автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Минимизация потерь в региональных системах электроснабжения на основе моделей множественного регрессионного анализа

На правах рукописи

ЧЕРНАВИНА Татьяна Валентиновна

/

МИНИМИЗАЦИЯ ПОТЕРЬ В РЕГИОНАЛЬНЫХ СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ИА ОСНОВЕ МОДЕЛЕЙ МНОЖЕСТВЕННОГО РЕГРЕССИОННОГО АНАЛИЗА

Специальности 05 09 03 — Электротехнические комплексы

и системы

05 13 18- Математическое моделирование,

численные методы и комплексы программ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003174Б00

Воронеж — 2007

003174600

Работа выполнена в Воронежском государственном техническом университете

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Бурковский Виктор Леонидович

Научный консультант кандидат технических наук, доцент

Низовой Александр Николаевич

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Зайцев Александр Иванович, Воронежский государственный технический университет,

кандидат технических наук, доцент Бойчук Владимир Сергеевич, Воронежский государственный технический университет

Ведущая организация Всероссийский научно-исследова-

тельский институт электромеханики (ВНИИЭМ), г Москва

Защита состоится 6 ноября 2007 г в Ю00 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 212 037 09 Воронежского государственного технического университета по адресу 394026, г Воронеж, Московский просп , 14

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Воронежского государственного технического университета

Автореферат разослан « 4 » октября 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета ¿^брр». _ Кононенко К Е

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Затраты на производство и поставку потребителям электроэнергии в системах регионального электроснабжения включают стоимость электроэнергии, расходуемой на ее передачу по электрическим сетям (потери) В настоящее время уровень потерь электроэнергии в электрических сетях России составляет 13%, в то время как за рубежом - 7,5% Приказом №338 ОАО РАО «ЕЭС России» от 01 06 2005 г утверждена комплексная программа по снижению потерь в сетях всех уровней напряжений к 2015 г до 10% Конечной целью снижения потерь является сдерживание темпа роста тарифов на электроэнергию для потребителей Рост уровня автоматизации производства, с одной стороны, и постоянное удорожание электрической энергии, приводящее к возрастанию ее составляющей в себестоимости продукции, с другой, обусловливают необходимость внедрения современных информационных технологий в системы регионального электроснабжения, представляющие собой сложные электротехнические комплексы, включающие системы генерации, передачи, преобразования и потребления электрической энергии Эффективность функционирования систем электроснабжения, в том числе промышленных предприятий, в значительной мере зависит от уровня потерь эчектроэнергии при ее транспортировке

Кроме того, с тс дуст отметить, что оперативное решение задач минимизации потерь в системах передачи энергоресурсов оказывает существенное влияние на качество потребляемой э1ектроэнергии

В настоящее время для решения задач анализа электрических потерь и определения нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче широко используются модели, реализующие в основном методы теоретических основ электротехники, в частности, методы эквивалентирования, схемы замещения, которые в ряде случаев позволяют получать приемлемый резупьтат Однако в условиях неоднородности по уровням напряжения и топологии данные методы имеют ограниченные возможности Это обусловливает необходимость использования в этой области альтернативных подходов, в том числе реализующих аппарат статистического анализа

Таким образом, аюуальность темы диссертационного исследования продиктована необходимостью дальнейшего развития аппарата математического моделирования и анализа процессов, обусловливающих потери электроэнергии в системах передачи региональных систем электроснабжения с целью их нормирования и минимизации, а также обеспечения требуемого уровня режимов электропотребления в рамках автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

Тематика диссертации соответствует одному из основных научных направлений Воронежского государственного технического университета «Вычислительные системы и программно-аппаратные электротехнические комплексы»

Цели и задачи исследования Целью настоящей работы является разработка и исследование моделей минимизации потерь и нормативных характеристик потерь электроэнергии в региональных системах энергоснабжения на основе реализации аппарата множественного регрессионного анализа, обеспечивающая объективность устанавчиваемых тарифов за услуги по передаче электроэнергии в рачках АИИС КУЭ

Для достижения указанной цели в работе поставлены и решены следующие задачи - - с позиций системной методологии провести анализ существующих систем АИИС КУЭ и определить проблемы, решение которых позволит существенно повысить эффективность управления системами передачи энергоресурсов в системе регионального электроснабжения,

- проанализировать существующие модели анализа и прогнозирования потерь мощности и электроэнергии в региональных сетевых системах,

провести исследование влияния межсистемных перетоков и нагрузок на

величину потерь в сетях электроснабжающих организаций,

- разработать комплексную математическую модель для определения и минимизации потерь электроэнергии от межсистемных перетоков,

- осуществить анализ условий обеспечения требуемой точности регрессионной модели, описывающей потери мощности в региональной энергосистеме, и выработать рекомендации по ее повышению,

- разработать средства программного обеспечения моделей анализа потерь и проанализировать влияние выбранных вариантов на коммерческую деятельность, направленных на минимизацию потерь в системах регионального электроснабжения

Методы исследования Для решения поставленных задач в работе использованы методы теоретической электротехники, математического моделирования, матричной алгебры, планирования эксперимента, математической статистики

Научная новизна В диссертационной работе получены следующие результаты, характеризующиеся научной новизной

- предложено формализованное описание процессов, обусловливающих потери этектроэнергии от межсистемных перетоков в системах передачи региональных систем электроснабжения, отличающиеся реализацией аппарата статистического анализа,

- разработаны регрессионные модели, обеспечивающие анализ и прогноз потерь электроэнергии в системах передачи для конкретных устовий различных электросетевых предприятий, отличающиеся возможностью варьирования альтернативными структурами, что позволяет существенно повысить точность результатов моделирования,

- определены формальные условия выбора структуры регрессионной модели в зависимости от топологии систем передачи электроэнергии, обеспечивающие повышение уровня точности при проведении машинных расчетов,

- предложена оптимизационная модель минимизации потерь электроэнергии в региональных системах электроснабжения, позволяющая повысить уровень оперативности принимаемых решений по выбору соответствующих режимов функционирования,

- разработано программное обеспечение моделей анализа и минимизации потерь в региональных системах электроснабжения, обеспечивающее эффективный режим функционирования систем контроля и учета электроэнергии

Практическая значимость работы

Предложенные методы определения технических потерь от межсистемных перетоков электроэнергии позволяют повысить уровень достоверности данных, используемых при расчете лимитов потребления, повысить эффективность использования энергоресурсов, учитывать норматив снижения потерь электроэнергии на планируемый период

С испочьзованием мероприятий по управлению режимами энергопотребления возможно сокращение энергозатрат в региональных электросетевых компаниях

Реализация и внедрение результатов работы Модели определения технических потерь от межсистемных перетоков апробированы и рекомендованы к внедрению в ОАО «Ставропочьэнерго» Результаты диссертационной работы используются в учебном процессе Ставропольского технологического института сервиса в дисциплинах «САПР в энергетике», «Энерго- и ресурсосберегающие технологии», «Поверка, безопасность и надежность энергетического оборудования»

Апробация работы. Основные результаты диссертационного исследования докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях (Ставрополь, 1997- 2001), региональных научно-технических конференциях "Вузовская наука Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, 1997,1999), межвузовских научно-практических конференциях (Ставрополь, 2003-2007,' Воронеж, 2007), Международной научной конференции "Компьютерные технологии в технике и экономике" (Воронеж^ОО?), а также на ежегодных конференциях, проводимых Ставропольским государственным техническим университетом (2001-2007)

Публикации По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 3 -в изданиях, рекомендованных ВАК РФ В работах, опубликованных в соавторстве и приведенных в конце автореферата, лично соискателю принадлежат [1,2,4,6] - выделена составляющая потерь от межсистемных перетоков с помощью регрессионных зависимостей, [5] - оценено влияние погрешности на параметры режима регионального этектроснабже-ния, [8,11]-опредепены факторы, влияющие на точность модели, [3,7,9,10,12] - оценены методики принятия решений с целью минимизации потерь

Структура н объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы из 105 наименований, 5 приложений Основная часть работы изложена на 168 страницах, содержит 43 рисунка, 27 таблиц

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена общая характеристика диссертационной работы, раскрыта ее актуальность, сформулированы дети и задачи исследования, отражены научная новизна и практическая значимость, описана структура работы

В первой главе приведен анализ автоматизированных информационно-управляющих систем регионального этектроснабжения, показана структура эпектротех-нического комплекса, описаны средства технического обеспечения автоматизированных информационно-управляющих систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), проанализированы методы моделирования потерь мощности и энергии в системах передачи энергоресурсов

