и метрологическое обслуживание. При существенном
увеличении стоимости и сложности систем учета ЭЭ уровень математического моделирования процессов, связанных с измерениями ЭЭ, остается весьма упрощенным. Основным способом анализа и определения достоверности измерений ЭЭ является балансовый метод [И]. Анализ энергетических режимов на объектах энергетики традиционно производится путем составления балансов электроэнергии. С математической точки зрения процедура составления баланса ЭЭ представляет собой суммирование и вычитание измеренных объемов ЭЭ для ИКЭЭ, находящихся на границах рассматриваемого объекта. Поступающий на объект и отпускаемый с объекта объем ЭЭ, а также разность этих двух величин, называемая отчетными (фактическими) потерями электроэнергии, являются главными характеристиками энергетического баланса. Топология электрической сети, параметры схемы замещения, режимные характеристики при составлении энергетического баланса не используются. Таким образом, составление энергетического баланса является весьма упрощенным методом анализа энергетических показателей процесса выработки, передачи, распределения и потребления электрической энергии.
Несмотря на существенный прогресс в части технического состояния систем учета ЭЭ, в последнее десятилетие наблюдается практически повсеместный рост отчетных потерь ЭЭ в абсолютных и относительных единицах [12-14]. Рост потерь ЭЭ связан главным образом с увеличением коммерческих потерь. Коммерческие потери ЭЭ определяются недоучетом полезно-отпускаемой потребителям ЭЭ, хищениями ЭЭ, а также недостатками энергосбытовой деятельности [14-19]. Для предприятий электрических сетей, снабжающих потребителей на низких уровнях номинального напряжения, проблема коммерческих потерь ЭЭ является первоочередной [20-25].
Коммерческие потери ЭЭ связаны также с отрицательными систематическими погрешностями измерительных комплексов электроэнергии [19-32]. Метрологический контроль и надзор за средствами учета электроэнергии, осуществляемый органами Госстандарта России и метрологическими службами электроэнергетической отрасли, в настоящее время является основным способом обеспечения легитимности коммерческой информации. Периодичность метрологического контроля (один раз в несколько лет) не гарантирует исправной и точной работы измерительных систем учета
электроэнергии в течение межповерочного интервала. Контроль метрологических характеристик измерительных трансформаторов для сверхвысоких напряжений вообще весьма проблематичен [14, 33].
Проблема потерь ЭЭ тесно связана с вопросами тарифообразования и выделения в составе отчетных потерь нормативных потерь, которые должны закладываться в тарифы потребителей [16, 34-38]. В связи с этим возникает проблема расчета технических потерь ЭЭ, которые являются главной составляющей нормативных потерь ЭЭ. Проблеме расчета технических потерь ЭЭ посвящено большое число исследований, например [34-36, 39-49]. Однако в настоящее время в области расчета технических потерь ЭЭ возникают новые проблемы, связанные с необходимостью определять ответственность участников энергообмена за данные потери [38, 50, 51, 52]. В условиях вертикально-интегрированных энергоснабжающих компаний, осуществляющих электроснабжение всех потребителей на закрепленной за ними территории, суммарные потери ЭЭ распределялись между потребителями пропорционально объемам их потребления. Для этого достаточно было произвести расчет технических потерь в целом для финансово-самостоятельной энергоснабжающей организации, то есть определить суммарные потери в электрической сети с максимальной точностью, без разделения потерь по отдельным элементам сети. В процессе реформирования электроэнергетики возникает необходимость в разграничении ответственности за потери ЭЭ между потребителями, электросетевыми предприятиями и энергосбытовыми организациями. Это требует разработки методов расчета потерь электроэнергии, которые могут дать оценки потерь ЭЭ для каждого отдельного элемента сети.
Главной проблемой при этом является топологическое многообразие режимов работы сложнозамкнутых электрических сетей. Наименьшую методическую погрешность имеют методы оперативного расчета потерь, использующие телеметрическую информацию. Задача расчета установившегося режима ЭЭС на основе данных телеизмерений и телесигнализации имеет название «оценивание состояния» (ОС) [53-59]. Решение задачи ОС в режиме on-line, то есть с периодичностью в несколько минут, позволяет учесть схемно-режимное многообразие ЭЭС при расчете потерь. Сложность задачи ОС и низкая обеспеченность отечественных энергосистем средствами ТИ пока не
позволяют. внедрить программы ОС на уровне большинства сетевых предприятий.
Перечисленные проблемы, а также интенсивное развитие АСКУЭ требуют разработки более адекватной модели анализа энергетических режимов на временных интервалах от нескольких минут до нескольких месяцев.
В.2. Методические вопросы разработки адекватной модели для описания режимов распределения потоков и потерь электроэнергии на элементах электрической сети
При моделировании энергетических режимов необходимо знать распределение потоков ЭЭ, технических и коммерческих потерь ЭЭ для каждого элемента сети. Модель для анализа энергетических режимов должна учитывать схему электрической сети. Расчетные оценки потоков ЭЭ на каждом элементе и фрагменте сети должны удовлетворять условиям баланса ЭЭ. При таком подходе возникает необходимость поэлементного расчета технических потерь с использованием параметров схемы замещения. Для элементов сети, на которых отсутствуют средства учета, необходимо производить дорасчет неизмеренных потоков ЭЭ.
Расчет потоков и потерь ЭЭ на всех элементах электрической сети с использованием измерительной информации был определен нами как задача ЭНЕРГОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ (ЭР).
Использование задачи энергораспределения может быть эффективным при решении следующих актуальных в настоящее время вопросов: оценка достоверности и точности измерительной информации систем учета электроэнергии, расчет технических и коммерческих потерь электроэнергии, устранение небалансов электроэнергии и стоимостных небалансов, урегулирование разногласий между участниками энергообмена в рамках новых моделей функционирования электроэнергетики.
Основная цель данной работы заключается в разработке моделей и методов анализа режимов работы электрических сетей, которые позволяют от анализа следующих друг за другом в разрезе времени мгновенных установившихся режимов перейти к анализу энергетических характеристик
этих режимов в целом для всего анализируемого отрезка времени. При этом, помимо измерительной информации о мгновенных параметрах режима (напряжения, токи, мощности), появляется возможность использования интегрированной измерительной информации от счетчиков ЭЭ. Такой подход позволяет решить две важные проблемы. Во-первых, происходит существенное снижение трудозатрат при расчете потерь ЭЭ на длительных интервалах времени, когда вместо множества последовательных расчетов УР выполняется только один расчет ЭР. Во-вторых, появляется возможность оценить достоверность измерительной информации систем учета ЭЭ. Данная задача должна решаться на основе измерений ЭЭ. Измерения мгновенных параметров режима (телеизмерения) имеют меньшее значение, и они используются для уточнения технических потерь ЭЭ. Кроме того, интегрированные для анализируемого отрезка времени телеизмерения мощностей могут использоваться в качестве дублирующих измерений ЭЭ.
