Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Основные принципы и задачи управления режимами энергосистем с учетом особенностей электроэнергетического рынка .-. 12
1.1. Состояние вопроса 12
1.2. Задачи оптимизации 17
1.3. Особенности моделирования задач управления режимами 18
1.4. Методы оптимизации 25
1.5. Регрессионный анализ 31
1.6. Выводы 33
Глава 2. Алгоритмизация задач управления режимами электроэнергетической системы на основе модели ее электрического эквивалента и адресного определения стоимости потоков и потерь мощности 34
2.1. Общие положения исследования задач адресного распределения параметров режима в энергосистеме 34
2.2. Структурные модели объектов при оптимизации режима 36
2.3. Эквивалентирование параметров схемы замещения узлов хозяйственно - технологической модели 42
2.4. Эквивалентирование параметров схемы замещения хозяйственно -технологического объекта по характеристике потерь мощности и энергии... 43
2.5. Моделирование характеристик энергетических предприятий в электрической модели ЭЭС 45
2.6. Учет параметрических свойств мощности и выработки электроэнергии в характеристиках электрической модели 51
2.7. Критерии оптимизации в энергетических режимных задачах 55
2.8. Линейная и нелинейная постановка задачи оптимизации режимов энергосистемы 60
2.10. Выводы 63
Глава 3. Комплексная модель адресного определения потоков и потерь мощности и их стоимости - АСМ 65
3.1. Общие требования к структурной модели адресного расчета стоимости потоков и потерь мощности и энергии 65
3.2. Расчет и оптимизация нормального режима в модели АСМ 69
3.3. Моделирование электроэнергетической системы с использованием электрического эквивалента ее энергетических и стоимостных характеристик 75
3.4. Оценка возможности применения упрощенных подходов к адресным расчетам 80
3.5. Задачи и методика вычислительного эксперимента по оценке работоспособности алгоритма АСМ и количественных показателей адресных расчетов мощностей и потерь системы 87
3.6. Количественные оценки адресной стоимости мощности в узлах нагрузки для наиболее характерных задач оптимизации режимов ЭЭС 90
3.7. Сводные данные по количественным оценкам адресной стоимости мощности в узлах нагрузки 98
3.8. Выводы 99
Глава 4. Модели и методы адресного распределения потерь мощности и электроэнергии 101
4.1. Цели, задачи и методы расчета потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 101
4.2. Типовые задачи адресного распределения потерь мощности и энергии предприятий 107
4.3. Общие положения методики решения задачи адресного распределения потерь мощности и энергии 111
4.4. Адресное распределение потерь в балансах электрической энергии и мощности 112
4.5. Методика адресного распределения потерь мощности на примере сетевого предприятия 118
4.6. Эквивалентные характеристики потерь мощности по зонам электроснабжения 121
4.7. Методические принципы использования регрессионных характеристик потерь мощности для прогнозирования в сетях МЭС Центра 124
4.8. Прогнозирование мощностей в узлах электрической сети 131
4.9. Методика разработки ранговых моделей на примере МЭС Центра 136
4.10. Выводы 143
Заключение 145
Список использованной литературы
- Особенности моделирования задач управления режимами
- Общие положения исследования задач адресного распределения параметров режима в энергосистеме
- Общие требования к структурной модели адресного расчета стоимости потоков и потерь мощности и энергии
- Типовые задачи адресного распределения потерь мощности и энергии предприятий
Введение к работе
Актуальность работы. В энергетике России за последние 15 лет произошли большие изменения. Изменились формы собственности, энергетика стала сферой бизнеса, создан и развивается рынок электроэнергии и мощности, созданы самостоятельные хозяйственные субъекты различного назначения. В этих условиях появились задачи, направленные на достижение конкурентных преимуществ. Многие из них связаны с режимами энергосистем, поскольку особенную актуальность приобретает снижение издержек на энергетических предприятиях и цен на электроэнергию. Это вновь возродило интерес к правильному расчету и оптимизации режимов системы.