Адекватные решения по энергосбережению такими объектами, как предприятия электроэнергетики, должны приниматься только с использованием достоверных данных о количестве и качестве электроэнергии, полученных с помощью АИИС КУЭ, систем управления потреблением электроэнергии на розничном рынке, систем прогнозирования потребления электроэнергии, систем планирования и управления производством электроэнергии, систем расчета и анализа потерь электроэнергии и др Все эти системы доижны функционировать в координации друг с другом на основе данных по учету электроэнергии и параметров этектрического режима Благодаря введению автоматизированных систем учета электроэнергии стало возможным создание оперативного кошротя за режимами оперативного расчета с потребителями электроэнергии, оперативного устранения неисправностей счетчиков, каналов связи, расчета по различным видам тарифа

Высокий уровень погрешности измерений вызван большим «отчеством систематических погрешностей технических средств учета, входящих в состав измернтетьных комплексов, в том числе трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и счетчиков На данный момент в эксплуатации находится значительное количество приборов, имеющих класс точности 2,5 Чтобы удовлетворить потребности различных объектов электроснабжения в автоматизированных средствах контротя, необходимо единое базовое программное обеспечение, имеющее равные уровни функциональности, надежности и защищенности Кроме того, требуется осуществить переход к системам контроля, ориентированным на цифровые счетчики, организацию сервисного обслуживания на местах, организацию централизованного обучения персонала, организацию АРМ оперативного персонала, техперевооружение телемеханики, связи, каналов передачи данных АСДУ и программно-технических комплексов оперативно-информационного комплекса (ОИК) Установка системы коммерческого учета на объектах передачи электроэнергии осложняется размером территории, удаленностью объектов учета, слабостью существующей инфраструктуры по сбору информации и прочими факторами

Основная функция региональных систем электроснабжения - доставка потребителю электроэнергии необходимого качества с минимальными потерями Общие потери электроэнергии в системах передачи составляют сотни миллиардов киловатт-час Поэтому от того, будут ли к фактическим потерям в -13% прибавлены 0 5 или 2,5% (погрешности

приборов учета), проблема от этого не станет менее острой Таким образом, использование только технических средств для точного прогнозирования потерь недостаточно

В реальных системах передачи энергоресурсов к основным факторам, влияющим на потери, можно отнести загрузки линий электропередач, обменные перетоки мощности, степень компенсации потоков реактивной мощности, уровень автоматизации ведения режима, потери холостого хода и тд Однако в современных системах электроснабжения, насчитывающих сотни узлов, такое обилие факторов не может быть учтено, особенно в неопределенных условиях функционирования (рис 1), что обусловливает необходимость-использования приближенных методов определения потерь

ЯЛ к!

Г1 ГЕ

ге

Г4

гз

Г6

Рис 1 Структура электротехнического комплекса

Расчет потерь с использованием приближетшых моделей находит применение в проектной и инженерной практике Это метод наибольших потерь т, метод раздетыгого определения времени максимальных потерь для активных и реактивных нагрузок, метод средних нагрузок, расчет по скорректированным графикам нагрузки, метод расчета потерь по эквивалентному числу дней и суточным потерям Каждый из рассмотренных методов для одной и той же схемы в одних случаях может дать хорошее по точности приближение, в других погрешность резко возрастает, превышая 10-15%

Метод моделирования и анализа потерь по характерным режимам расчетного периода используется для более точного определения потерь электроэнергии в магистральных сетях региональных энергосистем При этом предлагается делить год на три расчетных периода В качестве характерных режимов в каждом расчетном периоде принимаются зимний и летний максимумы текущего года и зимний максимум предыдущего года.

Определение потерь электроэнергии в каждом расчетном периоде основывается на расчете серии установившихся режимов по скорректированным нагрузкам узлов за 24 часа контрольных суток При отсутствии информации за каждый час суток расчеты производятся для характерных суточных режимов Длительность каждого режима принимается равной Д1 В число характерных режимов обычно включаются часы прохождения утреннего и вечернего максимумов, ночного минимума нагрузки Потери электроэнергии за расчетный период вычисляются по формуле

7АШ Ь

Д\Удт = ЛТ X 1ДРуД1, (1)

1=1 1=1

где Ь - число элементов в схеме замещения системы электроснабжения, ДРЦ- потери

мощности в ^м элементе для 1-го режима, ЛТ - количество суток в расчетном периоде

Все большее распространение для определения потерь электроэнергии находят вероятностно-статистические методы и,в частности, регрессионные зависимости Уравнения регрессии позволяют установить связь между изменениями основных параметров режима и потерями мощности и энергии в электрической системе электроснабжения Обычно для описания статистических взаимосвязей между случайными величинами используются полиномиальные модели, которые можно представить в виде

ДР = ад,с12, , сЦ,) - Ьо + X Ъ,с/к + + , (2)

А=1 к{ 1 ¿=1

где ДР - зависимая переменная уравнения регрессии (потери мощности), с!к, ^ - независимые переменные уравнения регрессии (факторы), Ьо, Ц, Ьц. - коэффициенты уравнения регрессии, ф - число факторов

Для прогнозирования и контроля за уровнем потерь мощности предлагается использовать уравнения регрессии вида

ДР, = Ьо+£ььЛ.+£«. (3)

где ДР - потери мощности в 1-й час Рь - мощность для к-го фактора в 1-й час расчетного периода

Расчет потерь электроэнергии производится на основании суммирования почасовых значений потерь мощности и определяется по выражению

ДГ/Д/ Ф Ф ДГ/ДГ

Д\удт = Хд/',л/ = ь„м + + 5Х (4)

где Д\¥дт- потерн электроэнергии за период ДТ, Д1 - интервал замера, обычно равный одному часу, - электроэнергия за период ДТ для к-го фактора, входящего в уравнение регрессии

На основе анализа известных подходов к решению по минимизации потерь в работе решена задача разработки моделей потерь мощности и энергии в электрической системе электроснабжения региона с учетом перетоков при существующих системах диспетчерского управления

Во второй главе предложены модели анализа режимов работы региональных систем электроснабжения, определена математическая модель оценки потерь от межсистемных перетоков и нагрузки в сетях электроснабжающих организаций, проведено моделирование базовых режимов функционирования региональных систем электроснабжения и моделирование влияния перетоков и нагрузки на величину потерь мощности

При оценке потерь от межсистемных перетоков и нагрузок проблема заключается в том, что по сети напряжением 110 кВ и выше осуществляется передача мощности не только в соседние регионы, но и потребителям собственной сетевой организации Однако из-за электрической связи сетей различного уровня напряжения изменение перетоков сказывается и на величины потоков энергии по сетям межрегиональных магистральных сетевых компаний А это, в свою очередь, приводит к изменению технологического расхода энергии на транспорт (потерь энергии) Задача состоит в выделении из общих потерь в 1-ом элементе системы потерь, связанных непосредственно с протеканием межсистемных перетоков (те дополнительных потерь) Приборами учета и измерительными системами удается зафиксировать только суммарную величину потерь без разделения ее на составляющие Анализ ответственности каждого подразделения за величину потерь энергии возможно выполнить только расчетным путем

При решении этой задачи используются следующие методы

- расчет по графикам зависимости потерь от межсистемных перетоков в функции от межсистемных перетоков ЛРмп = £(Рмп),

- расчет с использованием коэффициентов изменения потерь,

- расчет тарифов для потребителей, питающихся через электросети других предприятий,

- выделение потерь от межсисгемных перетоков

Недостатком расчета по первому методу явтяется то, что он дает хорошие результаты только при наличии одного перетока При большем количестве реверсивных межсистемных перетоков он не работоспособен Методы расчета потерь по коэффициенту формы графика применимы в основном для сетей 35 кВ и ниже и в данном случае не применяются

В основу второго метода положен известный способ расчета электрических сетей по коэффициентам распределения задающих токов узлов Описанный метод является одним из наиболее точных методов оценки потерь от межсистемных перетоков, но практическая реализация его затруднена из-за большой трудоемкости расчетов коэффициентов распределения для региональных систем

Согласно третьему методу величина потерь пропорциональна квадрату энергии единого энергетического потока, передаваемого через элемент схемы

Д\¥х = Г(\У25;) (5)

Недостатком данного метода является то, что годовое потребление учитывается суммированием потребленной электроэнергии за два характерных периода (июнь, декабрь), что искажает реальную картину энергопотребления и приводит к погрешности расчетов

В соответствии с четвертым методом при расчете потерь мощности дзя любого часа суток используются два режима, соответствующих выбранному моменту времени Первый режим - фактический (характерный дтя расчетного периода), в нем по межсистемным линиям между данной системой и каждой из соседних проходит мощность Р,второй режим - расчетный, отличающийся от первого тем, что на межсистемных линиях между данной ЭСО и каждой из соседних межсистемный переток отсутствует Расчеты потерь энергии, обусловленных межсистемными перетоками, выполняются за характерные часы (дни) рассматриваемого месяца с экстраполяцией результатов такого расчета на остальные дни Недостатком указанной методики является неучет одновременного изменения перетоков по различным линиям (составляющая 2 [2 К)

1^1, + Ь.