Как известно, задача расчета параметров режима с учетом топологии электрической сети решается в пространстве мощностей и носит название «расчет установившегося режима» или «расчет потокораспределения». Данная задача имеет высокой уровень научной проработки, используется как базовая для решения других, более сложных проблем планирования, оптимизации и противоаварийного управления [64-71].
Первоначальные попытки моделирования режимов энергораспределения были связаны с использованием уравнений установившегося режима [72]. Представлялось, что если разделить измеренные объемы ЭЭ на период измерения Т, то из координат «потоки ЭЭ» можно перейти в привычные координаты «потоки мощности», а далее использовать все модели и методы расчета УР.
Однако было установлено, что усреднение режимов на интервале времени приводит к появлению неустранимых небалансов в уравнениях установившегося режима. Были исследованы возможности применения основных законов электротехники для моделирования процесса ЭР [61]. Основная проблема моделирования режимов ЭР связана с тем, что за расчетный отрезок времени могут происходить многочисленные топологические изменения в схеме сети, связанные с аварийными и ремонтными отключениями элементов сети. Наибольшую актуальность задача ЭР пока имеет на месячном интервале времени, но с постепенным расширением
дифференцированной по зонам суток системы оплаты за электроэнергию, интерес будет представлять ЭР на (полу)часовых отрезках времени.
С учетом топологического многообразия режимов работы сети, в основе уравнений .состояния, описывающих процесс ЭР, должны лежать уравнения балансов ЭЭ в узлах и ветвях электрической сети. Данные уравнения остаются тождествами при любых схемных и режимных изменениях в течение анализируемого отрезка времени [61, 62].
В сложившихся условиях оснащенности энергосистем измерительными комплексами ЭЭ расчет ЭР обеспечен измерительной информацией в сетях высоких уровней номинального напряжения. Расчетная схема должна включать все высоковольтные элементы сети и может заканчиваться шинами 6-35 кВ понизительных подстанций. При этом обычно имеется избыток измерительной информации в отношении потоков активной ЭЭ, и возникает проблема согласования расчетных оценок. В этих условиях задачу расчета ЭР по своей постановке удается приблизить к задаче ОС. Решение задачи ЭР в настоящей работе предлагается производить на основе подходов теории ОС, что не накладывает жестких ограничений на размещение в сети измерительных комплексов ЭЭ.
Методы ОС, применительно к расчету установившихся режимов по данным измерений, имеют высокую степень научной и практической проработки, благодаря, в первую очередь, работам Института Систем Энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (ИСЭМ) [53-56]. Проблемы ОС связаны с анализом наблюдаемости, который является неотъемлемой частью задачи оценивания [55]. Одной из наиболее сложных проблем задачи ОС является проблема обнаружения ошибочных измерений и подавления их влияния на результаты расчетов [56]. Алгоритмы ОС должны осуществлять учет ограничений в форме равенств и неравенств, что вносит дополнительную сложность в постановку задачи.
Аналогичные проблемы возникают и при оценивании ЭР. Методические и алгоритмические подходы, разработанные для решения задачи ОС, были применены к разрабатываемым в настоящей работе методам решения задачи ЭР. С учетом того, что уравнения состояния задачи ЭР существенно отличаются от уравнений УР ЭЭС, при решении указанных проблем применительно к задаче ЭР возникли существенные отличия от классической задачи ОС, которые в первую очередь касаются условий наблюдаемости [73].
В.3. Общая характеристика работы
Актуальность проблемы. По мере совершенствования модели функционирования электроэнергетики требования к оперативности, точности и достоверности информации об объемах энергообмена в ЭЭС становятся все более строгими. Несоответствие между современными требованиями к системам учета ЭЭ и их фактическим состоянием является, пожалуй, одной из основных причин, сдерживающих темпы внедрения новой конкурентной модели функционирования энергетики.
В процессе измерения электроэнергии возникают погрешности, которые носят как случайный, так и систематический характер. Метрологические характеристики измерительных комплексов ЭЭ таковы, что при отклонениях их режимов работы от нормативных (номинальных), в большинстве случаев, происходит недоучет ЭЭ. Кроме того, традиционные системы учета ЭЭ достаточно слабо защищены от предумышленных искажений коммерческой информации, используемой для финансовых взаиморасчетов. Средства учета очень часто принадлежат покупателям ЭЭ, и ежегодно наблюдается увеличение разницы между измеряемыми объемами генерируемой и потребляемой ЭЭ [12, 13]. Ранее отмечалось, что причина роста потерь ЭЭ связана с ростом коммерческих потерь ЭЭ. Увеличение коммерческих потерь ЭЭ подрывает экономику электроснабжающих организаций и приводит к постоянному недофинансированию предприятий энергетики. В условиях вертикально-интегрированных энергоснабжающих организаций, осуществляющих полный цикл производства, транспорта, распределения и реализации ЭЭ, рост фактических потерь ЭЭ покрывался некоторым завышением тарифов. Реформа энергетики предполагает разделение генерации, транспорта и сбыта ЭЭ. Проекты реформирования розничного рынка ЭЭ предполагают, что при выделении транспорта ЭЭ в отдельный вид бизнеса, финансово-самостоятельные предприятия электрических сетей будут оплачивать энергосбытовым организациям весь объем фактических потерь ЭЭ. Это существенно обострит проблему коммерческих потерь ЭЭ для электросетевых предприятий, осуществляющих транспорт ЭЭ на уровне 0,4 кВ, и может привести к их банкротству.
Несовершенство систем учета ЭЭ, приводящее к сверхнормативным потерям ЭЭ, невыгодно и для добросовестных потребителей, так как тарифы
завышаются, и им приходится покрывать часть потребления недобросовестных потребителей.
Использование сбалансированной модели ЭР позволяет решить первую важную проблему - математическим способом оценить достоверность измерительной информации от систем учета ЭЭ. Использование методических подходов ОС по отношению к измерительной информации от систем учета ЭЭ позволяет произвести:
— анализ наблюдаемости режимов энергораспределения на основе имеющегося состава измерительных комплексов ЭЭ;
— дорасчет неизмеренных потоков ЭЭ в условиях полной или частичной наблюдаемости;
— выявление ошибочных измерений ЭЭ и подавление их влияния на результаты расчета;
— фильтрацию случайных погрешностей измерений, т.е. получение расчетных оценок для измеряемых переменных, которые имеют минимальное отклонение от измеренных значений, но удовлетворяют всем балансовым условиям;
— идентификацию систематических и случайных погрешностей измерительных комплексов на основе статистической обработки измерений, относящихся к различным отрезкам времени.