Разработке методов, моделей и принципов расчета режимов электроэнергетической системы всегда уделялось большое внимание, отечественные работы выполнены в основном до 1990 г. Имеются громадные наработки в теории и методах управления электроэнергетическими режимами. Известны труды многих ученых: Д.А. Арзамасцева, П.И. Бартоломея, В.А. Веникова, А.З. Гамма, О.Т. Гераскина, В.М. Горнштейна, Л.А. Крумма, В.З. Манусова, И.М. Марковича, Н.А. Мельникова, Е.В. Цветкова, A.M. Sasson, Н.М. Merrill, В. W. Erickson, F.C. Schweppe, M.C.Caramanis и др. На их основе были созданы промышленные программы расчета режимов для существующих в то время условий. Сейчас в новых условиях теория и методы расчета режимов ЭЭС приобрели большую актуальность, но требуется их развитие. В настоящее время во многих организациях (ОДУ Урала, УГТУ - УПИ, ИСЭМ СО РАН, ВНИИЭ, ЦДУ ЕЭС) ведется работа по усовершенствованию существующих программ с учетом современных требований и для современной компьютерной базы.
Вместе с традиционными путями решения поставленной задачи, ищутся и новые пути. Один из новых принципов моделирования ЭЭС был предложен и теоретически обоснован в [31,63, 64, 65]. Он заключается в том,
что создается электрическая модель (электрический эквивалент) электроэнергетической системы. В ней энергетические характеристики станций и стоимостные показатели предприятий энергетики заменяются электрическим сопротивлением. Показано, что такая модель дает определенные алгоритмические и программные преимущества за счет ее однородности. В электроэнергетической системе существует две самостоятельные части: электрическая и энергетическая. Следовательно, требуется масштабирование переменных, входящих в целевую функцию с различными единицами измерения (тут, рубли, Амперы, МВА, кВ и др.). В электрической модели все переменные однородны и связаны классическими законами Ома и Кирхгофа. Имеются и другие преимущества.
В данной работе идея использования электрического эквивалента системы применяется для ее моделирования с учетом современных требований и для разработки методики и алгоритмов расчета. При этом учитываются современные требования электроэнергетического рынка. Особенно большое внимание уделяется адресности всех расчетов и оценок [14, 31, 63, 72]. Если мощность, электроэнергию и их потери рассматривать как категорию рыночных взаимоотношений между генерирующими и потребляющими объектами, то появляется необходимость адресной оценки их стоимости и для станций и для потребителей. В работах автора показано, что адресность требует корректного расчета электрической сети (работы 2003 года). Сейчас адресность стала рассматриваться как обязательный атрибут многих алгоритмов, что является подтверждением правильности этого принципа.
В [3, 11, 29 и др.] предложены различные методы расчета допустимых и оптимальных режимов, которые дают возможность рассчитывать сеть высокой размерности, учитывать взаимосвязанное влияние на конечный результат всех параметров системы (энергетических, электрических и стоимостных) и учитывать ограничения на все электрические параметры сети. Известны алгоритмы расчета и оптимизации нормальных режимов
7 системы, базирующиеся на методах Гаусса, Зейделя, Ньютона - Рафсона, неопределенных множителей Лагранжа, градиентном методе и др. Они могут применяться при использовании электрического эквивалента ЭЭС, на основе специальной алгоритмической структуры задачи.
Таким образом, в диссертации рассматривается одна из первоочередных задач управления энергетическими балансами ЭЭС - задача оптимизации энергетических режимов системы на основе расчетов по модели электрического эквивалента ЭЭС и с соблюдением принципа адресного расчета потоков и потерь мощности и их стоимости. На данном этапе работы не ставится задача промышленной реализации алгоритма, а только научного обоснования целесообразности, по-нашему мнению, еще одного возможного и перспективного, пути решения рассматриваемой проблемы и экспериментального подтверждения правомерности этого пути.
Все сказанное выше определяет актуальность диссертационной работы.
Цель и задачи работы. Целью работы является создание моделей и принципов расчета режимов электроэнергетической системы (в том числе и оптимальных) на основе ее электрической модели, отражающей энергетические, стоимостные и электрические параметры, с адресной оценкой стоимости потоков и потерь мощности и с учетом требований электроэнергетического рынка.
Для достижения поставленной цели рассмотрены следующие задачи:
На основе изучения и критического анализа имеющихся работ определен состав задач адресного содержания и выявлены требования к методам и алгоритмам.