АР = Те2 Я = 1[2 К + 122 Я + 2 I, 12Я (6)

Метод выделения потерь от межсистемных перетоков при моделировании регрессионной зависимости разработан и опробован на примере одной из региональных компаний, включающей нескочько электросетевых предприятий Дчя выполнения метода построена регрессионная зависимость потерь мощности и энергии от нагрузок и межсистемных перетоков, выделена составляющая потерь зависящая от межсистемного перетока

Расчетная характеристика определения потерь для учета их в стоимости энергии складывается из следующих составляющих

Д\У = Д\¥о4-по+Л\Упро.1 + Л\Умп (?)

где Д\¥ - суммарный норматив для энергосистемы, Д\У о 4 по - норматив потерь в сетях О 4-110 кВ, Д\Угф0, - норматив потерь в элементах, не включаемых в схемы замещения (например синхронных компенсаторов, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения и пр ), Л\Умп -дополнительные потери от протекания межсистемных перетоков по т-ниям электропередач, режимы которых задаются вышестоящими по диспетчерской иерархии подразделениями

Метод выделения составляющих потерь от межсистемных перетоков с помощью регрессионной зависимости состоит в построении на основании расчета серии характер-

ных режимов суммарных потерь мощности от нагрузок и межсистемных перетоков и последующем разделении их на составляющие

AP, = f(P„„PMn,), (8)

где ДР, -значение потерь мощности в системе электроснабжения в 1- й час расчетного периода, оцениваемое по регрессионной зависимости, f -эмпирическая функция, связывающая изменение результативного признака (потерь) и наблюдаемых факторов (нагрузок, межсистемных перетоков), Р„,, Рмп i - значения нагрузок и межсистемных перетоков в i режиме

Переход к потерям энергии AW осуществляется суммированием часовых значений потерь мощности за расчетный период

Выделение потерь от межсистемных неретоков производится как разность значений параметров реального и базового режимов За базовый режим принимается один из реальных режимов системы электроснабжения при характерных значениях межсистемных перетоков и нагрузок в соответствующие часы суток Число базовых режимов зависит от диапазонов изменения нагрузок, направлений и величин перетоков Базовые режимы изменяются также по сезонам

Линеализируя функцию (8) в точке, соответствующей базовым значениями пользуясь частными производными влияния изменения каждого фактора на величину потерь, получаем формулы для оценки изменения потерь при изменении факторов (нагрузок и межсистемных перетоков)

5ДР, =ЭДР/оР„*(Р„, - Р„б) + 5ДР/аРмп*(Рмп, - Рмпб), (9)

где 6ДР, - изменение потерь в i режиме по сравнению с базовым, 6ДР/.ЗР,, и ЭДР/дРмп -частные производные потерь мощности по собственной нагрузке и межсистемным перетокам, Р„, Р„6 - собственная нагрузка системы в i и базовом режимах, Рмпь Рмпб ~ межсистемные перетоки в i и базовом режимах

В случае, когда зависимость (8) имеет вид полинома, можно частные производные заменить конечными разностями, и тогда выражение дтя оценки влияния изменения каждого фактора на величину потерь мощности опредетяется как разность расчетов потерь при реальных и базовых значениях факторов

6ДР=ДР,-ДРб=(АР«-ДР„б) +(ДРмп-ДРмпб)=5ДРш+8ДРмп„ (Ю)

где ДРга ДР„б -потери мощности в системе э тектроснабжения от токов нагрузки в i и базовом режиме, ДРмП| ДРмпб - потери мощности, связанные с протеканием межсистемных перетоков в t и базовом режиме, 8ДРШ - изменения потерь, обустовленные изменением нагрузок, ёДРмц - изменения потерь, обусловленные изменением межсистемных перетоков В системе электроснабжения оценка составляющих производится по следующим выражениям

6ДРШ = f (Р„, Рмпб) - f (Рнб, Рмпе),

(П)

ЗДРмп, = f(P„6 Рмп,) - f (Р„б, Рмпб),

где f(P„, Рмпб) " оценка потерь по регрессионной зависимости при значениях факторов Ри и Рмпб, «Рнб, Рмпб) - оценка потерь по регрессионной зависимости при значениях факторов Рнб и Рмпб, f(P„6 Рмп.) - оценка потерь по регрессионной зависимости при значениях факторов Р„б и Р мт

При построении регрессионных моделей исстедованы данные активных экспериментов Основой для расчета регрессионной зависимости в сетях ПО кВ и выше являются результаты моделирования серии характерных установившихся режимов работы этектро-снабжающих организаций за расчетный период Расчеты проводятся по сэквивалентиро-ванным схемам, включающим все этементы, по которым может протекать межсистемный переток Принимается, что потери в сэквивалентированных элементах 6 - 35 кВ и большей

части системы электроснабжения 110 кВ не зависят от межсистемных перетоков, поэтому их эквивалентирование не влияет на точность расчетов

Для построения регрессионной модели реализуются стедующис этапы анализа параметров системы передачи электроэнергии

Этап 1 Выбирается расчетный период Подготавливаются схемы системы электроснабжения за день контрольных измерений

Этап 2 Формируются режимы для моделирования Подготовка режимов выполняется на основе данных оперативно-измерительного комплекса (ОИК) Характерные режимы необходимо выбирать из рабочих дней, воскресений, суббот и понедельников с сохранением их относительного чиста в выборке (т е число рабочих дней не должно превышать число других дней в четыре раза)

Этап 3 По подготовленным на предыдущем этапе данным рассчитываются установившиеся режимы и формируется объем данных для оценки коэффициентов регрессионной зависимости

Этап 4 Рассчитываются оценки коэффициентов регрессионной зависимости для вычисления потерь мощности

Как показал опыт проведения расчетов, целесообразно все факторы, включаемые в регрессионную модель, представлять в стандартизованном виде, т е

х = (<1-а)/с, (12)

где <1 - исследуемый фактор, а - среднее значение фактора в рабочей выборке, с - диапазон изменения фактора

Этап 5 Переход от регрессионной зависимости для расчета потерь мощности к регрессионной зависимости для расчета потерь электроэнергии выполняется через коэффициент формы графика изменения нагрузки каждого фактора

Такой переход к нормативной характеристике по энергии основан на суммировании почасовых значений потерь мощности Если регрессионная зависимость для потерь мощности имеет вид

ДР,= Ь0+£ Ь„*(Р,-а,)/с,+ £ Ь21 * ((Р, - а,)/с,)2, (13)

1=1 ,.1

то регрессионную зависимость для потерь энергии можно представить так

^ ДР,=Т*Цо+ ^ Чп* 1АГ,+ ^ Я2,*Кф12* (14)

где Ьо, Цо - коэффициенты при свободном члене в уравнениях регрессии для потерь мощности и энергии соответственно Ь),, Яп - коэффициенты при членах первого порядка в уравнениях регрессии для потерь мощности и энергии соответственно, Чл - коэффициенты при квадратичных членах в уравнениях регрессии для потерь мощности и энергии, 1, п - 1-тый фактор из п включенных в уравнение регрессии,.), Т - _)-тый час расчетного периода Т, Р,, - значения мощности и энергии по 1-му фактору, Кф, - коэффициент формы изменения графика 1-го фактора за расчетный период Т

Достоинством перехода к нормативу потерь с коэффициентом формы является возможность подставлять в уравнения сальдированные значения реверсивных перетоков

Этап 6 Выполняется оценка точности расчетов по регрессионной зависимости Выполняя анализ погрешностей, принимается решение о возможности использования данной регрессионной зависимости для расчета потерь Если погрешности велики, необходимо изменить структуру регрессионной зависимости и получить новые оценки коэффициентов

Этап 7 Выделяется составчяющая потерь энергии от межсистемного перетока

Л\\"Мп, = (Р, (Д \\%п,) - Р, (Д\Убмп), (15)

где Р, (Д\¥'мп,), Р, (Д\М6мп) - оценка потерь энергии по регрессионной зависимости при значениях факторов соответственно при реальных \¥3мп, и базовых режимах ЛХУ^уп Ис-

пользуя описанный подход, молено исследовать влияние изменения каждого перетока на величину потерь в региональных сетях

