автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка математических моделей и методов координации суточных режимов систем электроснабжения и потребителей

На правах рукописи

Сташкевнч Елена Владимировна

РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ И МЕТОДОВ КООРДИНАЦИИ СУТОЧНЫХ РЕЖИМОВ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

6 АИР 2015

Иркутск 2015

005566838

005566838

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования "Иркутский государственный технический университет" (ФГБОУ ВПО "ИрГТУ")

Научный руководитель:

член-корреспондент РАН, доктор технических наук, профессор Воропай Николай Иванович

Официальные оппоненты:

Папков Борис Васильевич, доктор технических наук, профессор, ГБОУ ВО "Нижегородский государственный инженерно-экономический университет", кафедра Электрификации и автоматизации, профессор

Шведов Галактион Владимирович, кандидат технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО "Национальный исследовательский университет "МЭИ", кафедра Электроэнергетических систем, доцент

Ведущая организация:

ФГБОУ ВПО "Иркутский государственный университет путей сообщения",

г. Иркутск

Защита состоится "19" мая 2015 г. в 9:00 на заседании диссертационного совета Д003.017.01 при Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук (ИСЭМ СО РАН) по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, к. 355.

С диссертацией и авторефератом можно ознакомиться в библиотеке ИСЭМ СО РАН по адресу: г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, к.407; и на сайте: http://sei.irk.ru/dissert/council

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан ЙЗ" ЛЮр^ПО 2015 1

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 003.017.01, доктор технических наук, профессор

Клер

Александр Матвеевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Одной из главных задач дальнейшего развития электроэнергетики страны является повышение эффективности функционирования электроэнергетических систем (ЭЭС). В силу различных причин ЭЭС испытывают затруднения с покрытием суточных максимумов графика нагрузок. Суточные графики электрических нагрузок ЭЭС складываются из графиков отдельных потребителей, которые, как правило, крайне неравномерны. При этом известно, что плотность и неравномерность графика нагрузки оказывают сильное влияние на экономические показатели ЭЭС. Изменение графиков электрических нагрузок (потребляемой мощности) потребителей во времени дает возможность существенно скорректировать суммарный график электрической нагрузки ЭЭС в сторону снижения потребности в генерирующих мощностях, а также текущих издержек на производство и передачу электроэнергии.

Общепризнанным является тот факт, что выравнивание графиков электрических нагрузок путем заполнения ночных провалов и переноса нагрузок на внепиковые (дневные и ночные) часы времени суток может осуществляться с использованием государственных мер, внутриотраслевых мероприятий и на основе регулирования электропотребления непосредственно у потребителя. Корни этого вопроса уходят в исследование поведения директивно назначенных потребителей-регуляторов (ПР), целью которых являлось обеспечение требуемого изменения графика нагрузки энергосистемы. Роль ПР в энергосистеме, его функциональные возможности были исследованы в разные периоды времени, как отечественными, так и зарубежными учёными. Существенный вклад в исследование внесли советские и российские учёные С.А. Кукель-Краевский, В.В. Михайлов, Э.Э. Лойтер, Ш.Ч. Чокин, В.И. Гордеев, A.C. Некрасов, Б.В. Папков, В.В. Ханаев, С.И. Катышев и другие.

В настоящее время в связи с переходом России от плановой к рыночной экономике, а также в связи с появлением современных высокоскоростных средств получения, передачи, преобразования и отображения информации, реализуются новые возможности активного поведения потребителей при управлении собственным электропотреблением на основе рыночных механизмов. Существенный вклад в становление функциональных возможностей активного участия потребителей в работе энергосистемы внесли В.В. Бушуев, И.О. Волкова, Н.И. Воропай, Ф.В. Веселов, В.В. Глухов, В.В. Дорофеев, Б.Б. Кобсц, B.C. Степанов, В.М. Buchholz, В. Davito, Z.A. Styczynski и другие.

Вместе с тем, до сих пор остаются нерешёнными вопросы оптимального функционирования систем электроснабжения (СЭС) с учётом активной роли потребителей. Отсутствует единый методологический подход к построению компромиссных решений взаимоотношений между поставщиком (энергоснабжающей организацией (ЭСО)) и потребителями электрической энергии (мощности) при устранении возможного дефицита электроэнергии (мощности) в энергосистеме. Не разработаны взаимосвязанные комплексы математических моделей и методов координации суточных режимов СЭС и активных потребителей (АП).

Отсутствие действенных мер совершенствования оптимального функционирования СЭС и АП определило выбор темы, цели и содержания данной работы.

Целью работы является разработка математических моделей и методов координации суточных режимов СЭС и потребителей, на базе которых возможно

^ "Ь

' N J

\

3 Г,

создание механизма взаимоотношений между ЭСО и потребителями при устранении дефицитных ситуаций в энергосистеме.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

1. Разработка методики координации суточных режимов систем электроснабжения и активных потребителей.

2. Создание математических моделей и разработка метода оптимизации суточных режимов активных потребителей при различном сочетании принадлежности распределительной электрической сети сетевой компании, потребителю, энергоснабжающей организации.

3. Разработка метода определения компромиссного решения при взаимодействии энергоснабжающей организации и потребителей в процессе координации суточных режимов системы электроснабжения и потребителей.

4. Исследование разработанных математических моделей, методики и методов на примере потребителей различных типов.