— определение численных характеристик избыточности, точности и достоверности измерительной информации от систем учета ЭЭ. Измерительная информация от систем учета ЭЭ поступает в центры ее
сбора и обработки с определенной периодичностью. Это позволяет осуществлять ее математическую проверку и оценивать правильность работы системы учета ЭЭ каждый раз при получении новой порции измерительной информации, то есть с периодичностью, соответствующей отрезку времени между соседними моментами сбора измерений ЭЭ.
Вторая важная цель работы связана со снижением методических и информационных погрешностей расчета потерь ЭЭ в высоковольтных сложнозамкнутых электрических сетях [74]. В рамках задачи ЭР расчет потерь ЭЭ выполняется с учетом возможных схемных изменений сети за анализируемый отрезок времени. Возможность расчета потоков ЭЭ в сети в условиях топологических измерений обеспечивается за счет того, что моделі, ЭР в части, касающейся распределения потоков ЭЭ на графе сети, не
использует параметры схемы замещения [75]. При этом условия наблюдаемости задачи ЭР существенно отличаются от традиционных для классической задачи ОС условий наблюдаемости.
Расчет потерь ЭЭ с учетом изменений в топологии сети повышает точность расчета потерь для каждого отдельного элемента сети. Это позволяет согласовать расчетные оценки потоков ЭЭ в схемах большой размерности. Возможность поэлементного расчета потерь определяется тем, что для расчета нагрузочных потерь ЭЭ на каждом элементе требуются два типа основных режимных характеристик: средние за расчетный отрезок времени значения активных и реактивных мощностей, а также дисперсии данных мощностей, определяющие неравномерность загрузки каждой связи. Определение усредненных по времени мощностей целесообразно осуществлять на основе данных от систем учета ЭЭ. Для определения дисперсий перетоков мощности требуется измерительная информация от систем телеизмерений или измерения ЭЭ на коротких интервалах времени. Совместное использование измерительной информации от систем учета ЭЭ и систем телеизмерений создает дополнительную избыточность, за счет которой возможно снижение информационных погрешностей расчета потерь ЭЭ. Важно, что расчет потерь для длительных интервалов времени (месяц, год) может осуществляться за счет однократного решения задачи ЭР без циклического решения задачи ОС по данным ТИ. Использование в качестве основной измерительной информации данных учета ЭЭ позволяет сопоставить отчетные потери ЭЭ с техническими потерями. Таким образом, расчет технических потерь в рамках модели ЭР совмещен с расчетом балансов ЭЭ. Это обеспечивает возможность анализа балансов и потерь ЭЭ на отдельных участках сети в соответствии с административно-территориальным делением объектов электроэнергетики. Последнее обеспечивает возможность распределения разницы между отчетными и техническими потерями, то есть коммерческих потерь ЭЭ, между отдельными ИКЭЭ. Локализация коммерческих потерь возможна при наличии информационной избыточности систем учета ЭЭ. Возможность такой локализации в электрических сетях с большим числом измерительных комплексов существенно повышает эффективность борьбы с коммерческими потерями ЭЭ [19].
К сожалению, есть одно весьма существенное обстоятельство, ограничивающее область практического использования результатов расчета ЭР.
Оно связано с тем, что при проведении финансовых взаиморасчетов за электроэнергию можно использовать только непосредственные показания измерительных комплексов ЭЭ. Правила устройства электроустановок и существующие инструкции по учету ЭЭ запрещают коррекцию (внесение поправок) показаний электросчетчиков даже при наличии в измерениях ЭЭ небалансов, превышающих допустимые уровни [11, 77-79]. Согласно теории ОС, чем выше уровень информационной избыточности измерений, тем выше точность расчетных оценок по сравнению с точностью измерений. Осуществление финансовых взаиморасчетов между участниками энергообмена на основе расчетной информации, которая при наличии избыточности является более точной и достоверной по сравнению с измерительной информацией, а, кроме того, является абсолютно сбалансированной, позволило бы сделать отношения между покупателями и продавцами ЭЭ более справедливыми. Именно такой подход к осуществлению финансовых взаиморасчетов прописан в правилах- оптового рынка ЭЭ [6]. Очевидно, что возможность расчетных способов ликвидации небалансов ЭЭ и коррекции коммерческих измерений входит в противоречие с действующими правилами учета ЭЭ [11, 77-79]. Данное противоречие должно быть устранено в ближайшее время.
Дополнительным аргументом для использования расчетных значений ЭЭ при проведении финансовых взаиморасчетов на оптовом рынке ЭЭ является допустимость применения в качестве коммерческих показателей ТИ активной мощности. В связи с отсутствием АСКУЭ во многих точках коммерческого энергообмена в переходный период реформирования энергетики разрешено использование существующих ТИ для получения замещающей информации. Известно, что точность и достоверность данных ТИ существенно ниже, чем у систем учета ЭЭ. Изначально не предполагалось, что системы телеизмерений будут использоваться в качестве коммерческих информационно-измерительных систем. Аккредитация данных систем в качестве коммерческих также невозможна. Возможные споры между участниками энергообмена, в связи с существенными различиями в показаниях данных систем, легитимными способами разрешены быть не могут. Использование интегрированных ТИ, в качестве дублирующих или замещающих измерений ЭЭ, не вызывает проблем в рамках решения задачи ЭР. Методология ОС позволяет учесть более высокую погрешность ТИ по сравнению с измерениями ЭЭ для определения наиболее вероятных оценок
потоков ЭЭ. Представляется, что требования закона о единстве измерений не были бы нарушены в случае коррекции интегрированных по времени телеизмерений при помощи алгоритма ЭР. Последнее обстоятельство приобретает существенное значение в связи с тем, что границы коммерческого энергообмена между оптовым и розничным рынком ЭЭ перемещаются на уровень 110 кВ. Ранее созданные в АО-Энерго АСКУЭ сальдо-перетоков оказались практически ненужными. Новые границы энергообмена пока еще не оснащены средствами автоматизированного учета ЭЭ, поэтому следует ожидать, что еще в течение достаточно длительного отрезка времени финансовые взаиморасчеты на оптовом рынке ЭЭ будут осуществляться с использованием ТИ.
Кроме того, использование сбалансированной модели распределения потоков ЭЭ актуально для получения сбалансированной до нуля финансовой модели энергообмена [50, 51]. Известно, что стоимостный небаланс оптового рынка электроэнергии является одной из серьезных проблем. Дефицит финансовых средств на оптовом рынке ЭЭ в 2003 г. находился в пределах 8+11 млрд. руб.
Проекты реформирования розничного рынка ЭЭ ставят задачу определения ответственности потребителей и электросетевых предприятий за создаваемые в сети потери ЭЭ. В условиях, когда транспорт ЭЭ осуществляется через сети разных собственников, задача существенно усложняется. Большие перспективы в этой части открывает сочетание задачи ЭР с алгоритмом адресности поставок ЭЭ [50, 51]. Сочетание данных задач способно обеспечить получение алгоритма определения ответственности потребителей и электросетевых предприятий за технические и коммерческие потери ЭЭ без возникновения небаланса ЭЭ [80].