Расчеты режимов проводятся по данным ОИК за часы, соответствующие расчетным схемам летнего и зимнего замера - ночного провала, утреннего и вечернего максимумов Расчеты, связанные с планированием режимов между контрольными днями проводятся по прогнозируемым состояниям региональной системы электроснабжения При подготовке расчетных схем учтено несоответствие реальной схемы системы электроснабжения (отключения, ремонты и т п ) схеме установившегося режима, а также погрешности телеизмерений Значения напряжения и генерации в узлах с генераторами и синхронными компенсаторами устанавливаются из условия обеспечения баланса по активной мощности и нормальных уровней напряжения

В процессе проведения расчетов установлены следующие этапы выделение групп элементов системы электроснабжения, необходимых для моделирования режимов работы региональных сетей и расчета потерь мощности, выделение факторов, необходимых для моделирования режимов работы сетей за расчетный период, формирование таблиц экспериментов

На основании таблиц экспериментов, состоящих более чем из 100 режимов, получены зависимости влияния изменения перетоков на изменение потерь ДР=8,07492*105-Ю,0349б44*ЕРн,пэс)+О0042532*Рг(19|о)+(-0,00504147)*Рг(2951)+ а6)

+(-0,0007072)*Рг(з901)+0,001 15126*Рг(,.л2)+0,00193813*Рг(6(Ш)+(-,00261877)*ХМП(,1),

где ЕРн(пэс) - сумма нагрузок всех ПЭС, которая во время всего расчета остается постоянной, £МП (уз) - сумма перетоков в 1- том режиме, Рг(|910) Рг(29з1) Рг(3<>04) Рг(>922) Рг(б013) -значения перетоков на границах балансовой принадлежности

Коэффициенты, полученные в результате расчета, характеризуют влияние перетока на величину потерь мощности

Погрешность расчета потерь в электросетевой компании определена по формуле

8=(АРп.ах-АРт.п)«2.100%> {17)

ДРтах+ ДРтт

где ДРтах, ДРтт - максимальное и минимальное значения потерь мощности при различных вариациях межсистемных перетоков

Ошибка определения потерь при различных вариациях межсистемных перетоков составляет до 1,8 %, что допустимо с точки зрения установленных границ-погрешности

По результатам расчетов для каждой из исследуемых точек присоединения выведены уравнения, соответствующие схемам ночного провала, утреннего и вечернего максимума На основании полученных регрессионных моделей построены графики зависимости изменения потерь от изменения перетока за характерные часы Анализ выявил различное влияние межсистемных перетоков на изменение потерь Оно зависит от различного влияния факторов (расчетного периода, отключений) Оценка по коэффициентам регрессионной модели показывает, что при исследовании влияния каждой линии по отдельности коэффициенты регрессионной зависимости совпадают с коэффициентами, полученными от совместного влияния всех линий Это доказывает, что по интегральной регрессионной зависимости можно оценивать влияние каждою межсистемного перетока по отдельности

В проведенных исследованиях показано влияние межсистемных перетоков от загрузки системе электроснабжения (рис 2) Чем выше загрузка, тем выгоднее увеличивать переток из системы в соседние сетевые предприятия более низкого напряжения Интервал изменения потерь мощности в сети 330 кВ при неизменных перетоках и изменяющейся нагрузке сети 110 кВ в пределах 30% составляет от 1,25 до 1,8 МВт или от 16 до 23 % от суммарных потерь в сети 330 кВ

На основании данных исследований можно утверждать, что необходимо дифференцированно подходить к учету влияния каждого перетока на изменение потерь мощности и

энергии, так как один и тот же переток может как снижать, так и увеличивать потери мощности и энергии

- ЛИНИЯ 1907

--Линия 1909

0 0 Линия 2951

Рис 2 Графики зависимости потерь в региональной системе электроснабжения от межсистемных перетоков

Таким образом, для построения модели, описывающей потери энергии в магистральных системах передачи энергии, наиболее перспективны вероятностные методики Для определения доли технических потерь электроэнергии, чья мощность передается по межсистемным линиям, необходима разработка модели, описывающей потери каждого объекта электроснабжения При этом необходимо дифференцированно подходить к учету межсистемных перетоков

В третьей главе определены средства обеспечения требуемой точности регрессионной модели, достоверности результатов моделирования на основе анализа погрешностей, исследовано влияние числа испытаний на точность прогноза регрессионной модели, проанализировано влияние погрешности измерений на устойчивость качественных показателей регрессионной модели, оценено влияние на погрешность результатов моделирования изменения параметров схемы электроснабжения, показано влияние конфигурации электрических сетей на структуру регрессионной модели, осуществлен расчет по минимизации потерь

Погрешность математической модели в работе рассматривается как разность результатов, полученных по приближенной и эталонной моде™ Точность модели фиксируется по показателям среднего остатка по отношению к опытному значению, множественного коэффициента корреляции, детерминации критерию Фишера

При ограниченном числе экспериментов невозможно осуществить точное определение коэффициентов регрессии, приходится ограничиваться определением оценок этих коэффициентов Для определения коэффициентов регрессии проводится серия экспериментов, в каждом из которых измеряются значения всех входных и выходных величин Получение информации для построения регрессионной зависимости основано на экспериментальном проведении измерений чежсистемных перетоков в системе электроснабжения Количество таких измерений определяет объем рабочей выборки для построения регрессионной модели

Для определения достаточного количества экспериментов из исходных выборочных режимов последовательно исключаются нескопько режимов и для каждого случая рассчитываются коэффициенты регрессионной зависимости, описывающие влияние каждого фактора на потери мощности в региональной системе электроснабжения В качестве наблюдавшеюся признака используются межсистечные перетоки в линиях и нагрузки, в качестве результативного признака - потери мощности в системе электроснабжения Не-

смотря на то, что процессы, протекающие в системе, можно достаточно точно описать, достоверно неизвестно изменение нагрузки каждого узла, следовательно, и перетоков мощности При исключении характерных суток в некоторой мере учитывается изменение нагрузки в течение времени

Для исследования поэтапно случайным образом исключаются несколько режимов и на каждом этапе рассчитываются коэффициенты регрессионной зависимости Далее строятся графики изменения коэффициентов регрессионной зависимости от количества экспериментов, по которым определяется достаточное их количество для устойчивости модечи По другим режимам проведены аналогичные расчеты, но уже учитывались характерные особенности всей совокупности режимов за расчетный период, то есть эксперименты исключались не случайно, а с учетом характерных суток

В качестве моделей использованы полиномы первой и второй степени В ходе расчетов получены следующие зависимости для различного количества экспериментов в используемом при расчете плане (по убыванию)

полином первой степени У =7,9918е 5 + 0,0193139 х1+0,0184478 х2-0,0132231 хЗ + 0,00107196 х4- (18) -0,00224779 х5 + 0,000870662 х6 +0,0131245 х7,

полином второй степени У=1,92125е 7 + 8,76304е 6 х1 + 0,000400158 х12+ 1,14496е5 х2 + 0,000467192 (19) х2'+1,48387е"6 хЗ-3,36745е 5 хЗ2 + 2,35114е_б х4+2,87788 е 5 х42 + +5,44117е*7 х5+1,78484е 5 х52+ 1,2491е 6 хб- 1,38648е 6 х62+ 1,41384е 6 х7+ + - 6,64158е 6 х72

полином первой степени У = 5,57233е 5 + 0,0116453 х1 + 0,176296 х2 - 0,00945748 хЗ + 0,000325251 х4- (20) -0,0134995 х5 + 0,000948849 хб + 0,00876275 х7

полином второй степени У =2,14928с 7 + 8,68112е 6 \1 + 0,000349907 х12+ 1,15374е 5 х2 + 0,000456587 (21) х22 +3,06958е"6 х3 + 2,73891е 5 х32 + 2 50153е 6 х4+2,91304 е 5 х42 -- 5,50164е 6 х5+0,00014091 х52+ 1,27187е 6 х6 + 4,68015е 7 хб2 + +4,48987е'7 х7-2,44271е~6 х72

Зависимость изменения коэффициентов регрессионной зависимости (6В) от количества экспериментов (п) при изменении перетоков мощности по различным линиям вычисляется по формуле

5в ЁГЁЗ.* ,оо%, (22)

Вб

где <5в,— изменение коэффициентов относительно базового эксперимента при максимальном их числе п, в, - коэффициент регрессионной зависимости на 1-ом этапе расчета, Вд - коэффициент регрессионной зависимости при базовом котичестве экспериментов

Для более полного охвата возможных сочетаний значений параметров использованы О - оптимальные дробные ппаны факторного эксперимента различного порядка, а также планы полного факторного эксперимента