Научная новизна. В результате выполнения работы получены новые научные результаты:

1. Предложена методика координации суточных режимов систем электроснабжения и активных потребителей.

2. Разработаны математические модели и метод оптимизации суточных режимов активных потребителей с использованием генетических алгоритмов в случаях принадлежности распределительной электрической сети:

- сетевой компании;

- потребителю;

- энергоснабжающей организации.

3. Разработан метод определения компромиссного решения с использованием теории контрактов при взаимодействии энергоснабжающей организации и потребителей в процессе координации суточных режимов системы электроснабжения и потребителей, на примере наиболее важного случая - дефицита электроэнергии (мощности) в энергосистеме.

4. Произведена верификация разработанных математических моделей, методики и методов на примере потребителей различных типов: медеплавильного завода, нефтеперерабатывающего цеха и потребителей студенческого городка.

На защиту выносятся:

1. Методика координации суточных режимов систем электроснабжения и активных потребителей.

2. Математические модели и метод оптимизации суточных режимов активных потребителей в случаях принадлежности распределительной электрической сети:

- сетевой компании;

- потребителю;

- энергоснабжающей организации.

3. Метод определения компромиссного решения при взаимодействии энергоснабжающей организации и потребителей в процессе координации суточных режимов системы электроснабжения и потребителей, на примере наиболее важного случая - дефицита электроэнергии (мощности) в энергосистеме.

4. Верификация разработанных математических моделей, методики и методов на примере потребителей различных типов.

Методы исследований. При выполнении исследований использовались методы системного анализа и математического моделирования, методики расчёта

установившихся режимов систем электроснабжения, методы оптимизации суточных режимов АП с применением генетических алгоритмов, а также методы выбора компромиссных решений, основанные на принципах экономического равновесия и теории игр (теория контрактов).

Практическая значимость результатов работы:

Разработанные методические основы, математические модели и методы координации суточных режимов СЭС и АП позволяют эффективно решать следующие практические задачи:

1. Управлять графиками электрических нагрузок потребителей.

2. Оптимизировать суточные режимы АП при различном сочетании принадлежности электрической сети сетевой компании, потребителю или ЭСО.

3. В перспективе реализовать механизм взаимодействия между ЭСО и конкретными потребителями (или их совокупностью), основанный на договорных отношениях участников, в целях устранения возможного дефицита электроэнергии (мощности) в энергосистеме.

Реализация и внедрение результатов работы. Результаты диссертационного исследования использовались при выполнении научно-исследовательской работы по теме "Интеллектуальные сети (Smart Grid) для эффективной энергетической системы будущего", проводимой в ФГБОУ ВПО ИрГТУ в соответствии с Постановлением Правительства РФ №220 от 09.04.2010г. Договор № 11 .G34.31.0044 от 27.10.2011 г.

Материалы диссертации используются в учебном процессе на кафедре электроснабжения и электротехники ФГБОУ ВПО ИрГТУ при чтении лекций и проведении лабораторных работ.

Личный вклад автора. Все теоретические и методические положения, данные численного эксперимента, в том числе аналитические результаты, были получены лично соискателем. Постановка задач и анализ результатов обсуждались совместно с научным руководителем.

Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные ее части докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-технической конференции "Повышение эффективности производства и использование энергии в условиях Сибири" в течение 2 лет (г.Иркутск, ИрГТУ, 2011г. - 1 доклад, 2012г. - 2 доклада), на Международном семинаре "Технология Smart Grid" (г. Магдебург, (ФРГ), 1423.10.2011г., Университет Отто-фон-Герике), на Международной конференции аспирантов, приуроченной к официальному открытию проекта "Байкал" (г. Иркутск, 0405.06.2012г., ИрГТУ), на 5-ой Международной конференции по либерализации и модернизации энергосистем "Smart technologies for joint operation of power grid" (r. Иркутск, 06-10.08.2012r.), на Международной конференции "The power grid of the future" - "Энергосистемы будущего" (г. Санкт-Петербург, 02-04.10.2012г., СПбГПУ), на международном научно-практическом семинаре Сколковского института науки и технологий "Demand Side Response (DSR): Can international experiences be transferred to Russia?" - "Системы управления нагрузкой - Может ли зарубежный опыт быть применен в России?" (г. Москва, 02-03.10.2014г., Сколково).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 3 работы в изданиях, рекомендованных ВАК, 1 работа в реферируемом зарубежном издании.

Структура н объём диссертации. Диссертация состоит из трёх глав, списка используемых сокращений, введения, заключения, списка научных трудов автора,

библиографического списка из 117 наименований и 1 приложения. Объём работы - 140 страниц, включая 123 страницы основного текста, 18 рисунков и 30 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулирована цель, аргументирована научная новизна исследований, отражена научно-практическая значимость полученных результатов, представлены положения, выносимые на защиту, даётся краткое содержание работы.

Первая глава посвящена анализу проблем исследования и управления системами электроснабжения с учётом активной роли потребителей, а также постановке задач диссертации.

Представлено современное состояние электроэнергетики России. Приведены основные особенности СЭС. Выполнен анализ проблем совместной работы энергосистемы и потребителей. Отмечается, что для совместного решения задач оптимального функционирования СЭС с акшвной ролью потребителей необходима разработка методических основ, математических моделей и методов решения задач с учетом специфики СЭС, включающих АП. При этом обосновывается, что задача исследования суточных режимов СЭС является базовой задачей совместного управления СЭС и АП.