Автор отдает себе отчет в том, что возможность использования в финансовой сфере расчетных значений ЭЭ, полученных на основе сбалансированной модели ЭР, нуждается в более тщательных исследованиях и пока является только перспективной задачей.
Таким образом, основными целями работы являются:
1) разработка методических подходов к моделированию реэ/симов распределения потоков и потерь электрической энергии на элементах сети с использованием измерительной информации от систем учета ЭЭ и телеизмерений;
2) разработка методов повышения достоверности измерительной информации систем учета ЭЭ и точности расчета технических и коммерческих потерь ЭЭ;
3) реализация разработанных методических подходов в виде методик, алгоритмов и программ для решения задачи энергораспределе?шя в реальных условиях функционирования ЭЭС.
Для этого поставлены и решены следующие основные задачи, определяющие научную новизну работы:
1) сформулирована значимость анализа электроэнергетических режимов с использованием данных о топологии и характеристиках электрической сети. Показано, что традиционные уравнения установившихся режимов не позволяют адекватно описывать процесс энергораспределения, особенно в условиях схемного многообразия работы сети;
2) предложена модель уравнений состояния задачи энергораспределения, основу которой образуют уравнения балансов ЭЭ в узлах и ветвях электрической сети. Данные уравнения сохраняют адекватность при любых изменениях в топологии сети. Предложена методика линеаризации системы уравнений состояния, и определены условия ее разрешимости;
3) сформулирован подход к задаче энергораспределения с позиций статического оценивания состояния, показаны особенности формирования целевой функции и учета ограничений типа равенств;
4) исследованы условия наблюдаемости задачи ЭР и показано, что требования к составу измерений расширены по сравнению с классической задачей ОС;
5) предложен двухэтапный алгоритм решения задачи ЭР, в котором расчет потоков ЭЭ на элементах сети осуществляется на основе уравнений балансов ЭЭ в узлах и ветвях электрической сети, а расчет нагрузочных потерь ЭЭ на каждом элементе сети производится с использованием средних значений и дисперсий перетоков мощности;
6) алгоритмы ОС, использующие метод контрольных уравнений, адаптированы к области детекции, идентификации и подавления грубых ошибок в измерениях электроэнергии;
7) предложены методики преодоления проблемы плохой обусловленности задачи ЭР, вызванной большой разномасштабностыо потоков ЭЭ на элементах электрической сети;
8) предложены способы снижения методических и информационных погрешностей при расчете технических потерь ЭЭ на элементах электрической сети, имеющей сложнозамкнутую конфигурацию. Это позволяет осуществлять расчет и локализацию технических и коммерческих потерь на участках сети в условиях схемно-режимного многообразия;
9) разработаны математические методы оценки достоверности данных учета электроэнергии на основе модели энергораспределения. Методики идентификации систематических и случайных погрешностей для телеизмерений адаптированы по отношению к системам учета ЭЭ;
10) показана необходимость создания информационно избыточных систем учета ЭЭ, а также интеграции информационно-измерительных систем АСКУЭ и АСДУ.
Практическая ценность. Теоретические исследования по разработке моделей и методов анализа режимов ЭР на основе методических подходов ОС позволяют решать актуальные для эксплуатации электроэнергетических систем проблемы: выявлять измерительные комплексы ЭЭ с повышенными погрешностями измерения ЭЭ и осуществлять локализацию коммерческих потерь. Проведенные исследования реализованы в виде программного комплекса «Баланс» [81-83], предназначенного для:
• проведения расчетов ЭР на основе измерительной информации от систем учета ЭЭ и систем телеизмерений с использованием параметров схемы замещения электрической сети;
• расчета технических и коммерческих потерь ЭЭ в сетях произвольной конфигурации и совмещения данных расчетов с расчетом фактических и допустимых небалансов ЭЭ на произвольных элементах и фрагментах сети;
• оценки погрешностей измерительных комплексов ЭЭ и накопления статистики для выявления систематических и случайных погрешностей измерений электроэнергии.
Разработанные методы и алгоритмы проверены при проведении расчетов для большого числа схем различных ЭЭС и тестовых схем в имитационных вычислительных экспериментах.
Программный комплекс «Баланс» использовался для расчета потерь и балансов ЭЭ на месячных и годовых интервалах времени при проведении первичных энергетических обследований девяти предприятий электрических сетей АО «Тюменьэнерго»[84-88]. Имеется опыт использования программного комплекса «Баланс» для достоверизации измерений АСКУЭ на получасовых интервалах времени для системообразующей сети 500 кВ АО «Свердловэнерго» [89].
Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные разделы докладывались на юбилейных конференциях «Современные проблемы энергетики, электомеханики и электротехнологий», Екатеринбург, УГТУ-УПИ, 1990 и 1995; Международной научно-технической конференции «Современные технологии- экономичного и безопасного использования электрической энергии», Днепропетровск, НГАУ, 1997; Научно-техничесской конференции «Состояние и перспективы развития энергоэффективного использования энергии в Пермской области», Пермь, ПГТУ, 1997; Международном семинаре «Проблемы энергосбережения и рационального использования энергоресурсов в Сибирском регионе», Новосибирск, 1997; В Материалах Всероссийского научно-технического семинара «Энергетика: Экология Надежность, Безопасность», Томск, ТГТУ 1998; На Выставке-семинаре «Энерго-сбережение-99», Екатеринбург, 1999; Международной электронной научно-технической конференции "Перспективные технологии автоматизации", Вологда, . 1999; Международной конференции «Урало-Фламандское сотрудничество в сфере повышения академического уровня высших учебных заведений», 1999; Семинарах-выставках «Энергосбережение: Городское хозяйство», Екатеринбург, 2000 и 2001; Международных научно-технических семинарах «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях», ВНИИЭ, Москва, 2000 и 2002; Всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность», Екатеринбург, УГТУ-УПИ, 2001; Научно-практических конференциях «Проблемы и достижения в промышленной энергетике», Екатеринбург, 2002 и 2003; Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы современной энергетики», Екатеринбург, 2002;
Международной конференции IEEE «Conference on Control Application», Стамбул, 2003; Научно-практических конференциях «Энергосберегающие техника и технологии», Екатеринбург, 2003, 2004, 2005; Международной научно-технической конференции «Электроэнергия и будущее цивилизации», Томск, ТПУ, 2004; Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт», Тобольск, 2004; Всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, конкуренция», Екатеринбург, УГТУ-УПИ, 2004.
Публикации. Непосредственно по материалам диссертации опубликовано 59 работ, в том числе 42 статьи в реферируемых российских журналах, в вестниках ВУЗов, сборниках международных и всероссийских конференций.