Допустимый уровень ошибки (не более 5 %) достигается для рабочих 160 режимов при количестве более 80 в 55,5 % стучаев, ботее 130 в 44,5 % случаев, для выборочных 96 режимов более 80 в 54,5 % случаев, более 90 в 18,18 % случаев, более 73 в 18,18 % случаев Ориентируясь на полученные результаты, судить о степени влияния фактора в допустимой погрешности на регрессионную модель можно при количестве экспериментов не менее 100 (рис 3)

- Линия 504 --Ветвь 63-258 - - Ветвь 504-519

Рис 3 Зависимость коэффициентов регрессионной зависимости от количества экспериментов

Критерием точной модели является исктючение максимального количества экспериментов, неудовлетворительно описываемых данным уравнением

В работе произведена оценка степени необходимости учета погрешностей измерений электрических величин при построении регрессионной зависимости, описывающей потери мощности

Качественные показатели адекватности модетей

Количество экспериментов Средний остаток по отношению к опытному значению, % Среднеквадратичное отклонение

Полином 1 ст Полином 2 ст Потином 1ст Полином 2 ст

81 2,512 0,471 0,14986 0,17692

54 2,566 0,527 0,14913 0,17629

27 2,34 0,362 0,14855 0,17591

18 2,411 0,421 0,15021 0,17702

9 1,856 - 0,14908 -

На основании данных, представленных в таблице можно сделать следующие выводы при изменении количества экспериментов в тане средний остаток по отношению к опытному значению изменяется незначительно и лежит в предепах 5 %, что является допустимым значением по требованиям к уровню точности модетей данного типа в электроэнергетике, среднее квадратичное отклонение также изменяется незначительно (до 1,12 %) То есть при формировании математической модели, описывающей потери мощности в задан-

ной системе электроснабжения, достаточным является применение плана эксперимента, состоящего из 9 для полинома 1-й степени и 18 - для полинома 2-й степени

Используя планы факторных экспериментов по программе, реализующей установившийся режим, рассчитаны параметры работы в системе электроснабжения с учетом погрешности измерений активной (10 %) и реактивной (15 %) мощности в узлах

При сравнении показателей очевидно, что при построении моделей учет погрешностей измерений не обязателен для полиномов 2-й степени, чего нельзя сказать о линейных зависимостях

При учете в эксперименте погрешностей измерений качественные показатели линейных зависимостей резко ухудшаются, то есть модели данного типа не удовлетворяют требованиям точности Полиномы второй степени вне зависимости от количества опытов в плане эксперимента, использованном при их построении, сохраняют удовлетворительные качественные показатели

Кроме того, в работе получена математическая модель анализа потерь мощности в системе электроснабжения при изменении параметров схемы электроснабжения При этом варьировались параметры линий напряжением 110 кВ и ниже Для изучения устойчивости регрессионной модели проведены расчеты, в каждом из которых изменялись суммарные сопротивления, проводимости и перетоки мощностей в линиях путем их переключения По результатам построена модель анализа потерь мощности в системе электроснабжения

у=0,0213727+0,0658016*Х1+0,00646917*Х2+0,0207441*ХЗ+0,128994*Х4+ (23)

+0,175143*Х5,

где XI- изменение активного сопротивчения линий, Х2- изменение реактивного сопротивления линий, ХЗ- изменение активной проводимости, Х4- изменение перетоков активной мощности, Х5- изменение перетоков реактивной мощности

Корреляционный анализ показал, что наиболее влияющими факторами являются перетоки активной и реактивной мощностей в линиях

Исследование погрешности расчета потерь мощности в зависимости от погрешности исходных данных проведены по следующей вычислительной схеме, включающей подготовку исходной схемы, изменение начальных условий, расчет коэффициентов регрессии, обработку результатов н определение интервала погрешности расчета потерь мощности

Дчя различных схем на основании расчетов построены линейные и квадратичные уравнения При изменении параметров схемы исследования рекомендуется проводить отдельно в сетях 330 кВ и 110 кВ Выявлено, что изменение суммарных активных, реактивных сопротивлений и проводимостей ветвей до 4 %, а также суммарное изменение перетоков до 2 % приводит к ошибке в оценке параметров регрессионной зависимости до допустимого предела в 5 % Для систем электроснабжения ктасса напряжения 330 кВ отключение линий резко изменяет потокораспределение, и оценка параметров режима по регрессионной зависимости без пересчета коэффициентов приводит к большой погрешности

В работе исследовано влияние топологии схемы передачи электроэнергии (радиальная, кольцевая, смешанная) на структуру регрессионной модели При этом целесообразно проводить иссчедования на основании подхода с раздельным анализом каждой состав-чяюшсй погрешности

Для реализации мероприятий по снижению уровня потерь, используя регрессионную модель, задавая значения нагрузок предприятий и перетоков от минимальных до максимальных значений и подбирая их вариации, возможно привести значения потерь к минимуму

Минимизировать потери возможно на основании следующей зависимости

шшДЯ(дг,^) = ш1п( я0+2>, * P.iXj-y,))' <24)

при следующих ограничениях Рд ( дгтш )< Р ( Xj )< ^ ( ), Pv( Уг)т )< Рч ( >у )< Р, ( ), где а, - коэффициенты регрессионной зависимости, Рд(х,У~ величина нагрузки в j режиме, Р (увеличина перетока в j режиме

Модель (24) реализована в инструментальной среде симплекс-методом При этом уменьшение потерь в расчетной схеме по отношению к базовой составляет от 0,5 до 0,7 % В четвертой главе представлен программный комплекс анализа экономической эффективности вариантов минимизации потерь в региональных системах электроснабжения, приведена его структура, пользовательский интерфейс и результаты практической апробации

В результате реализации программы формируется информация, показывающая экономическую эффективность от внедренных мероприятий по минимизации потерь

Анализ наиболее экономичного варианта при расчете потерь различными методами в региональной системе электроснабжения осуществляется с использованием специализированной базы данных, в которую заносятся значения стоимости потерь электроэнергии по каждому варианту, а также капитальные вложения и нормативный срок окупаемости

Цель такого анализа состоит в определении возможностей финансирования проекта и представления результатов анализа руководству региональных компаний Структурная схема алгоритма анализа представлена на рис 4 Программа состоит из пяти модулей расчета срока окупаемости, расчета чистого дисконтированного дохода, индекса прибыльности, денежных выплат и денежных потоков Параметры расчета вктючают следующие показатели чистый дисконтированный доход на начало, чистый дисконтированный доход за год, индекс прибыльности (доходности) инвестиций (PI), внутреннюю норму прибыли (норму доходности) (IRR), время выптат (период возмещения) (РО), денежные потоки (движение наличности) (CF) На основе результатов расчетов детается вывод об окончательном варианте финансирования мероприятий по минимизации потерь

Рис 4 Структурная схема алгоритма анализа экономической эффективности минимизации потерь

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1 Осуществлен анализ программно-аппаратного обеспечения АИИС КУЭ, актуализирована проблематика регионального электроснабжения на основе минимизации потерь, обеспечивающая бесперебойный режим электроснабжения промышленных предприятий

2 Предложено формализованное описание процессов, обусловливающих потери электроэнергии от межсистемных перетоков в системах передачи региональных систем электроснабжения, реализующих аппарат статистического анализа

3 Разработаны регрессионные модели анализа и прогноза потерь электроэнергии в системах передачи для конкретных условий различных электросетевых предприятий, а также варьирования альтернативными структурами, что позволяет существенно повысить точность результатов моделирования

4 Определены формальные условия выбора структуры регрессионной модети в зависимости от топологии систем передачи электроэнергии с целью повышения уровня точности при проведении машинных расчетов

5 Предложена оптимизационная модель минимизации потерь электроэнергии в региональных системах электроснабжения, ориентированная на повышение уровня оперативности принимаемых решений по выбору соответствующих режимов функционирования

6 Разработано программное обеспечение моделей анализа и минимизации потерь в региональных системах эзекгроснабжения, обеспечивающее эффективный режим функционирования систем контроля и учета электроэнергии

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1 Капишникова Т В Расчеты нормативов потерь мощности и энергии в энергосистемах и оценка потерь от межсистемных перетоков /ТВ Капишникова, В И Идельчик, С А Филиппов // Вестник технического университета Иркутск ИрГТУ, 1998 № 4 С 2932

2 Капишникова ТВ Применение регрессионных моделей для оценки потерь от межсистемных перетоков /ТВ Капишникова, С А Филиппов // Электричество 1998 -№2 С 22-24

3 Низовой А Н Расчет потерь мощности в электрических сетях методом коэффициентов распределения / АН Низовой, ПА Аверичкин, ТВЧернавина, БГВинников //Справочник Инженерный журнал М 2007 № 8 С 62-64