Проведено исследование возможности использования модели электрического эквивалента ЭЭС для достижения поставленной цели работы и показана эффективность этого пути.
Разработана схема алгоритмизации задач, на основе использования электрического эквивалента системы (электрической модели), и выявлены новые требования к расчетам в отдельных блоках.
Предложена комплексная модель АСМ (адресная стоимость мощности) на основе сформулированных принципов алгоритмизации. Она имеет достаточно универсальный характер и пригодна для различных адресных задач расчета режимов и для различных объектов.
Выполнены вычислительные эксперименты и получены количественные оценки, подтверждающие правомерность модели электрического эквивалента и необходимость адресных расчетов.
Разработана прикладная методика создания электрической модели системы сетевого предприятия и адресного распределения потерь мощности.
Предложены принципы адресного распределения потерь мощности и энергии в энергетических балансах различной структуры.
Разработана прикладная методика использования ранговых моделей для прогнозирования мощностей в узлах электрической сети.
Объектом исследования является электроэнергетическая или электрическая системы, сетевые предприятия и их объединения, функционирующие на рынке электроэнергии и мощности.
Предметом исследования являются модели и принципы расчета режимов электроэнергетической системы на основе ее электрического эквивалента с применением адресной оценки стоимости потоков и потерь мощности и выполнением требований и ограничений электроэнергетического рынка.
Методы исследования. В работе используются:
S системный подход к управлению сложными
электроэнергетическими системами;
S классический математический аппарат оптимизации режимов ЭЭС (метод Ньютона второго порядка, метод неопределенных множителей Лагранжа, градиентный метод, методы линейного программирования); , V математический аппарат расчета нормальных режимов электрической системы;
S методы моделирования систем;
S аппарат регрессионного анализа;
S имитационные методы проведения вычислительных экспериментов с учетом вероятностных свойств исходной информации;
S методы прогнозирования.
На их основе разрабатывается модель электрического эквивалента системы.
Достоверность. Сформулированные в диссертации научные положения, выводы и рекомендации обоснованы приведенными теоретическими положениями, экспериментальными расчетами по тестовым и реальным схемам, апробацией результатов на конференциях и семинарах. Часть результатов внедрены в практику: для сетевого предприятия ФСК МЭС Центра, для энергетики республики Коми и при разработке методики расчета режимов в ОЭС Сибири, о чем имеются акты внедрения.
Научная новизна работы. Научным результатом данной работы является развитие моделей и алгоритмов расчета режимов электроэнергетической системы на основе принципа электрического эквивалента.
На защиту выносятся следующие основные положения:
Модели и принципы расчета режимов системы, на основе ее электрического эквивалента, которые отражают новый путь решения рассматриваемой задачи. Сформулированы требования к разработке электрической модели для расчета режимов ЭЭС: учета взаимоотношений и хозяйственных связей между энергетическими предприятиями и потребителями, изменения критериев оптимизации, развития математических моделей, адресных расчетов и др. Показано, что электрическая модель системы позволяет их учесть.
Научные и методические положения алгоритмизации задачи расчета режимов ЭЭС на основе модели электрического эквивалента.
Комплексная модель АСМ, позволяющая решать большой круг задач адресного содержания. Ее ядром является алгоритм расчета
10 нормального режима сети, который связан с восемью дополнительными блоками, обеспечивающими работоспособность алгоритма.
Прикладная методика эквивалентирования электрической схемы сетевого предприятия при решении задач адресного содержания.
Основы адресного распределения потерь электроэнергии между структурными составляющими (например, зонами электроснабжения, группами потребителей) перспективного энергетического баланса системы. Предложена принципиальная электрическая модель задачи и применение метода Гщх в расчетах.
Обобщенные количественные оценки, подтверждающие правомерность использования принципа электрического эквивалента и достоверность научных и методических результатов при использовании модели АСЫ.
Практическая полезность и реализация результатов работы. Основные практические результаты заключаются в следующем.
Предложенные принципы адресного расчета стоимости мощности, электроэнергии и потерь могут быть использованы в энергетических компаниях, которые в настоящее время создают практические методики управления энергетическими балансами системы.