Автор защищает:
• возможность и целесообразность расчета и анализа потоков и потерь электрической энергии на элементах электрической сети на основе измерительной информации от систем учета ЭЭ и от систем телеизмерений;
• методики оценивания состояния применительно к решению задачи энергораспределения;
• реализацию разработанных методик в виде программного комплекса «Баланс», предназначенного для решения задачи ЭР в реальных условиях функционирования электроэнергетических систем.
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав и одного приложения. Объем работы составляет 325 страниц основного текста, 51 рисунок, 13 таблиц, включает список литературы из 208 наименований.
Во введении дается краткая характеристика современных систем учета электрической энергии и отмечается, что в отношении учета ЭЭ имеются следующие, актуальные проблемы: высокий уровень коммерческих потерь; сложность определения степени достоверности коммерческой измерительной информации; сложность поэлементного расчета технических и коммерческих потерь в сложнозамкнутых сетях. Приводится основная идея и цель работы -моделирование энергетических режимов с учетом схемы электрической сети. Отмечаются возможные пути решения отмеченных выше проблем на основе модели энергораспределения. Выполняется краткий анализ методических проблем, требующих решения при формировании модели ЭР. Отмечается
общность рассматриваемой задачи с известной задачей ОС. Для решения задачи ЭР предлагается использовать методические подходы ОС.
В первой главе рассматриваются основные проблемы моделирования ЭР. Производится анализ первого и второго законов Кирхгофа, законов Ома и Джоуля-Ленца с точки зрения адекватности их применения для описания усредненных по времени электрических режимов. Показано, что использование уравнений установившегося электрического режима для моделирования режимов ЭР приводит к возникновению неустранимых небалансов. Наибольшие проблемы моделирования связаны с изменениями топологии электрической сети в течение анализируемого отрезка времени. С учетом последнего обстоятельства в основе уравнений состояния задачи ЭР должны лежать уравнения балансов ЭЭ в ветвях и узлах электрической сети, которые сохраняют адекватность при любых схемно-режимных изменениях.
Во второй главе дана характеристика погрешностей основных параметров задачи ЭР. В связи с нелинейностью уравнений состояния рассмотрены способы линеаризации задачи на базе метода Ньютона. Определены условия разрешимости линеаризованной системы уравнений, определяющей распределение потоков ЭЭ в схеме сети. Расчет технических потерь ЭЭ на элементах сети предлагается производить на основе совместного использования измерительной информации от систем учета ЭЭ и систем ТИ. Показана близость задачи ОС к разрабатываемой в работе задаче ЭР, для решения которой предложено использовать методические подходы теории ОС.
В третьей главе сформулированы особенности решения задачи ЭР с позиций ОС. Предложен способ формирования переопределенной системы уравнений для измерений ЭЭ и определены условия наблюдаемости задачи ЭР, которые существенно отличают ее от задачи ОС. В качестве вектора состояния предложено использовать потоки ЭЭ в ветвях схемы, что существенно облегчает учет ограничений типа равенств. Методы детекции, идентификации и подавления грубых ошибок в ТИ адаптированы к системам учета ЭЭ. Выявлены причины плохой обусловленности решаемых систем уравнений и предложены меры преодоления данной проблемы. Указаны отличительные особенности задачи ЭР от расчета УР и ОС. Предложены методы решения задачи ЭР в условиях неполной наблюдаемости. Рассмотрены алгоритмические особенности решения задачи ЭР в условиях функционирования объектов
энергетики, которые были использованы при разработке программного комплекса «Баланс».
В четвертой главе рассмотрены вопросы расчета технических и коммерческих потерь ЭЭ в рамках задачи ЭР. Показано, что в представленной форме задача ЭР позволяет снизить методические и информационные погрешности расчета технических потерь в сетях за счет использования избыточности информации. В условиях избыточности измерений ЭЭ методика ЭР позволяет произвести локализацию коммерческих потерь ЭЭ. Показаны особенности использования методики ЭР для расчета технических потерь в сетях разных уровней номинального напряжения и в условиях низкой информационной обеспеченности. Отмечена перспективность совместного использования задачи ЭР и алгоритма адресности поставок для распределения ответственности за потери ЭЭ между участниками энергообмена.
В пятой главе дана характеристика основных способов контроля достоверности измерений ЭЭ. Отмечаются проблемы метрологических методов контроля достоверности измерительной информации систем учета ЭЭ. Описан зарубежный опыт достоверизации измерительной информации АСКУЭ. Дан анализ методики контроля достоверности измерений ЭЭ на основе сравнения фактических и допустимых небалансов. Отмечается, что методика ЭР, относящаяся к математическим способам, в полной мере удовлетворяет требованиям к алгоритмам верификации измерительной информации. Приводится адаптированная к системам учета методика идентификации систематических ошибок измерений ЭЭ и определения дисперсий для случайных составляющих погрешности. Приведены результаты сравнения измерений ЭЭ, получаемых от АСКУЭ и путем интегрирования ТИ.
В заключении приведены основные результаты, полученные в работе, и сформулированы направления дальнейших исследований.
Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные электрические системы» ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет-УПИ», г. Екатеринбург.
Автор выражает глубокую благодарность научному консультанту, заведующему кафедрой Автоматизированных электрических систем УГТУ-УПИ д.т.н., профессору П.И. Бартоломею.
Автор благодарит всех сотрудников кафедры АЭС за поддержку в работе, а также разработчиков программного комплекса «Баланс» - Е.В. Машалова и А.А. Тараненко, которые оказывали помощь в работе и доведении теоретических результатов до промышленного внедрения.
Автор признателен сотрудникам «Инжиниринговой компании «Кварц»» В.А. Зайцеву и П.А. Кузякину, а также работнику РДУ «Тюмепьэнерго» В.Н. Кузнецову за помощь и поддержку при внедрении результатов исследований.
Много труда в оформление работы вложила Е.В. Осипова, которой автор также выражает самую искреннюю благодарность.
Об актуальности задачи расчета потоков энергии в электрической сети
Переход на новые принципы взаимоотношений между участниками рынка ЭЭ и создание в электроэнергетике информационно-измерительных систем АСКУЭ требуют разработки современного информационно-программного обеспечения для повышения эффективности систем учета ЭЭ и систем коммерческой диспетчеризации [10].