Статьи и материалы конференций

4 Капишникова ТВ Вчияние межсистемных перетоков на величину потерь мощности в АО «Ставропольэнерго» /ТВ Капишникова, С А Филиппов // Вузовская наука Северо-Кавказскому региону труды регион науч -техн конф Ставрополь СГТУ, 1997 С 77-78

5 Капишникова Т В Исследование факторов, влияющих на точность регрессионной модели потерь мощности в электрических сетях энергосистемы /ТВ Капишникова, С А Филиппов // Вузовская наука Северо-Кавказскому региону труды регион науч -техн конф Ставрополь СГТУ, 1998 С 42-45

6 Капишникова Т В Оценка влияния межсистемных перетоков на потери мощности /ТВ Капишникова, С А Филиппов // Вузовская наука Северо-Кавказскому региону труды регион науч-техн конф Ставрополь СГТУ, 1999-С 58-62

7 Филиппов С А Сравнение методик опредезения потерь от межсистемных перетоков / С А Филиппов, Т В Капишникова / Труды XXIX науч -техн конф по результатам

научно-исследоватетьской работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов за 1998 г Ставрополь, 1999 Т 2 С 28-29

8 Чернавина Т В Определение объема выборки для статистического обоснования норм расхода энергоресурсов /ТВ Чернавина, Н А Канарская // Совершенствование техники, технологии, экономики в сфере сервиса и методики обучения труды IV межвуз науч - практ конф Ставрополь СТИС, 2004 С 41-42

9 Чернавина Т В Методика нормирования электропотребления /ТВ Чернавина, Н А Канарская // Совершенствование техники, технологии, экономики в сфере сервиса и методики обучения труды V межвуз науч - практ конф Ставрополь СТИС, 2005 С 227-

10 Чернавина Т В Реализация альтернативных структур регрессионных моделей в системах управления региональным электроснабжением /ТВ Чернавина, А Н Низовой // Электротехнические комплексы и системы управления науч -техн журнал Воронеж Кварта, 2007 № 1(7) С 39-41

11 Чернавина Т В Системы учета при введении многотарифного расчета за электроэнергию /ТВ Чернавина, А Н Низовой, Ангомас Ариас Хуан (США) // Компьютерные технологии в технике и экономике труды междунар науч конф Воронеж, 2007 С 187-190

12 Низовой А Н Статистический подход к моделированию и анализу потерь электроэнергии в ре1 иональных системах этектроснабжения /АН Низовой, Т В Чернавина // Электротехнические комплексы и системы управления науч -техн журнал Воронеж Кварта, 2007 № 1(7) С 45-46

13 Заявка 2007613255, заявл 06 08 2007

Подписано в печать 02 10 2007 Формат 60x84/16 Бумага для множительных аппаратов Уел печ л 1,0 Тираж 90 экз Заказ №

ГОУВПО «Воронежский государственный технический университет» 394026 Воронеж, Московский просп , 14

231

/

Введение

Глава 1 Анализ автоматизированных информационно-управляющих систем регионального электроснабжения.

1.1 Структура электротехнического комплекса регионального 10 электроснабжения.

1.2 Средства технического обеспечения автоматизированных информа- 15 ционно-управляющих систем коммерческого учета электроэнергии.

1.3 Методы моделирования и анализа потерь мощности и энергии в региональных электрических системах.

Цель работы и задачи исследования.

Глава 2 Моделирование режимов региональных сетевых компаний и 55 анализ потерь от межсистемных перетоков.

2.1 Модель оценки потерь от межсистемцых перетоков и нагрузки в сетях 55 электроснабжающих организаций.

2.2 Моделирование базовых режимов функционирования региональных 71 систем электроснабжения.

2.3 Моделирование влияния перетоков и нагрузки на величину потерь мощности.

Выводы.

Глава 3 Средства обеспечения требуемой точности регрессионной моде- 93 ли анализа потерь мощности.

3.1 Обеспечение достоверности результатов моделирования на основе анализа погрешностей.

3.2 Исследование влияния числа испытаний на точность прогноза регрессионной модели.

3.3 Анализ влияния погрешности измерений на устойчивость качественных показателей регрессионной модели.

3.4 Влияние на погрешность результатов моделирования изменения параметров схемы электроснабжения.

3.5 Анализ влияния конфигурации электрических сетей на структуру perрессионной модели.

Выводы.

Глава 4 Программный комплекс моделирования и анализа потерь в региональных системах электроснабжения.

4.1 Структура программного обеспечения моделей анализа потерь мощности.

4.2 Пользовательский интерфейс.

4.3 Результаты практической апробации моделей анализа и минимизации потерь в системах регионального электроснабжения.

Выводы.

t

Актуальность темы

Затраты на производство и поставку потребителям электроэнергии в системах регионального электроснабжения включают стоимость электроэнергии, расходуемой на ее передачу по электрическим сетям (потери). В настоящее время уровень потерь электроэнергии в электрических сетях России составляет 13%, в то время как ,за рубежом - 7,5%. Приказом №338 ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.2005 г. утверждена комплексная программа по снижению потерь в сетях всех уровней напряжений к 2015 г. до 10%. Конечной целью снижения потерь является сдерживание темпа роста тарифов на электроэнергию для потребителей. Рост уровня автоматизации производства, с одной стороны, и постоянное удорожание электрической энергии, приводящее к возрастанию ее составляющей в сеI бестоимости продукции, с другой, обусловливают необходимость внедрения современных информационных технологий в системы регионального электроснабжения, представляющие собой сложные электротехнические комплексы, включающие системы генерации, передачи, преобразования и потребления электрической энергии. Эффективность функционирования систем электроснабжения, в том числе промышленных предприятий, в значительной мере зависит от уровня потерь электроэнергии при ее транспортировке.

Кроме того, следует отметить, что оперативное решение задач минимизации потерь в системах передачи энергоресурсов оказывает существенное влияние на качество потребляемой электроэнергии.

В настоящее время для решения задач анализа электрических потерь и определения нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче широко используются модели, реализующие в основном методы теоретических основ электротехники, в частности, методы эквивалентирования, схемы замещения, которые в ряде случаев позволяют получать приемлемый результат. Однако в условиях неоднородности по уровням напряжения и топологии данные методы имеют ограниченные возможности. Это обусловливает необходимость использования в этой области альтернативных подходов, в том числе реализующих аппарат статистического анализа.

Таким образом, актуальность темы диссертационного исследования продиктована необходимостью дальнейшего развития аппарата математического моделирования и анализа процессов, обусловливающих потери электроэнергии в системах передачи региональных систем электроснабжения с целью их нормирования и минимизации, а также обеспечения требуемого уровня режимов электропотребления в рамках автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).

Тематика диссертации соответствует одному из основных научных направлений Воронежского государственного технического университета «Вычислительные системы и программно-аппаратные электротехнические комплексы».

Цели и задачи исследования. Целью настоящей работы является разработка и исследование моделей минимизации потерь и нормативных характеристик потерь электроэнергии в региональных системах энергоснабжения на основе реализации аппарата множественного регрессионного анализа, обеспечивающая объективность устанавливаемых тарифов за услуги по передаче электроэнергии в рамках АИИС КУЭ.

Для достижения указанной цели в работе поставлены и решены следующие задачи: с позиций системной методологии провести анализ существующих систем АИИС КУЭ и определить проблемы, решение которых позволит существенно повысить эффективность управления системами передачи энергоресурсов в системе регионального электроснабжения; проанализировать существующие модели анализа и прогнозирования потерь мощности и электроэнергии в региональных сетевых системах; провести исследование влияния межсистемных перетоков и нагрузок на величину потерь в сетях электроснабжающих организаций; разработать комплексную математическую модель для определения и минимизации потерь электроэнергии от межсистемных перетоков; осуществить анализ условий обеспечения требуемой точности регрессионной модели, описывающей потери мощности в региональной энергосистеме, и выработать рекомендации по ее повышению; разработать средства программного обеспечения моделей анализа потерь и проанализировать влияние выбранных вариантов на коммерческую деятельность, направленных на минимизацию потерь в системах регионального электроснабжения.

Методы исследования. Для решения поставленных задач в работе использованы методы теоретической электротехники, математического моделирования, матричной алгебры, планирования эксперимента, математической статистики.