Для сетевого предприятия ЭЭС получено ряд практических результатов по распределению потерь мощности и энергии. Эта часть работы внедрена в сетевом предприятии оптового рынка России ФСК ЕЭС МЭС Центра.
Разработаны принципы эквивалентирования электрических сетей на основе регрессионной характеристики потерь мощности с определением концентрированных параметров схемы замещения. Они могут быть использованы при эквивалентировании системы. Получены рекомендации по методам построения регрессионных зависимостей.
Рассмотрена прикладная задача построения статистической ранговой модели прогнозирования нагрузок в узлах сети, показана перспективность использования этого метода.
Предложены принципы адресного распределения потерь энергии при составлении перспективных энергетических балансов региона. Эта задача внедрена в энергосистеме республики Коми.
Получены количественные оценки эффективности решения задач на основе электрической модели системы и принципа адресности. Это позволяет на практике оценивать эффективность предлагаемых алгоритмов расчета.
Апробация работы. Результаты работы были представлены на Днях науки НГТУ в 2003, 2004, 2005 гг., на международных конференциях: KORUS 2004, XI Miedzynarodowa Konferencja Naukowa "Aktualne problemy w elektroenergetyce" 2003г.; «Передача энергии переменным током на дальние и сверхдальние расстояния» 2003г.; «Электроэнергия и будущее цивилизации» 2004 г.; на Всероссийской конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность» в 2004 и 2005 гг. На научных семинарах кафедры АЭЭС НГТУ.
Публикации. Результаты диссертационного исследования отражены в десяти публикациях, в их числе восемь конференций, в том числе и международных, и две статьи в рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы.
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы, состоящего из 88 наименований, и пяти прилжений. Работа содержит 157 страниц основного текста, в том числе 54 рисунка и 15 таблиц.
Особенности моделирования задач управления режимами
В данном диссертационном исследовании разрабатываются задачи расчета потоков и потерь мощности на основе общих принципов и положений по моделированию [40, 44, 81, 87]. Эти положения легли в основу предлагаемых теоретических и прикладных разработок и алгоритмизацию режимных задач.
Остановимся кратко на тех положениях моделирования электроэнергетических задач, которые используются в работе. Почти во всех технических приложениях используются оптимизационные алгоритмы в виде готовой программы, поэтому при проведении оптимизационного исследования самое большое значение придается правильной математической постановке задачи, подготовке к ее решению и умению использовать программный продукт для рассматриваемой задачи.
Самым дорогостоящим этапом оптимизационного исследования является построение модели. При построении модели следует учитывать только важнейшие характеристики системы. Необходимо также сформулировать логически обоснованные допущения, выбрать форму представления модели, уровень ее детализации и метод реализации. Специалисты, обладающие одинаковым уровнем подготовки, рассматривая одну и ту же реальную систему могут предложить совершенно различные модели.
В оптимизационных исследованиях обычно используются модели двух основных типов: аналитические и регрессионные модели. Аналитические модели включают в себя уравнения материального и энергетического балансов, соотношения между техническими характеристиками и уравнения, описывающие физические свойства. Они образуют систему уравнений или неравенств, описывающих поведение системы на уровне технических принципов. При моделировании важно четко определить границы изучаемой системы. Они задаются пределами, отделяющими систему от внешней среды. В процессе решения задачи может возникнуть вопрос о расширении границ системы. Это повышает размерность и сложность модели. В инженерной практике следует стремиться к разбиению больших систем на относительно небольшие подсистемы. При этом необходимо иметь уверенность в том, что такая декомпозиция не приведет к излишнему упрощению реальной ситуации.
Если подлежащая исследованию система определена и ее границы установлены, то на следующем этапе постановки задачи оптимизации выбирается критерий, на основе которого можно оценить характеристики системы и выбрать наилучшее решение. В инженерных приложениях обычно применяются критерии экономического характера.
Критерием могут быть и технологические факторы: продолжительность процесса производства, количество потребляемой энергии и др. Часто ситуация осложняется тем, что в решении задачи необходимо обеспечить экстремальные значения нескольких противоречивых критериев. В этом случае говорят о многокритериальных задачах.