По аналогии с оперативно-информационными комплексами (ОИК), используемыми в АСДУ энергосистем, математическое обеспечение центров сбора и обработки информации (ЦСОИ) АСКУЭ на первом этапе должно решать задачи сбора, архивирования и агрегирования измерений ЭЭ. Во многих энергосистемах и на крупных промышленных предприятиях такие системы существуют уже несколько лет. Часть систем АСКУЭ пока не используется в полной мере, так как объем электроэнергии, реализуемой на основе дифференцированной по времени суток системы тарифов, является пока очень малым, но движение в направлении перехода на такую систему взаимных расчетов идет очень интенсивно. По мере совершенствования рыночных отношений и развития АСКУЭ необходимо будет расширять и математическое обеспечение ЦСОИ за счет технологических задач. К числу таких актуальных и перспективных технологических задач, которые следует решать на информационной базе АСКУЭ, можно отнести [62]:
1. Оперативный расчет фактических и допустимых небалансов электрической энергии [11] для различных фрагментов электрической сети в соответствии со структурным делением ЭЭС. В традиционных системах учета электроэнергии период измерения ЭЭ составляет один месяц. Уменьшение периода измерения и контроля небалансов ЭЭ в АСКУЭ до часовых и минутных интервалов позволит повысить оперативность выявления неисправностей в системах учета ЭЭ, а следовательно, снизить финансовые риски участников рынка от использования недостоверной информации [33].
2. Оперативный расчет технических и коммерческих потерь электрической энергии, выявление участков сети с повышенными потерями на основе данных учета ЭЭ. Последние десять лет наблюдается устойчивая тенденция роста отчетных потерь ЭЭ [12-15, 35]. Данная тенденция объясняется главным образом увеличением коммерческих потерь ЭЭ [15-19, 90-95] и представляет серьезную опасность для всей энергетической отрасли. Перспективным решением является совмещение расчета технических потерь ЭЭ с расчетом балансов ЭЭ на основе совместного использования информации от систем учета ЭЭ и телеизмерений. Вопросам расчета и локализации технических [74, 75] и коммерческих [19, 83, 93-96] потерь электроэнергии посвящена четвертая глава данной работы.
3. Оценка метрологических характеристик систем учета ЭЭ, включая измерительные комплексы и каналы передачи информации. Погрешность измерения ЭЭ имеет случайную и систематическую составляющие. Во второй главе будут описаны трудности метрологических способов определения характеристик погрешности при измерении ЭЭ в сетях высоких и сверхвысоких напряжений. Вопросы идентификации метрологических характеристик измерительных каналов ЭЭ на основе статистической обработки результатов измерений рассматриваются в пятой главе [96].
4. Оперативная оценка достоверности измерений ЭЭ и выявление измерительных комплексов учета электроэнергии, дающих заведомо ложные показания или имеющих большие погрешности [33, 97, 98]. Согласно [6, 76], финансовые взаиморасчеты должны осуществляться на основе верифицированной коммерческой информации. Математические способы обнаружения грубых ошибок в измерениях ЭЭ обсуждаются в разделах 3.5 и 5.3.
5. Оперативный расчет финансовых потоков оптового рынка электроэнергии. Данная задача относится к финансово-расчетной части АСКУЭ и в рамках данной работы не рассматривается. Одним из главных требований финансовой модели оптового рынка является равенство финансовых средств, поступающих от потребителей электроэнергии, средствам, которые должны получать производители, то есть минимальный стоимостный небаланс [99, 100]. При наличии погрешностей в измерениях ЭЭ возникают небалансы ЭЭ, приводящие к возникновению стоимостного небаланса. Использование математической модели, в которой отсутствуют небалансы ЭЭ, может обеспечить ликвидацию стоимостного небаланса [50, 51,80, 100].
Решение указанных задач возможно при наличии математической модели, достаточно адекватно описывающей процесс распределения потоков энергии в электрической сети. Следует отметить, что системы учета ЭЭ существуют уже много десятков лет и решают свою основную задачу - обеспечивают информацию для финансовых взаиморасчетов за электроэнергию. Уже отмечалось, что уровень математической обработки измерительной информации от этих систем, для анализа технологических процессов транспорта и распределения ЭЭ в сетях, весьма низок. Основной подход к обработке измерительной информации от систем учета ЭЭ сводится к составлению балансов активной электроэнергии для различных энергетических объектов. Цель настоящей главы заключается в описании основных свойств, которые должны быть учтены в математической модели, позволяющей более детально и адекватно описывать процесс транспорта и распределения электрической энергии. Длина отрезка времени, на котором должна решаться такая задача, может варьироваться от нескольких минут до нескольких месяцев. Главное, чтобы данная модель позволяла облегчить решение перечисленных выше задач. В связи с тем, что режим работы электрической сети за конечный интервал времени и энергетические характеристики такого режима складываются из множества отдельных (мгновенных) электрических режимов, возникает необходимость в использовании законов электротехники. При этом следует определить возможность использования традиционной математической модели УР для адекватного моделирования процесса распределения потоков и потерь ЭЭ на элементах электрической сети за интервалы времени, в течение которых происходят значимые изменения режима или изменения в топологии электрической сети [61, 72, 101].
Характеристика информационного обеспечения задачи расчета потоков электроэнергии
Первая группа данных относится к параметрам схемы замещения электрической сети. Эти данные при расчете УР принято относить к условно постоянной информации. Параметры схемы замещения, то есть сопротивления и проводимости элементов сети, принято представлять в детерминированном виде. Вместе с тем, хорошо известно, что параметры схемы замещения имеют погрешности. В разделе 2.1.2 будут определены диапазоны возможных погрешностей различных параметров схемы замещения. Далее будет более подробно определена роль параметров схемы замещения в решении задачи ЭР. Предварительно следует отметить, что данная группа параметров обладает весьма большим уровнем неопределенности. Погрешности в параметрах схемы замещения, безусловно, влияют на точность моделирования задачи ЭР. Эти погрешности принято относить к информационной погрешности моделирования.
Вторую группу параметров при решении задачи ЭР образуют измерения ЭЭ. Измерительная информация всегда обладает погрешностью. Для систем учета электроэнергии такая погрешность весьма велика. Погрешность измерения ЭЭ в нормальных условиях эксплуатации средств учета должна находиться в пределах 1+3 %. В неблагоприятных режимах, связанных главным образом с пониженной загрузкой оборудования, относительная погрешность существующих средств учета ЭЭ может достигать 4+13 % [92]. В разделе 2.1.3 дается общая характеристика систем учета ЭЭ, и определяются составляющие погрешности измерения электроэнергии. Остальные главы, так или иначе, связаны с вопросами определения и снижения погрешностей измерения ЭЭ.
Третью группу параметров, требуемых для решения задачи ЭР, образуют статистические данные. Этими данными являются дисперсии потоков мощности и средние модули узловых напряжений. Дисперсии характеризуют отклонения потоков мощности от средних значений в течение расчетного интервала времени. Совместно с математическими ожиданиями дисперсии заменяют графики изменения во времени потоков активной и реактивной мощности. Основным способом получения дисперсий является обработка архивов телеизмерений. Данная группа параметров также обладает значительной погрешностью [56]. До 10+20 % всех ТИ могут содержать грубые ошибки. Кроме того, не все требуемые параметры режима являются измеряемыми, поэтому необходимо применять процедуры восполнения этих данных, используя априорную информацию, или получать неизвестные параметры расчетным способом.