В работе под активным потребителем понимается участник розничного рынка электроэнергии, который самостоятельно принимает решение о возможности регулирования графика собственных нагрузок с целью минимизации затрат на покупку электроэнергии (мощности).

Показано, что генетические алгоритмы (ГА) могут использоваться для решения задачи оптимизации суточных графиков нагрузки АЛ.

Доказывается, что для эффективного определения компромиссного решения при взаимодействии ЭСО и потребителей в процессе координации суточных режимов СЭС и потребителей подлежит к применению теория контрактов, как наиболее подходящий аппарат, позволяющий строить договорные отношения между участниками игры. В заключении формулируется перечень задач диссертации.

Во второй главе изложены методические основы, приведены математические модели и метод оптимизации суточных режимов АП по критерию минимума затрат на покупку электроэнергии (мощности), разработан метод определения компромиссного решения в процессе координации суточных режимов СЭС и АП.

В качестве субъектов взаимоотношений в части поставки электрической энергии рассмотрены участники СЭС: ЭСО - организация, осуществляющая на розничном рынке продажу потребителям электрической энергии и мощности, купленных на оптовом рынке (гарантирующий поставщик, энергосбытовые организации), а также имеющая возможность совмещать эту деятельность с деятельностью по передаче электрической энергии; потребители электрической энергии - потребители, приобретающие электрическую энергию (мощность) для собственных бытовых или производственных нужд.

Каждая группа субъектов взаимоотношений имеет свои интересы. Так, ЭСО заинтересована в получении максимальной прибыли в результате своей деятельности. Интересы потребителей связаны с минимизацией затрат на покупку электроэнергии. Для нахождения точек взаимодействия каждой из сторон автором были предложены к рассмотрению следующие сценарии развития взаимоотношений между ЭСО и потребителями.

Сценарий I: ЭСО покупает электроэнергию на оптовом рынке и продаёт потребителям по розничным ценам, выполняя функцию посредника. Режим работы электрической сети контролирует сетевая компания. Граница балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности (далее ГО) проходит по вводным устройствам и РУ объектов потребителя. Учёт электрической энергии, отпускаемой потребителю, ведётся с помощью счётчика электрической энергии. В данном сценарии ЭСО взаимодействует с каждым потребителем индивидуально.

Сценарий II: ЭСО покупает электроэнергию на оптовом рынке и продаёт потребителям по розничным ценам, при этом каждый потребитель владеет собственной электрической сетью. ГО проходит по линейным порталам отходящих ВЛ от подстанции энергосистемы. Учёт электрической энергии, отпускаемой потребителям, также ведётся с помощью счётчиков электрической энергии. В данном случае, как и в сценарии I, ЭСО взаимодействует с каждым потребителем индивидуально.

Сценарий Ш: ЭСО покупает электроэнергию на оптовом рынке и продаёт потребителям по розничным ценам, при этом ЭСО является владельцем электрической сети. ГО проходит по вводным устройствам и РУ объектов потребителя. В данном случае ЭСО осуществляет контроль за режимом работы электрической сети, учитывая всех потребителей, принадлежащих данной сети. Аналогично сценариям 1-П, учёт электрической энергии, отпускаемой каждому потребителю, ведётся с помощью счётчиков электрической энергии.

Отмечается, что представленные сценарии взаимоотношений между ЭСО и потребителями являются типичными для существующих схем СЭС и охватывают все субъекты рынка электрической энергии и мощности, другие же сценарии являются их симбиозом.

Критерием оптимизации является минимум затрат потребителя на покупку электроэнергии (мощности)

к

тю^З», (1)

*=1

где Зк - затраты потребителя на покупку электроэнергии (мощности); К - количество интервалов времени, на которые разбивается суточный график потребления электроэнергии.

В работе рассмотрены законодательно сформированные тарифы, являющиеся наиболее привлекательными для потребителя с точки зрения возможности управления своим электропотреблением, т.е. тарифы, предусматривающие плату за пиковое значение мощности (двухставочный тариф с платой за мощность, при пиковом значении максимума нагрузки у энергосистемы, и электроэнергию) или же пиковую зону потребления электроэнергии (дифференцируемый по зонам суток тариф). Тогда потребитель, владея информацией о величине тарифа в течение суток, будет иметь возможность самостоятельно принимать решение о переносе собственной нагрузки в зону с меньшей ставкой тарифа для минимизации затрат на покупку электроэнергии и мощности. Отмечается, что данные мероприятия должны включать технические средства и информационные технологии получения, обработки и отображения информации о текущем электропотреблении и текущей цене электроэнергии, а также прогноза этих параметров на короткий период для создания резерва времени на принятие решений. Однако, в связи с недостаточным уровнем автоматизации существующих СЭС и потребителей на сегодняшний день, предлагаемый метод оптимизации суточных режимов АП рассматривается в рамках действующей ситуации.

Критерий оптимизации (1) при двухставочном тарифе с платой за мощность, при пиковом значении максимума нагрузки у энергосистемы, и электроэнергию примет вид

тш(с/>га„ + £седа (1.1)

*=1

где Ср - удельная стоимость одного киловатта в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы; С,( — удельная стоимость одного киловатт-часа электроэнергии на интервале времени к; Р^ — максимум нагрузки потребителя (в часы времени определённые энергосистемой); IVк - количество потребляемой электроэнергии на интервале времени к.