Научная новизна. В диссертационной работе получены следующие результаты, характеризующиеся научной новизной: предложено формализованное описание процессов, обусловливающих потери электроэнергии от межсистемных перетоков в системах передачи региональных систем электроснабжения, отличающиеся реализацией аппарата статистического анализа; разработаны регрессионные модели, обеспечивающие анализ и прогноз потерь электроэнергии в системах передачи для конкретных условий различных электросетевых предприятий, отличающиеся возможностью варьирования альтернативными структурами, что позволяет существенно повысить точность результатов моделирования; определены формальные условия выбора структуры регрессионной модели в зависимости от топологии систем передачи электроэнергии, обеспечивающие повышение уровня точности при проведении машинных расчетов; предложена оптимизационная модель минимизации потерь электроэнергии в региональных системах электроснабжения, позволяющая повысить уровень оперативности принимаемых решений по выбору соответствующих режимов функционирования; разработано программное обеспечение моделей анализа и минимизации потерь в региональных системах электроснабжения, обеспечивающее эффективный режим функционирования систем контроля и учета электроэнергии.

Практическая значимость работы.

Предложенные методы определения технических потерь от межсистемных перетоков электроэнергии позволяют повысить уровень достоверности данных, используемых при расчете лимитов потребления, повысить эффективность использования энергоресурсов, учитывать норматив снижения потерь электроэнергии на планируемый период.

С использованием мероприятий по управлению режимами энергопотребления возможно сокращение энергозатрат в региональных электросетевых компаниях.

Реализация и внедрение результатов работы. Модели определения технических потерь от межсистемных перетоков апробированы и рекомендованы к внедрению в ОАО «Ставропольэнерго». Результаты диссертационной работы используются в учебном процессе Ставропольского технологического института сервиса в дисциплинах «САПР в энергетике», «Энерго- и ресурсосберегающие технологии», «Поверка, безопасность и надежность энергетического оборудования».

Апробация работы. Основные результаты диссертационного исследования докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях (Ставрополь, 1997- 2001); региональных научно-технических конференциях "Вузовская наука Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, 1997,1999); межвузовских научно-практических конференциях (Ставрополь, 2003-2007, Воронеж, 2007), Международной научной конференции "Компьютерные технологии в технике и экономике" (Воронеж 2007), а также на ежегодных конференциях, проводимых Ставропольским государственным техническим университетом (2001-2007).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 3 - в изданиях, рекомендованных ВАК РФ. В работах, опубликованных в соавторстве и приведенных в конце автореферата, лично соискателю принадлежат: [1,2,4,6] - выделена составляющая потерь от межсистемных перетоков с помощью регрессионных зависимостей; [5] - оценено влияние погрешности на параметры режима регионального электроснабжения; [8,11] - определены факторы, влияющие на точность модели; [3,7,9,10,12] - оценены методики принятия решений с целью минимизации потерь.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы из 105 наименований, 5 приложений. Основная часть работы изложена на 168 страницах, содержит 43 рисунка, 27 таблиц.

выводы

Разработанный программный продукт оценки экономической эффективности вариантов проектов прошел практическую апробацию в реальных условиях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Осуществлен анализ программно-аппаратного обеспечения АИИС КУЭ, актуализирована проблематика регионального электроснабжения на основе минимизации потерь, обеспечивающая бесперебойный режим электроснабжения промышленных предприятий.

2. Предложено формализованное описание процессов, обусловливающих потери электроэнергии от межсистемных перетоков в системах передачи региональных систем электроснабжения, реализующих аппарат статистического анализа.

3. Разработаны регрессионные модели анализа и прогноза потерь электроэнергии в системах передачи для конкретных условий различных электросетевых предприятий, а также варьирования альтернативными структурами, что позволяет существенно повысить точность результатов моделирования.

4. Определены формальные условия выбора структуры регрессионной модели в зависимости от топологии систем передачи электроэнергии с целью повышения уровня точности при проведении машинных расчетов.

5. Предложена оптимизационная модель минимизации потерь электроэнергии в региональных системах электроснабжения, ориентированная на повышение уровня оперативности принимаемых решений по выбору соответствующих режимов функционирования.

6. Разработано программное обеспечение моделей анализа и минимизации потерь в региональных системах электроснабжения, обеспечивающее эффективный режим функционирования систем контроля и учета электроэнергии.

1. Азаров B.C., Филиппова Т.А. Потери электроэнергии от транзитных перетоков в электрических сетях. // Электричество, 1990, №4.

2. Автоматизированные информационные технологии в экономике: Учебник/ Под редакцией проф. Г.А. Титоренко. М.: Компьютер, ЮНИТИ, 1998.

3. Адонц Г.Т., Арутюнян А.А. Методы расчета и способы снижения расхода энергии в электрических сетях энергосистем. Ереван, ЛУЙС, 1986.-184 с.

4. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Холян A.M. АСУ и оптимизация режимов энергосистем.- М.: Высш. шк., 1983.

5. Артюгина И.М., Лисочкина Т.В. и др. Экономико-математические методы и модели принятия решений в энергетике. М.: Высш. шк., 1991.

6. Артюгина И.М., Воронкин А.Ф., Лисочкина Т.В. и др. Сборник задач и деловые игры по экономике энергетики и управлению энергетическим производством, М.: Высш. шк., 1991.

7. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ. Термины и определения. Приложение к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка от 27.02.2004. N 11.0.

8. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ. Технические требования. Приложение к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка от 27.02.2004 N 11.1.

9. Бабкин Д.В. Суточное планирование и оптимизация режимов работы объединенной энергосистемы в условиях оптового рынка электроэнергии (мощности). Дисс. к.т.н. М.: 2003.

10. Ю.Бакаревич, Ю. Б. Самоучитель Microsoft Access 2002.- СПб.: БХВ Петербург, 2002. - 720 с.

11. Барашков А.С. Математические вопросы обработки измерений.- М: МЭИ(ТУ), 1992.

12. Бессонов JI.A. Теоретические основы электротехники. Электрические цепи. 10-е изд., перераб. и доп. - М.: «Гардарики», 2002. - 638 с.

13. Блок В.М. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для электро-энергет. спец. вузов. М.: Высш. Шк.,1986. - 430 с.

14. Броерская Н.А., Штейнбух Г.Л. О нормировании потерь электроэнергии в электрических сетях // Электрические станции.- 2003.- N 4.

15. Васин В.П., Рожков А.С., Самойлов С.Н. Модель принятия решений в условиях неопределенности, сопровождающих аварийные процессы в электроэнергетических системах (ЭЭС). Энергетика и электрификация.-2002.-№5.-С. 24-29.

16. Вендров A.M. Проектирование программного обеспечения экономических информационных систем: Учебник./ М.: Финансы и статистика, 2000.

17. Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Г.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. Учебник для ВУЗов. М.: Энергоатомиз-дат, 1981.

18. Воронкин А.Ф. и др. Системные исследования в энергетике. М.: Энергоатомиздат, 1989.

19. Воротницкий В., Апряткин В. Коммерческие потери электроэнергии в электрических сетях. Структура и мероприятия по снижению// Новости Электротехники.- 2002.- N4(16).

20. Воскобойников Д.М. Экономическое стимулирование рационального использования электроэнергии в промышленности. М.: Энергоатомиз-дат, 1988.- 80 с.

21. Галактионов Ю.И., Гончарюк Н.В., Лоханин Е.К. Эквивалентирование энергосистем для расчета режимов.- М.: Электричество, 1994, №12.

22. Гальперова Е.В. Методы исследования и прогнозирования энергопотребления на региональном уровне. Дис. канд. техн. наук.-Иркутск, 2004.

23. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния электроэнергетических систем. -М.: Наука, 1976, с.220.

24. Гамм А.З., Голуб И.И. Адресность передачи активных и реактивных мощностей в электроэнергетической системе. М.: Электричество, 2003, №3. с. 9-16.

25. Гераскин О.Т. К расчету потерь мощности в электрических сетях методом планирования эксперимента. // Энергетика и транспорт, 1975, №2, с. 145-151.

26. Головкин П.И. Энергосистема и потребители электрической энергии. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

27. Гончарюк Н.В. Методика эквивалентирования электрической сети. // Электричество, 2000, №8, с. 11.

28. Гончарюк Н.В., Фролов В.И. Методические и программные средства формирования расчетных схем объединенных энергосистем на базе современных технологий. М.: Электричество, 2003, №5. с. 2-12.

29. Гринберг А.С., Шестаков В.М. Информационные технологии моделирования процессов управления экономикой. -М.: ЮНИТИ, 2003.

30. Гунин В.М., Копцев J1.A., Никифоров Г.В. Опыт нормирования и прогнозирования электропотребления предприятия на основе математической обработки статистической отчетности. Промышленная энергетика,2000,№2.-С. 2-5.

31. Дерзский В.Г. Расчет потребления электроэнергии населением Украины. // Энергетика и электрификация.-2001.-№5.-С. 24-29.

32. Евдокунин Г.А. Электрические системы и сети. С.-Пб. Изд. Сизова М.П.,2001.-304с.

33. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. Руководство для практических расчетов. -М.:НЦ ЭНАС, 2003.-280 с.

34. Железко Ю.С. Систематические и случайные погрешности методов расчета нагрузочных потерь электроэнергии // Электрические станции. 2001. №12.

35. Железко Ю.С, Васильчиков Е.А. О рациональных способах определения числа часов наибольших потерь и коэффициента формы графи-ка//Электрические станции. 1988. № 1.

36. Железко Ю.С., Савченко О.В. Расчет потерь электроэнергии в энергосистемах с реверсивными межсистемными связями // Электричество. 1995. №3.

37. Железко Ю.С., Савченко О.В. Определение интегральных характеристик графиков нагрузки для расчета потерь электроэнергии в электрических сетях // Электрические станции. 2001. № Ю.

38. Железко Ю.С. Нормирование технологических потерь электроэнергии в сетях. Новая методология расчета // Новости электротехники.- 2003.- N 5 (23).- С. 23-27.

39. Железко Ю.С. Способы расчета числа часов максимальных потерь электроэнергии // Изв. вузов. Сер. Энергетика. 1990. №11.

40. Идельчик В.И., Гринь А.И., Филиппов С.А., Грисько И.В. Методика расчета нормативных характеристик потерь мощности и энергии от межсистемных перетоков ТЭО Юж-Энерго. Ставропольский технический университет, Ставрополь, 1990.-15с.

41. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем,- М.:Энергоатомиздат, 1988. 288 с.

42. Идельчик В.И., Филиппов С.А., Капишникова Т.В. Расчеты нормативов потерь мощности и энергии в энергосистемах и оценка потерь от межсистемных перетоков. /Вестник технического университета,- Иркутск, ИрГТУ, №4,1998, с.6-10.

43. Ильичев Н.Б., Кулешов А.И., Серов В.А. Программный комплекс для проектирования электроэнергетических систем. CADmaster. EnergyCS. 2007.-№36/1.-С. 12-15.

44. Калинкина М.А. Совершенствование методик и алгоритмов расчета технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях в условиях функционирования АСУ ПЭС: Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 2000.

45. Кижнер С.И. Экономичность электрических сетей :Учеб. пособие . Новосибирск: НЭТИ, 1984.- 82 с

46. Клебанов JI.Д. Вопросы методики определения и снижения потерь электрической энергии в сетях. Л.: Изд-во ЛГУ, 1973.- 72 С.

47. Коняев Ю.А. Теория устойчивости. М.: МЭИ(ТУ), 1993.

48. Копцев Л.А. Нормирование и прогнозирование потребления электроэнергии в зависимости от объемов производства. Промышленная энергетика, 1996, №3. - С. 5-7.

49. Копытов Ю.В., Чуланов Б.А., Экономия электроэнергии в промышленности: Справочник.- М. Энергия, 1978.- 120 с.

50. Красновский А.З. Использование эквивалентного сопротивления при планировании расхода электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям // Электрические станции. 1988. № 1.

51. Кузнецов В.Н. Методы расчета и пути снижения потерь энергии в электрических сетях . Учебное пособие .изд. УПИ им С. М. Кирова, 1983.

52. Львовский Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул. М.: Высшая школа, 1982.

53. Манусов В.З., Могиленко А.В. Методы оценивания потерь электроэнергии в условиях неопределенности. М.: Электричество, 2003, №3, с.2-8.

54. Материалы к семинару по вопросам энергосбережения в институтах, учреждениях и организациях РАН/ Под ред. А.Г.Вакулко, О.Л.Данилова. -М.: МЭИ, 1999.

55. Методика проведения энергетических обследований предприятий и организаций. /Утв. Нач. Главгосэнергонадзора РФ Б.П.Варнавским 23.12.98.

56. Методика расчета за услуги электроснабжения потребителей через электросети других предприятий/ Сборник методических материалов. Н.Новгород. НИЦЭ, 2000.

57. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. Утв. Постановлением ФЭК РФ от 31.07.02 N 49-Э/8.

58. Низовой А.Н., Аверичкин П.А., Чернавина Т.В., Винников Б.Г. Расчет потерь мощности в электрических сетях методом коэффициентов распределения/Справочник. Инженерный журнал. М.: 2007.№8.-С. 62-64.

59. Низовой А.Н., Чернавина Т.В. Статистический подход к моделированию и анализу потерь электроэнергии в региональных системах электроснаб-жения./Электротехнические комплексы и системы управления: науч.-техн. журнал. Воронеж: Кварта, 2007. №1(7). С. 45-46.

60. Поспелов Г.Е., Кернего В.В. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. Минск: Высш.шк., 1977.

61. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. / Под ред. Г.Е. Поспелова. М.: Энергоиздат, 1981.- 216 с.

62. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем/ Под ред. Казанцева В.Н. М.: Энергоатомиздат, 1983.

63. Правила устройства электроустановок. 7-е изд.-М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2003.- 160 с.

64. Повышение эффективности использования электроэнергии в системах электротехнологии / Б.П. Борисов, Г.Я. Вагин, А.Б. Лоскутов и др. Киев: Наукова думка, 1990. - 240 с.

65. Подзенин А.В. Повышение достоверности показаний счетчиков электроэнергии расчетным способом /М.: Электричество, 1997, №12.

66. Потребич А.А., Одинцов В.П. Планирование потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. «Электрические станции» 1998, №2.

67. Рабинович М.А. Цифровая обработка, анализ и отображение оперативной информации в задачах АСДУ энергосистем и энергообъединений.-Дис.д. т.н., М.: 2005.

68. Рахимов К.Р. Об определении времени максимальных потерь. // Изв. вузов. Сер. Энергетика. 1990. №11.

69. Российское АО энергетики и электрификации ЕЭС России. Методика определения потерь электроэнергии в сети АО ЭНЕРГО.- М.: 1997. -14с.

70. Румшинский Л.З. Математическая обработка результатов эксперимента. М.: Наука, 1971.

71. Сальников А.Х„ Шевченко Л.А. Нормирование потребления и экономия топливно-энергетических ресурсов. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 240 с.

72. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности/ Загорский Я.Т., Курбангалиев У.К.- М.: НЦ ЭНАС, 2002.

73. Синягин Н.А. и др. Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики. /А.А. Синягин , Н.А. Афанасьев, С.А. Новиков -3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат. 1984.

74. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат, 1985.

75. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101.94. -М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

76. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии. РД 34.11.333-97. -М: РАО «ЕЭС России», 1997.

77. Ульман Ларри. Основы программирования на РНР. М.: ДМК-Пресс, 2001.

78. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. — М.: Энергия, 1970.

79. Филиппов С.А. Методики определения потерь мощности и энергии в сетях 6-220 кВ и анализ погрешности результатов: Дис. канд. техн. наук.-Новочеркасск, 1983.

80. Чемборисова Н.Ш. Применение обобщенных показателей для задач управления установившимися режимами электроэнергетической системы. -М.: Электричество, 2003. №4, с.2-9.

81. Филиппов С.А., Капишникова Т.В. Применение регрессионных моделей для оценки потерь от межсистемных перетоков.- М.: Электричество, 1998, №2, с.22-24.

82. Филиппов С.А., Капишникова Т.В. Оценка влияния транзитных перетоков на потери мощности. Материалы региональной научно-технической конференции "Вузовская наука Северо-Кавказскому региону", Ставрополь, СевКавГТУ, 1999. с.58-62.

83. Чернавина Т.В., Канарская Н.А. Методика нормирования электропотребления. Совершенствование техники, технологии, экономики в сфере сервиса и методики обучения. Материалы V межвузовской научно-практической конференции. Ставрополь, СТИС, 2005. С.227-231.

84. Чернавина Т.В., Низовой А.Н. Реализация альтернативных структур регрессионных моделей в системах управления региональным электроснабжением. Электротехнические комплексы и системы управления. Воронеж, 2007.- №1(7).- С. 39-41.

85. Чернавина Т.В., Низовой А.Н., Хасан Алмохамед. Системы учета при введении многотарифного расчета за электроэнергию. Воронеж, 2007.

86. Чернавина Т.В. заявка на регистрацию программы для ЭВМ №2007613255 от 06.08.2007г.

87. Щербина Ю.В., Бойко Н. Д., Бутенко А.Н. Снижение технологического расхода энергии в электрических сетях. Киев: Техника, 1987.

88. Электрические измерения / Под ред. А.В. Фремке и Е.М. Душина.-М.: Энергия, Лен. отд., 1980.

89. Электротехнический справочник. / Под ред. проф. МЭИ В.Г.Герасимова, П. Г. Грудинского, Л. А. Тукова и др. М:. Энергоиздат, 1982.