Таким образом, при решении задачи ЭР приходится использовать информацию, обладающую существенной погрешностью. Влияние этой погрешности неизбежно приведет к появлению погрешности в расчетных оценках задачи ЭР. В первой главе указывалось, что основными искомыми переменными задачи ЭР являются расчетные потоки и потери ЭЭ для всех элементов электрической сети. Влияние погрешностей исходных данных на результаты расчетов принято определять как информационную погрешность. С учетом того, что от погрешностей в исходных данных избавиться невозможно, следует отдавать отчет в том, что абсолютно точного решения задачи ЭР найти невозможно. Однако погрешность получаемого решения, связанную с погрешностью исходной информации, следует минимизировать.
Другая составляющая погрешности расчетных оценок определяется уже не погрешностью исходных данных, а погрешностью самой математической модели. Очень часто из-за невозможности учета ряда факторов в связи с отсутствием исходной информации приходится производить упрощение самой модели процесса. Используемые допущения могут приводить к появлению дополнительной погрешности моделирования, и ее принято определять как методическую погрешность (погрешность модели или метода расчета). Соотношения информационной и методической погрешностей при решении конкретной задачи могут быть различны. При этом чрезмерно точное моделирование физического процесса в связи с наличием большой информационной погрешности требуется не всегда. Аналогично может возникнуть и обратная проблема, когда методическая погрешность превышает информационную. В этой связи можно высказать предположение, что для рассматриваемой задачи ЭР можно также использовать различные типы математических моделей, определяющих уравнения состояния [72, 101]. При этом возможно построение двух принципиально различающихся моделей.
Первая модель основана на использовании традиционных законов электротехники, несмотря на то, что их применение не является вполне адекватным. Как было показано в первой главе, степень такой неадекватности определяется уровнем дисперсионных составляющих при расчете потерь электрической энергии. Можно дать очень приблизительную оценку точности расчета потерь и потоков ЭЭ. Очень грубо оценивая максимальный относительный уровень потерь электроэнергии на отдельном элементе в 5 % (0,05) от передаваемого по этому элементу объема ЭЭ, а относительную точность расчета потерь ЭЭ в 10 % (0,1), можно приближенно оценить относительную погрешность расчета потоков ЭЭ. Верхняя оценка погрешности расчета потоков ЭЭ, связанная с неточным моделированием технических потерь, не должна превышать 0,05x0,1=0,005 или 0,5 % от передаваемого объема ЭЭ. Допустимая погрешность измерения потоков ЭЭ в нормальных условиях эксплуатации находится на уровне 1-КЗ %. Таким образом, информационная погрешность может быть выше методической погрешности в несколько раз. Приведенная оценка касается отдельного элемента сети и является очень грубой. Для электрических сетей, содержащих большое число элементов, игнорирование даже небольших дисперсионных составляющих может привести к ошибкам в расчете потокораспределения в десятки процентов. Для этого достаточно рассмотреть простейший пример радиальной сети, изображенной на рис.2.1. При игнорировании потерь, обусловленных дисперсионными составляющими потоков мощности, погрешность расчета потоков ЭЭ будет постепенно увеличиваться по мере приближения к балансирующему узлу 1.
Математическая постановка задачи энергораспределения как задачи оценивания состояния
Задачу ЭР можно представить в математическом виде как типичную задачу нелинейного программирования [60-63]. Целевой функцией является взвешенная сумма квадратов относительных ошибок измерений (2.42): К W,u3M-WPac(X) ,7 Д w\l3M
Весовые коэффициенты измерений определяются на основе данных о пределах допустимых погрешностей средств измерений, входящих В 1-И измерительный комплекс в соответствии с (2.47):
Уравнения состояния задачи ЭР, связывающие между собой все параметры, определяются нелинейной системой уравнений. Основу данной системы образуют уравнения балансов ЭЭ для узлов и ветвей электрической сети. Расчетные оценки узловых и линейных потоков энергии для задачи ЭР образуют систему ограничений типа равенств: К Wi=YsWij / = 1,2,3...//, (3.3) где Wj - узловые инъекции ЭЭ; Wy- потоки ЭЭ для всех связей, инцидентных узлу /; //-число узлов в схеме сети. Wij-Wji = AWiJ,ex, ij = 1,2,3..М, (3.4) где М- число ветвей в схеме сети; AWex-технические потери ЭЭ связи /- /.
Аналогично (3.3), (3.4) могут быть записаны выражения для реактивных потоков ЭЭ. При этом размерность системы ограничений в отношении комплексных величин ЭЭ Wp+jWg (активная и реактивная составляющие) составит 2N + 2M. Технические потери bWex на участке сети i-j определяются как сумма переменной (продольной) и постоянной (поперечной) составляющих потерь в соответствии с (2.4)-(2.9). С учетом активной и реактивной составляющих потерь ЭЭ данные выражения можно переписать как -G . :л„,в _г /77? ,Гт2. Wff +jMVlj =Т-{ Ui +Uj )-(Gjj л-jBij); (3.5) (Kij+ ,( //+4/)- AW + JIM = (Rij + jXy). (3.6) —2 —2 UІ UІ
В четвертой главе работы более подробно рассматриваются особенности расчета потерь электроэнергии на отдельных элементах сети с учетом их различной информационной обеспеченности, точности параметров и известных интервалов времени, в течение которых производилось отключение элемента сети.
В качестве ограничений типа неравенств могут выступать допустимые диапазоны изменения расчетных значений потоков ЭЭ: \У?ШИ .wPac ZW?0, (3.7) Wj)lUH wPac WifaKC. (3.8)
Граничные диапазоны могут быть найдены на основании имеющейся статистики. Обычно интерес представляют ситуации, когда расчетный поток ЭЭ попадает в область физически нереализуемых значений, например, в нагрузочном узле появляется генерация.
Следует определить исходные допущения для сформулированной задачи ЭР. Они схожи с допущениями, принимаемыми при расчете установившегося режима в классической постановке [102-106]. Электрическая сеть моделируется схемой замещения с сосредоточенными параметрами. Однако распределение потоков ЭЭ в сети определяется не параметрами схемы замещения, а всей совокупностью имеющихся измерений ЭЭ в узлах и в ветвях схемы замещения. Параметры схемы замещения определяют только потери активной и реактивной ЭЭ на продольных и поперечных элементах. Для решения задачи ЭР необходимы следующие исходные данные: — полная топология сети (сеть в виде направленного графа); — по ветвям: продольные и поперечные параметры схемы замещения ветвей, данные о временах нахождения ветвей в отключенном состоянии, верхний/нижний диапазоны изменения перетока мощности; — по узлам: средние за расчетный интервал времени модули узловых напряжений, узловые проводимости на землю, данные о времени нахождения узла в отключенном состоянии, верхний/нижний диапазошл изменения узловых мощностей.