При дифференцированном тарифе на электроэнергию критерий (1) примет вид

шш ¿С£']>Х 0-2)

1=1 кеК'

где Т - количество зон, на которые разбивается суточный график потребления электроэнергии; С[ — удельная стоимость одного киловатт-часа электроэнергии в зоне суток Г; К1 - множества, определяющие интервалы времени внутри соответствующих зон I еТ

Тогда в математическую модель сценария I войдёт функция затрат потребителя (1) на покупку электроэнергии (мощности), которая может быть преобразована с учётом выбранного тарифа к виду (1.1) или (1.2). В качестве ограничений принимаются

* = № (2) о < р < р (3)

/ </ . (4)

• гк — г^шах

Ограничение (2) отражает возможные ограничения по потребляемой электроэнергии на интервале времени к суточного графика нагрузки,

определяемые технологическим минимумом с учетом особенностей технологии производства (например, технологическая бронь). Неравенства (3) и (4) отражают ограничения на предельную суммарную мощность и предельно допустимое время (,„„ регулируемых электроприемников, перенос мощности которых в другую зону графика нагрузки не приведет к снижению производительности потребителя. При этом

(5)

]=1

где Рг] - мощность единичного регулируемого электроприемника; J - количество регулируемых электроприемников у потребителя.

Ограничение (6) выражает баланс электроэнергии до и после переноса мощности потребителем в зону времени с привлекательной для него ставкой тарифа за электроэнергию (мощность)

Е^*-2X^=0. (6)

4=1 *=1

Для решения оптимизационной задачи (1) - (6) предельные значения регулируемой электрической нагрузки, а также возможности ее переноса в другие зоны

графика нагрузки, должны определяться эксплуатационным персоналом потребителя хорошо знающим его технологические особенности и способность адаптироваться к изменениям электропотребления.

В ходе проведённого анализа выявлено, что основными способами регулирования режимов электропотребления потребителя могут быть следующие организационно и организационно-технические мероприятия: перераспределение во времени (в течение суток) отдельных энергоёмких процессов (например, за счёт автоматизации технологического процесса потребителя или за счёт создания накопителей продукции в часы минимальных нагрузок в энергосистеме); введение вторых и третьих смен (на односменных и двухсменных предприятиях); установление междусменных перерывов (в часы максимума нагрузки энергосистемы); совмещение по времени (согласование) ремонтов агрегатов - крупных электроприёмников.

Следует учитывать, что регулирование графика нагрузки потребителя сопровождается дополнительными издержками, связанными с изменением режима его работы. В связи с чем окончательное решение о возможности участвовать в регулировании графика нагрузки должно приниматься самим потребителем путём сопоставления величины собствяшых затрат, обусловленных регулированием электропотребления, с величиной снижения платы за электроэнергию (мощность), полученную в результате регулирования графика нагрузки.

В сценарии I контроль за режимом сети возложен на сетевую компанию. Имея данные о нагрузках потребителей, все параметры сети определяются в ходе расчёта установившегося режима (УР) сети. Для расчёта УР электрических сетей применяется матричный метод уравнений узловых напряжений в комплексной форме баланса мощностей в узлах:

(7)

м

где У„ - собственная проводимость /-го узла, равная сумме проводимостей ветвей, сходящихся в этом узле; ¥ц - взаимная проводимость 1-го и /-го узлов, равная сумме проводимостей ветвей, непосредственно соединяющих эти узлы; - сопряженный

комплекс мощности, потребляемой в ¡'-м узле; и, - сопряженный комплекс напряжения /-го узла; ¡~1,...п — количество узлов в схеме.

Расчёт УР разомкнутой сети с одним источником питания, какими в большинстве своём являются СЭС промышленных потребителей, может производиться методом обратного/прямого хода. Данный метод учитывает топологическую специфику таких сетей и позволяет решать задачу расчета УР электрической сети при достаточно полном его математическом описании.

В ходе расчёта УР проверяются следующие ограничения:

1. Напряжения в узлах сети для интервала времени к

и1ктт<и,к<и,^ (8)

2. Допустимые токовые нагрузки в элементах сети для интервала времени к

Оптимизационная задача (1) - (9) полностью применима для исследования сценария I.

Для сценария П справедливо говорить не только о возможности переноса электрической нагрузки, но и об эксплуатационных мероприятиях потребителя, которые также могут послужить уменьшению затрат на покупку электрической энергии и мощности. К таковым можно отнести компенсацию реактивной мощности с помощью установленных в сети потребителя компенсирующих устройств (КУ), или автоматизированная настройка коэффициента трансформации силовых трансформаторов, принадлежащих потребителю. Разобьём задачу для данного сценария на два уровня.

Первый уровень: в его основу, как и для сценария I, войдёт математическая постановка (1) - (6), определяющая возможности потребителя осуществлять перенос электрической нагрузки в зону времени с меньшей ставкой тарифа.

Второй уровень: эксплуатационные мероприятия по уменьшению потерь активной мощности в принадлежащей потребителю электрической сети

/е/.

где I - число ветвей в сети; Яц, 1ц - активное сопротивление и ток в ветви / для интервала времени к.