На следующем этапе постановки задачи оптимизации необходимо выбрать независимые переменные, которые должны адекватно описывать допустимые решения или условия функционирования системы. При выборе независимых переменных следует:
S провести различие между переменными, значения которых могут изменяться в достаточно широком диапазоне и переменными, значения которых фиксированы и определяются внешними факторами;
S провести различие между теми параметрами системы, которые могут предполагаться постоянными, и теми параметрами, которые подвержены влиянию внешних и неконтролируемых факторов; S независимые переменные должны выбираться таким образом, чтобы все важнейшие технико-экономические решения нашли отражение в формулировке задачи.
Исключение возможных альтернатив в общем случае приводит к получению псевдооптимальных решений.
Следующим этапом оптимизационных исследований является непосредственное построение модели системы. В самом общем виде модель, позволяющая проводить оптимизационные исследования, включает: S критерий решения задачи; S множество независимых переменных; S уравнения связи между переменными, представляющие собой ограничения в форме равенств (обычно это уравнения материальных и энергетических балансов или уравнения, описывающие физические процессы в системе); S ограничения в форме неравенств (обычно они определяются верхними и нижними границами изменения параметров системы или устанавливают лимиты ресурсов).
Классификацию моделей оптимизации можно проводить по различным условиям: внешней среды, определенности, риска, неопределенности, конфликта и др.
Принятие решения в условиях определенности характеризуется однозначной (детерминированной) связью между принятым решением и его исходом. Детерминированной можно считать систему, в которой элементы взаимодействуют точно предвидимым образом.
Детерминированная модель отражает поведение системы с позиций полной определенности в настоящем и будущем. Поведение такой системы предсказуемо, если известны текущие состояния ее элементов и законы преобразования информации, циркулирующей между ними.
Общие положения исследования задач адресного распределения параметров режима в энергосистеме
Проблема адресной оценки стоимости параметров режима возникла в связи с организацией электроэнергетического рынка. В диссертации исследуются три задачи, являющиеся основными: S Оптимальное распределение активной мощности в электроэнергетической системе (далее по тексту ЭЭС) с использованием модели электрического эквивалента и адресной оценкой стоимости потоков и потерь мощности во всех ее элементах (узлах и ветвях); S Адресное распределение потерь мощности и электроэнергии с оценкой их стоимости для сетевого предприятия в его узлах и ветвях; S Перспективная задача составления баланса мощности с заблаговременностью 5-20 лет и адресным распределением потерь мощности и электроэнергии по составляющим баланса.
Содержание и методика решения задач зависит от вида объекта, периода расчетов, характеристик рынка и др. (рис.2.1) В данной работе будут рассматриваться общие положения, которые присущи большинству разновидностей задач (на рис. 2.1 они выделены) [57, 70].
Общие положения алгоритмизации.
Последовательность исследования в работе основана на общих принципах алгоритмизации задач. Поскольку не предполагается составлять промышленные программы расчетов, то в работе рассматривается только часть блоков алгоритмизации. При алгоритмизации задачи имеются следующие блоки: S инженерная постановка задачи; S структурная модель объекта управления; математическая модель; S информационная модель; S вычислительная модель расчета.
Новые условия электроэнергетики отражаются на решении ряда вопросов, входящих в данные блоки. В части инженерной постановки необходимо переходить к адресным принципам расчета параметров режима. Появились новые структурные модели объектов, а это вызывает изменение математических и информационных блоков.
В данной главе приводятся предложения по развитию и модификации алгоритмической структуры задач расчета режима системы, которые были получены ранее [3,11, 82].
Цель структурной модели - это создание обоснованной схемы для расчета электроэнергетической системы. Структурная модель отражает особенности процесса производства и включает те элементы, которые должны быть учтены при оптимизации. Она должна учитывать технологические, хозяйственные и коммерческие особенности объектов управления.
В работах, выполненных ранее, обычно использовалась технологическая модель ЭЭС [2, 3, 11, 77]. В настоящее время нужна хозяйственно - технологическая модель, в которой учтены хозяйственные и коммерческие связи между предприятиями.