Дополнительные данные должны содержать измерительную информацию, относящуюся к единому расчетному промежутку времени Т: — по узлам: одно или несколько (при наличии дублирующих) измерений активной и реактивной энергии узла (нагрузки или генерации). Дисперсии узловых мощностей; — по ветвям: одно или несколько измерений потока энергии по ветви. Измеренный поток может относиться к началу или к концу ветви. При наличии реверсивных перетоков необходимы данные по обоим направлениям. Дисперсии перетоков активной и реактивной мощности.
Неизвестными переменными в задаче ЭР являются расчетные потоки энергии в ветвях и в узлах схемы сети, а также технические потери ЭЭ на всех элементах. Полученные в результате расчета оценки должны удовлетворять всем условиям (3.1)-(3.8). При этом для расчетных потоков ЭЭ небалансы электроэнергии в узлах и в ветвях будут нулевыми.
Структура потерь электроэнергии и проблема коммерческих потерь
В условиях эксплуатации ЭЭС широко используется термин «отчетные потери электроэнергии» AW0. Для любого структурного подразделения энергосистемы (подстанция, электростанция, РЭС, ПЭС, АО-Энерго, и др.) отчетные потери ЭЭ определяются уравнением баланса энергии: bW0=Woc-Wno, (4.1) где Woc- энергия, отпущенная в сеть рассматриваемого подразделения энергосистемы, в сальдированном исчислении; Wno- полезно отпущенная ЭЭ.
Отчетные потери служат важнейшим показателем эффективности работы энергосистемы или ее структурной части. Значение отчетных потерь может быть получено на основании показаний приборов учета электроэнергии, фиксирующих поступление электроэнергии в сеть и отпуск ее потребителям. В ОЭС Урала с 1993 по 2003 год, несмотря на снижение электропотребления примерно на 20 %, относительные потери электроэнергии возросли с 7,09 % до 10,44 %. При этом рост потерь в абсолютных единицах наблюдается во всех энергосистемах ОЭС Урала, кроме ОАО «Тюменьэнерго». Данные по относительным отчетным потерям в энергосистемах Урала приведены в таблице 4.1.
При существенном снижении нагрузки на элементы энергосистемы и общем облегчении режимов работы электрической сети абсолютное и относительное увеличение отчетных потерь электроэнергии не может быть объяснено увеличением технологического расхода на транспорт 199 электроэнергии, то есть техническими потерями [12-26, 35, 93]. Структуру отчетных потерь электрической энергии AW0 можно представить в виде: AW0 -WCH = AWmex±AWKOM , (4.2) где AWmex- технические потери ЭЭ; AWK0M- коммерческие потери ЭЭ; WCH-расход ЭЭ на собственные нужды подстанций.
Величина отчетных потерь не дает полного представления о фактическом уровне технических потерь, так как при оценке отчетных потерь могут иметь место неоправданно большие коммерческие потери. Технические потери электроэнергии принято представлять в виде суммы нагрузочных (переменных) потерь AWnep, связанных с продольными элементами схемы замещения сети, и постоянных потерь AWnocm, связанных с поперечными элементами схемы замещения: AWmex = AWnep + AWnocm. (4.3)
Коммерческие потери электроэнергии можно определить на основании (4.2). Технические потери ЭЭ можно определить только путем расчета. Таким образом, величина коммерческих потерь может быть определена только после расчета технических потерь [39, 40]. Структура коммерческих потерь ЭЭ может быть представлена, исходя из физической природы образования отдельных составляющих коммерческих потерь. В соответствии с [16] структуру коммерческих потерь ЭЭ можно представить в следующем виде bWK0M = AWMemp + AW6y + AWc6, (4.4) где AWMemp - составляющая коммерческих потерь, вызванная погрешностью измерительных комплексов (недоучет ЭЭ), называемая метрологическими потерями ЭЭ; А\У$у- составляющая коммерческих потерь, связанная с безучетн ым потреблением или хищениями электроэнергии; AWCQ составляющая коммерческих потерь, связанная с недостатками энергосбытовой деятельности. Строго разделить коммерческие потери на указанные составляющие весьма трудно, однако формула (4.4) дает представление о мерах, которые можно предпринимать для снижения коммерческих потерь [15-26, 35, 90-93].
Последнее десятилетие характеризовалось устойчивой тенденцией роста отчетных потерь электроэнергии как в абсолютных, так и в относительных единицах [12, 13]. В 2003 году отчетные потери в электрических сетях РАО «ЕЭС России» и АО-энерго составили 107,1 млрд.кВт-ч или 13,15 % от отпуска в сеть. По сравнению с 1991 годом, когда относительная величина отчетных потерь находилась на уровне 8,5 %, произошел более чем полуторакратный рост потерь [12, 35]. В отечественной литературе появилось большое число публикаций по теме коммерческих потерь ЭЭ[14-19, 35, 90-93]. Большинство авторов склоняются к тому, что в общей структуре потерь коммерческая составляющая может достигать приблизительно 50 %. Для электросетевых предприятий, основное потребление которых приходится на сети 0,4 кВ, коммерческие потери могут в разы превышать потери технические. При существующих уровне потребления ЭЭ и тарифах на электроэнергию суммарное значение годовых коммерческих потерь ЭЭ в целом по России в денежном выражении очень приближенно можно оценить на уровне десяти- тридцати миллиардов рублей [14, 184].
Имеется масса примеров, когда в отдельных структурных подразделениях потери электроэнергии превышают 50-60% от поступающего в сеть объема электроэнергии [13, 48, 93]. Повышенные уровни отчетных и коммерческих потерь ЭЭ характерны для структурных подразделений энергосистем, снабжающих потребителей на напряжениях 0,4-10 кВ. Особенно большой уровень потерь характерен для сельской местности в зимний период.
Рост тарифов на электроэнергию привел к значительному увеличению коммерческих потерь электроэнергии, вызванных ее хищениями и недоучетом ЭЭ, связанным с отрицательными систематическими погрешностями ИК учета ЭЭ [35]. Это подрывает экономику энергоснабжающих организаций, приводит к повышению тарифов. В конечном счете, убытки энергоснабжающих организаций, вызванные коммерческими потерями, покрываются добросовестными потребителями за счет завышения тарифов на электроэнергию [93]. При увеличении доли коммунально-бытовой нагрузки в структуре потребления энергосистемы повышение тарифов при прежнем уровне коммерческих потерь не позволяет выправить экономическую ситуацию. Выявление и локализация 201 коммерческих потерь электроэнергии становится одной из актуальных задач [14,19,35,36,89,184].