Минимизация потерь активной мощности (10) достигается в ходе расчёта УР сети методом (7) с учётом следующих ограничений для интервала времени к (при условии наличия соответствующего оборудования в сети потребителя):

1. Пределы реактивной мощности компенсирующих устройств

О^Оо^а*™ (1,)

2.Пределы коэффициентов трансформации силовых трансформаторов с РПН (устройство переключения регулировочных ответвлений под нагрузкой)

Ктлтт - КТЛ - КТЛт1а (12)

При этом в ходе расчёта УР проверяются ограничения по напряжению в узлах (8) и по токам в элементах сети (9).

Условия (8), (9), (11), (12) определяют допустимую область, в пределах которой существует оптимальный режим для интервала времени к суточного графика нагрузки.

Для сценария III потребитель также имеет возможность осуществлять перенос электрической нагрузки в зону времени с меньшей ставкой тарифа. Однако, контроль за состоянием электрической сети в данном случае возлагается на ЭСО. ЭСО учитывает всех потребителей, подключенных к данной сети, контролирует режим электрической сети и, в случае его нарушения, информирует потребителей о невозможности переноса мощности в зону времени с привлекательной для него ставкой тарифа за электрическую энергию. За основу оптимизационной задачи, аналогично сценариям I и П, войдёт математическая постановка (1) - (6) и ограничения (8), (9), позволяющие ЭСО контролировать режим электрической сети в ходе расчёта УР.

Стоит отметить, что важной задачей для всех трёх сценариев является проверка выполнения ограничений по уровням напряжений в узлах (8) и по токам в элементах сети (9) за каждый интервал времени, при невыполнении которых потребитель должен своевременно принять соответствующие меры по их устранению. Например, отказаться совсем или уменьшить величину регулируемой мощности. Для этого у каждого потребителя должны быть составлены ранжированные списки управляемой нагрузки, в соответствии с которыми эксплуатационный персонал потребителя будет иметь возможность принимать решение о допустимой величине переноса нагрузки.

Далее в работе дастся пошаговое описание алгоритма оптимизации для трёх исследуемых сценариев на основе применения ГА. Условием окончания цикла для всех трёх сценариев является прекращение роста максимальной приспособленности в популяции, что соответствует нахождению минимума затрат на покупку электроэнергии (мощности) для потребителя.

Также в данной главе предложен метод определения компромиссного решения в процессе координации суточных режимов СЭС и АП на основе применения теории контрактов (ТК). На примере участника системы электроснабжения - ЭСО рассмотрен наиболее важный случай, который может возникнуть - дефицит электроэнергии (мощности), наблюдающийся на протяжении нескольких часов. Дефицит электроэнергии (мощности) связан с недостатком резерва мощности на станциях энергосистемы, необходимого для выполнения баланса производства-потребления электроэнергии.

Традиционно, ЭСО должны учитывать фактическую величину недопоставленной электроэнергии при расчётах с потребителями, что ведёт к уменьшению продаж электроэнергии и потере доходов ЭСО. В работе автором рассмотрено два пути выхода ЭСО из дефицитной ситуации: первый - ЭСО имеет возможность купить электроэнергию у сторонних источников генерирования (соседней энергосистемы, при наличии межсистемных связей) по тарифу в п раз больше; второй - ЭСО справляется с дефицитной ситуацией своими силами посредством привлечения АП. Механизмом стимулирования потребителей являются льготные тарифы, которые, согласно ТК, могут быть сформированы в результате торгов ЭСО с потребителями.

Модель ТК предполагает наличие принципала и агента Суть модели состоит в том, что принципал предлагает агенту контракт, при этом в момент заключения контракта агент располагает информацией, недоступной принципалу (данная информация называется «типом» агента). После заключения контракта все действия и события наблюдаемы обеими сторонами. Проблема заключается в том, чтобы выявить информацию и предложить агенту оптимальный контракт (зависящий от его типа), при условии соблюдения ограничений совместимости (агент предпочитает составленный для него контракт) и участия (агент принимает составленный для него контракт). При этом принципал может получить более высокую прибыль, предложив искушенному агенту на выбор контракт, сформированный в процессе торгов.

Пусть агент (А) - потребитель электрической энергии за рассматриваемый период планирует купить определённое количество электроэнергии. Всю совокупность потребителей, формирующих график нагрузки ЭСО, в качестве примера будут представлять потребители студенческого городка (студгородка) г.Иркутска (рис. 1). В отношении обеспечения надёжности электроснабжения потребители были разделены на два типа: неответственные потребители А1 - комбинат студенческого питания, общежития (потребители, относящиеся к третьей категории электроприёмников по надёжности электроснабжения) и ответственные А2 - поликлиника, санаторий-профилакторий (потребители второй категории). Интересы всех типов потребителей связаны с минимизацией затрат на покупку электроэнергии.

Следовательно, полезность потребителя описывается функцией

к

= ->ппп »=1

где Зц-затраты потребителя на покупку электрической энергии (мощности).

Время, ч.