Разработка структурной модели ведется на основе: S целей; S критериев; S технических, технологических и хозяйственных возможностей и ограничений. Могут быть различные цели: развитие производственных мощностей, повышение надежности, завоевание рынка, создание конкурентных преимуществ, получение коммерческого успеха. Все они требуют соответствующую структурную модель, а затем и алгоритм оптимизации. Схема разработки моделей показана на рис. 2.2. Из нее видно, что структурная модель определяет последующие модели - математическую и информационную.
Общие требования к структурной модели адресного расчета стоимости потоков и потерь мощности и энергии
На основании результатов, полученных в главе 2, сформулируем общие требования к структурной модели адресного расчета стоимости потоков и потерь мощности и энергии [73, 83]:
Структурная модель системы должна учитывать технологические, экономические и коммерческие особенности объекта расчета и влияет на блоки модели АСМ; Структурной модели системы ставится в соответствие адекватная электрическая модель, которая содержит эквивалентные узлы нагрузки и генерации и ЛЭП с учетом хозяйственных связей. Для решения этой задачи создается блок - «система» (Рис. 3.1, блок 1). Предусматривается специальное эквивалентирование параметров схемы замещения системы - блок «эквивалентирование схемы» (Рис. 3.1, блок 2). Она основана на замене характеристик электростанций и СП их электрическим эквивалентом. У Вычисление эквивалентных параметров требует проведения специального вычислительного эксперимента. Это одна из задач блока «эксперимент» (Рис. 3.1, блок 9). Характеристики энергетических объектов (электростанций, энергосистем, ПЭС) могут иметь различный вид и координаты, что определяется содержанием задачи и критерием оптимизации. Предусматривается блок - «эквивалентирование характеристик» (Рис. 3.1, блок 3). Исходная информация по мощностям станций и нагрузкам потребителей представляется по узлам системы с использование ранговых и временных моделей прогнозирования. Расчет ведется в блоке «прогноз мощности» (Рис. 3.1, блок 4). Математическая модель задачи может различаться. Для этого предусматривается блок - «математическая модель оптимизации» (Рис. 3.1, блок 5).
Ядром расчетов является блок «расчет нормального режима системы, оптимизация» (Рис. 3.1, блок 6). Этот блок связывает все предшествующие. Следовательно, любая рассматриваемая задача должна быть поставлена в соответствие требованиям расчета нормального режима электрического системы. Могут рассчитываться допустимые, оптимальные и принудительные (при заданном энергетическом балансе) режимы.
Результаты расчетов по разнообразным задачам выдаются в жестких формах в специальном блоке - «документирование» (Рис. 3.1, блок 7). Задач адресного содержания очень много, параметры режима разнообразны, поэтому для пользователя необходимо выдавать их в виде документа постоянной структуры, что является необходимым условием восприятия информации.
Отдельно имеется блок обобщения данных - «регрессионный анализ» (Рис. 3.1, блок 8). Этот блок связан с другими блоками.
Предусматривается выполнение экспериментальных расчетов, потребность в которых определяется вышеназванными задачами. Необходим блок «эксперимент» (Рис. 3.1, блок 9). В нем может учитываться и случайный характер исходной информации по заданной модели.
Все перечисленное выше показывает, что для решения поставленной задачи оптимизации режима системы и получения адресных оценок требуется использование в алгоритме комплекса блоков, поэтому модель названа нами комплексной и для нее используется аббревиатура АСЫ -адресная стоимость мощности.
Все расчеты по модели АСМ проводились по отдельным блокам с использованием экспериментальных программ, с соответствующей увязкой результатов.
Модель АСМ позволяет выполнять расчеты с учетом параметрических свойств режимных параметров: для максимальной, средней и любой рабочей мощности; для резервных мощностей; для реактивных мощностей; для уровней напряжений и пр.
Модель включает совокупность блоков отдельных этапов расчета, которые алгоритмически связаны в единое целое. Структурно АСМ включает девять моделей (рис.3.1).
Итак, модель АСМ дает картину развития алгоритма расчета нормальных режимов в направлении учета энергетических и стоимостных параметров системы. Она отражает те позиции и принципы, которые по нашему мнению имеют общий характер, и позволяет решать различные прикладные задачи адресного определения потоков и потерь мощности и их стоимости в энергосистемах и сетевых предприятиях.