Рис. 1. Суточный график нагрузки ЭСО до переноса (I), после переноса нагрузки (I*) и потребители, формирующие этот график: потребители третьей категории надёжности до переноса (А/) и после переноса нагрузки (Ау ), потребители второй категории надёжности (Д?), дефицит электроэнергии (мощности) до (1) и после (2) переноса нагрузки потребителем

Принципал (Я) - ЭСО, монополист на рынке электроэнергии. Под полезностью принципала имеется ввиду разница между его прибылью от продажи электроэнергии и затратами, которые он несёт в процессе покупки электроэнергии на рынке, а также затратами связанными с устранением дефицитной ситуации

тг = (Д ^ - 3^) -> шах, (13)

где 3^ — дополнительные затраты (издержки), которые несёт ЭСО в случае дефицита мощности; Дф - прибыль ЭСО, зависит от выбранного потребителем тарифа, определяется при двухставочном тарифе как:

к

А<р = (рх-<р2 = С,Ртж ~<Рг* (14)

при дифференцируемом по зонам суток тарифе принимает вид

т

м ык1

где ф! - стоимость продаваемой электроэнергии и мощности потребителю; <р2 -стоимость покупаемой электроэнергии и мощности ЭСО, величина фиксирована договором с рынком; С} - сбытовая надбавка ЭСО на продаваемую потребителю мощность; Си - сбытовая надбавка ЭСО на электроэнергию для интервала времени к; С/ - сбытовая надбавка ЭСО на электроэнергию для зоны суток г, Т-количество зон, на

которые разбивается суточный график потребления электроэнергии; К1 - множества, определяющие интервалы времени внутри соответствующих зон суток 1еГ

ЭСО не обладает информацией о типе потребителей и предоставляет им на выбор меню контрактов (тарифное меню): дифференцированный по зонам суток тариф, предположительно предназначенный для потребителя А,-/(А]) и двухставочный тариф, предназначенный для потребителя А2-у(А2).

Условия совместимости для обоих потребителей будут выглядеть следующим образом

1 с/2(М4))<и2(/(^))

(15)

Предполагается, что потребители в любом случае покупают электроэнергию (мощность) у ЭСО, поэтому отдельно учитывать условия участия в данном случае не имеет смысла.

После выбора контракта потребителями, ЭСО раскрывается информация о принадлежности потребителей к определённому типу. ЭСО может получить более высокую прибыль, предложив искушенному потребителю (имеющему возможность управлять своим электропотреблением) на выбор контракт, сформированный в процессе торгов.

В третьей главе проводятся исследования разработанных моделей, методики и метода оптимизации суточных режимов АП по критерию минимума затрат для трёх сценариев с применением ГА, на примере потребителей различных типов. Также произведена проверка метода определения компромиссного решения при взаимодействии ЭСО и АП на примере потребителей студенческого городка. При этом для каждого АП был подробно изучен и описан технологический процесс, а также выявлены регулировочные возможности потребителей. В качестве исходных данных использовались суточные графики нагрузок зимнего максимума потребителей.

Исследование сценария I проведено на примере энергоёмкого промышленного предприятия — медеплавильного завода. Для определения состава и параметров управляемой нагрузки предприятия были изучены возможности регулирования электропотребления за счёт переноса отдельных звеньев технологической схемы. При этом каждое технологическое звено (ТЗ) представляло собой законченный технологический процесс получения промежуточного или конечного продукта. В таблице 1 соответствующим образом сгруппированы электроприемники, обслуживающие каждое ТЗ, представлены мощность каждого звена — Р и мощность завода в целом при нормальном режиме работы.

Таблица I — Структура электрической нагрузки завода и технологических звеньев для исследования сценария I_

Технологическое Наименование потребителя Доля потребляемой

звено мощности, %

Отделение сгущения 0,35

Отделение фильтрации 2,03

Отделение окатывания 1,67

ТЗ-1 Отделение дробления 0,33

Отделение штабелирования шихты 0,18

Прочие 0,25

Итого 4,81

Элсктропсчное отделение 48,02

ТЗ-2 Конвертерное отделение 0,88

Сернокислотный цех 4,1

Анодное отделение 0,95

Итого 53,95

Электротехнический цех 23,23

ТЗ-З Купоросный цех 2,26

Итого 25,49

Продолжение таблицы 1

ТЗ-4 Переплавка катодной меди 2,41

Итого 2,41

ТЗ-5 Вспомогательные производства 13,34

Всего: 100,0

Анализ показал, что на рассматриваемом предприятии в состав управляемой нагрузки (ранжированный список) необходимо включить электроприемники 2-го и 3-го ТЗ: руднотермические печи и электролизные ванны, суммарная мощность которых составляет 50 МВт. Данные электроприёмники могут создавать запас продукции в часы времени с меньшей ставкой тарифа.

Исследование сценария П было проведено на примере нефтеперерабатывающего цеха. Схема исследуемой СЭС цеха приведена на рис. 2. Электроснабжение цеха осуществляется от ПС-35/6 кВ. Питание подается по одноцепной ВЛ-6 кВ на четыре трансформаторные подстанции (ТП) цеха с трансформаторами общей мощностью 3720 кВА. На напряжении 0,4 кВ в ТП установлены автоматически регулируемые установки компенсации реактивной мощности низкого напряжения. В таблице 2 аналогичным образом сгруппированы электроприемники, обслуживающие каждое ТЗ цеха, представлены мощность каждого звена -Ра мощность цеха в целом Р^ при нормальном режиме работы.