Типовые задачи адресного распределения потерь мощности и энергии предприятий
В современных условиях функционирования электроэнергетического рынка увеличилась значимость задач расчета потерь электроэнергии. Задачи расчета потерь сейчас должны решаться с учетом их адресности. Она обеспечивает справедливость учета потерь в отпускных тарифах для потребителей, и позволяет обосновано определять цены на продажу г электроэнергии и мощности станциями и системами.
Проблема потерь электроэнергии является классической. Потери электроэнергии исследуются в трудах Воротницкого В.Э., Железко Ю.С., Казанцева В.Н., Манусова В.З., Поспелова Г.Е., Клюева Ю.Б., и многих других. В настоящее время в периодической литературе систематически обсуждаются вопросы потерь [13, 55, 46, 22, 24, 25, 26, 27, 51, 52, 67, 77 и др.] Анализ публикаций позволяет условно сгруппировать результаты Щ работ по некоторым направлениям: Учет потерь при проектировании (конфигурации сетей, напряжения, выбора аппаратуры и др.). [7,16,68 и др.]; Расчет потерь при определении нормальных режимов системы. Потери отражают эффективность преобразования, передачи и распределения энергии и имеют критериальное содержание [3,11,29, 54 и др.]; Методы анализа потерь в электрической системы. Имеются цг, предложения по анализу потерь в зависимости от класса напряжения, для различного оборудования, для различных предприятий электрических сетей (ПЭС) (в тех же работах); Методы нормирования потерь. Этим методам сейчас уделяется особое внимание в периодической литературе [3,11]; Работы, в которых потери рассматриваются, как категория взаимоотношений между генерирующими и потребляющими объектами [14, 45,64,65]; Адресное распределение потерь.
Все названные направления и сейчас не потеряли своей актуальности, но необходимо отметить особое значение вопросов адресности разнесения потерь. В общеизвестной литературе в достаточной мере они не решены, хотя их актуальность отмечается во многих работах. Основные задачи по определению потерь мощности и энергии.
Потери неоднородны по экономической сущности: технические потери электроэнергии и мощности рассматриваются, как величина эффективности технологического процесса; коммерческие потери (хищения и неплатежи) - как характеристика организационно- экономических взаимоотношений; нормативные потери, являются основой контрольного и ограничительных механизмов технических и коммерческих потерь.
Потери как характеристика объекта управления. Объектом могут быть отдельные аппараты, механизмы, схемы, предприятия и пр. Наиболее сложными объектами для определения потерь являются объекты: ПС, районы и зоны электроснабжения и др. [23, 25, 26, 51, 55, 67, 69 и др.]. Для них нужна обобщенная характеристика потерь во времени.
Задачи определения технических потерь электроэнергии и мощности. Учет потерь при управлении режимами ЭЭС (в энергетических балансах, при выводе оборудования в ремонт и др.); Определение плановых заданий по величине потерь; Учет потерь в технико - экономических показателях предприятия (себестоимость рентабельность); Выявление узких мест и очагов потерь с целью разработки программы по их снижению; Оценка потерь при разработке мероприятий по развитию и реконструкции сетей; Определение структуры потерь по группам элементов электрической сети; Определение потерь при расчете сетевых тарифов; Разработка и оценка мероприятий по снижению потерь в электрических сетях; У Нормирование потерь для включения в сетевые тарифы; Распределение потерь между поставщиками электроэнергии и мощности; Распределение потерь между потребителями электроэнергии и мощности; Определение потерь при оказании услуг на рынке электроэнергии и мощности (транзит, подключение новых потребителей и др.). Определение коммерческих потерь, связанных с неплатежами. Определение величины коммерческих потерь; Анализ причин, вызывающих коммерческие потери; Прогноз отсрочки платежей по сравнению с отпуском продукции; Прогноз неплатежей за определенный период. Хищения электроэнергии и мощности. Выявление очагов и размеров хищения. Все перечисленные задачи решаются по принципу адресности, т.е. требуют ответа на вопрос - «Где возникают потери и какова их величина?» Подчеркнуты в приведенном списке задачи, которые должны решаться по принципу адреснсти, причем все они недостаточно разработаны.