Таблица 2 - Структура электрической нагрузки цеха и технологических звеньев для исследования сценария II _

Технологическое Наименование потребителя Доля потребляемой

звено мощности, %

Оборудование технологическое:

Основная насосная 27,88

ТЗ-1 Подпорная насосная 18,4

Вспомогательные производства 5,52

Итого 51,8

ТЗ-2 Оборудование вспомогательное: 40,28

Итого 40,28

13-3 Прочие нужды (освещение, отопление) 7,92

Итого 7,92

Всего: 100,0

Как показал анализ, технологический процесс нефтеперерабатывающего цеха не позволяет создавать накопителей продукции, т.к. он основан только на перекачке нефти по нефтепроводу в зависимости от времени поставки сырья. Однако, за счёт улучшения логистики транспортных поставок можно контролировать время поставки сырья и тем самым управлять технологическим процессом цеха. Тогда в ранжированный список можно включить элекгроприемники 1-го ТЗ: насосное оборудование и некоторые вспомогательные производства, необходимые для процесса перекачки нефти, суммарная мощность которых составляет 750 кВт.

Исследование сценария Ш было проведено на примере СЭС студгородка. Схема исследуемой СЭС студгородка приведена на рис. 3. Электрическая сеть 6 кВ студгородка выполнена кабельными линиями (КЛ). Уровень питающего напряжения 6 кВ. Питание подаётся одной КЛ 6 кВ на две ТП с трансформаторами общей мощностью 2520 кВА. Основным видом потребителей электроэнергии студгородка является

нагрузка общежитий, учебных корпусов, комбината студенческого питания, городской поликлиники и санатория-профилактория.

Всю совокупность потребителей, формирующих график нагрузки студгородка, будут представлять два эквивалентных потребителя. На ТП-1 потребитель, представляющий нагрузку учебного корпуса, городской поликлиники и санатория-профилактория. На ТП-2 потребитель, представляющий нагрузку комбината студенческого питания и общежитий. В таблице 3 также сгруппированы электроприемники, обслуживающие каждое ТЗ, представлены мощность каждого звена - Р и мощность каждого эквивалентного потребителя в целом Р^ при нормальном режиме работы.

Таблица 3 — Структура электрической нагрузки студгородка и ТЗ для исследования сценария III___

Технологическое Наименование потребителя Доля потребляемой

звено мощности, %

Первый эквивалентный потребитель:

Учебный корпус:

ТЗ-1 Огопительно-вентиляционное оборудование 12,2

ТЗ-2 Лабораторно-исследовательское оборудование 8,1

ТЗ-З Прочие хозяйственные нужды 1,9

Поликлиника:

ТЗ-1 Рентген оборудование 2,8

ТЗ-2 Флюорографическое оборудование 4,3

ТЗ-З Физиотерапевтическое оборудование 4,2

ТЗ-4 Стоматологическое оборудование 2,0

ТЗ-5 Вентиляционное оборудование 8,04

ТЗ-6 Прочие хозяйственные нужды 0,9

Санаторий-профилакторий:

ТЗ-1 Физиотерапевтическое оборудование 6,5

ТЗ-2 Прочие хозяйственные нужды 0,8

Итого по первому эквивалентному потребителю 51,74

Второй эквивалентный потребитель:

Общежития:

ТЗ-1 Вентиляционное оборудование 3,0

ТЗ-2 Прочие хозяйственные нужды 0,51

Комбинат студенческого питания:

Цех выпечки:

ТЗ-1 Печное оборудование 22,4

Холодильное оборудование 18,35

Прочее вспомогательное оборудование 4,0

Итого по второму эквивалентному потребителю 48,26

Всего: 100,0

Технологический процесс двух эквивалентных потребителей также не позволяет создавать накопителей продукции. Однако за счёт автоматизации технологического процесса можно выделить электроприёмники, которые могли бы войти в состав управляемой нагрузки. Анализ показал, что у первого эквивалентного потребителя в ранжированный список можно включить электроприёмники ТЗ-1 учебного корпуса -отопителыю-вентиляционное оборудование суммарной мощностью 160 кВт. Водяной теплоноситель такого оборудования, в более ранние часы суток мог бы нагревать

воздух, а вентилятор и направляющие жалюзи равномерно распределяли его по помещению в течение суток.

Энергосистем!

6 «В

I ЛСБ6-Зх70.

N 4

Й-*- -^РК

^-^б^АСБ 6-3x120,100 и "

ТЗ к

(400*ВАЬ

J Т-»

-J(2*U0kBA>

% ЕТ

ЕЯ. 0,4 кВ-

roi

IssT

-^-М kB —j—'0,4 KB

¿3 S4

Рис.2. Тестовая схема электроснабжения Рис.3. Тестовая схема электроснабжения

для сценария II для сценария III

У второго эквивалентного потребителя в ранжированный список можно включить электроприёмники ТЗ-1 комбината студенческого питания - печное оборудование суммарной мощностью 300 кВт. Автоматизация электропечей позволит обеспечить заранее, к приходу персонала, нагрев оборудования. Автоматизация оборудования поликлиники и санатория-профилактория нецелесообразна, данные потребители предусматривают график работы, который не подлежит изменению.

Далее автором проводится проверка разработанной методики, моделей и метода оптимизации суточных режимов АП по критерию минимума затрат для трёх сценариев с применением ГА. В качестве исходных данных приняты тарифные зоны суток применительно к ОЭС Сибири: ночная зона - с 2300 до 7ю; полупиковая зона - 800, с 1300 до 17°°, 2200; пиковая зона - с 9°°до 1200 и с 1800 до 21м. Для всех исследуемых объектов приметались сформированные законодательно тарифы 20122013гг.: дифференцированный по зонам суток тариф на электроэнергию и двухставочный тариф с основной платой за мощность1.

Отмечено, что в начале 2012г. разница в оплате для потребителей по дифференцированному и двухставочному тарифу зависела только от уровня напряжения

'URL: http://www.sbyt.irkutskenergo.ru/qa/3622.html

питающей сети. В настоящий момент, в связи с изменением законодательства и вступлением в силу новых правил2, структура формирования цены на розничном рынке существенно изменилась. Так, для потребителя разница в оплате зависит не только от уровня напряжения питающей сети, но и от величины максимальной потребляемой мощности потребителем. Кроме этого, в настоящий момент потребитель имеет право выбора расчёта оплаты за электроэнергию (мощность) из шести ценовых категорий (ЦК), с ограничением права выбора первой и второй ЦК для потребителей, чья максимальная мощность составляет не менее 670 кВт.

Тем самым, предполагается, что рынок стал более гибким. С целью сопоставимости результатов и проверки пригодности использования сформированных законодательно тарифов, для мотивации активного поведения потребителя, несмотря на ограничение законодательства по максимальной мощности потребителя, была проведена верификация разработанной методики по дифференцированному по зонам суток тарифу (вторая ЦК). А также по третьей и четвёртой ЦК. Пятая и шестая ЦК отличаются от третьей и четвёртой ЦК только штрафами за отклонения заявленного потребления электроэнергии (мощности).

При планировании режима элекгропотребления по третьей и четвёртой ЦК автор пользовался статистическими данными фактического распределения пиковых нагрузок по часам для ОЭС Сибири3 в зимний период 2013г., согласно которым пиковая нагрузка у энергосистемы наблюдалась в периоды времени с Ю00 до 1300 и с 1900 до 2200, а значит и стоимость электроэнергии (мощности) в эти периоды выше. Следовательно, при планировании электропотребления следует стараться избегать максимумов нагрузки потребителя в пиковой зоне суток, определённой энергосистемой.

Результаты проверки разработанного метода для сценария I. Исходный суточный график активной нагрузки медеплавильного завода с учётом потерь мощности представлен на рис. 4 сплошной линией, результаты оптимизации пунктирной линией, в определённые периоды суток она совпадает с исходной кривой.

200000 180000 160000 я 140000 120000 8 юоооо 1 80000 2 60000 40000 20000 о

оооооооооооооооооооооооо роооооооооосэоооооооороор

Время, ч.

Рис. 4. Суточный график потребления активной мощности с учётом потерь медеплавильного завода до (1) и после (2) оптимизации

2 Постановление Правительства РФ от 4.05.2012г. №442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии".

3 URL: http://www.sbyt.irkutskenergo.ni/qa/393 8.html

Уровень напряжения завода ВН. Завод относится к потребителю с максимальной мощностью не менее 10 МВт. Расчётный день 19 декабря 2013г. Потребляемая за сутки электроэнергия составляет 3 068,5 МВт-ч. Суточная оплата за электроэнергию (мощность) до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок представлены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4 - Суточная оплата за электроэнергию (мощность) до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок за 2012г. для сценария I_

Дифференцированный тариф Двухставочный тариф

до оптимизации, руб. после оптимизации, руб. до оптимизации, руб. после оптимизации, руб.

4629953,6 4446037,8 4368328,86 3828254,85

Экономия 4% Экономия 12,4%

Таблица 5 - Суточная оплата за электроэнергию (мощность) до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок за 2013г. для сценария 1_

Дифференцированный тариф Третья ЦК Четвёртая ЦК

до оптимизации, руб. после оптимизации, руб. до оптимизации, руб. после оптимизации, руб. до оптимизации, руб. после оптимизации, руб.

7450496,7 6892012,0 5746558,9 5204345,1 6191654,6 5310679

Экономия 7,5% Экономия 9,4% Экономия 14,2%

Результаты проверки разработанного метода для сценария II. Исходный суточный график активной нагрузки нефтеперерабатывающего цеха представлен на рис.5 сплошной линией, результаты оптимизации пунктирной линией, в определённые периоды суток она также совпадает с исходной кривой.

Время, ч.

Рис. 5. Суточный график потребления активной мощности нефтеперерабатывающего цеха до (1) и после (2) оптимизации

Уровень напряжения цеха СН-1. Цех относится к потребителю с максимальной мощностью от 670 кВт до 10 МВт. Расчётный день 27 декабря 2013г. Потребляемая за сутки электроэнергия составляет 31,055 МВт-ч. Суточная оплата за электроэнергию (мощность) до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок представлена в таблицах 6 и 7. Суммарные потери в сети после оптимизации с учётом выполнения эксплуатационных мероприятий по уменьшению потерь, сократились на 24% от исходных потерь мощности.

Таблица 6 - Суточная оплата за электроэнергию (мощность) до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок за 2012г. для сценария И_

Дифференцированный тариф Двухставочный тариф

до оптимизации, РУб. после оптимизации, руб. до оптимизации, руб. после оптимизации, руб.

55716,82 53760,1 60607,4 48906,2

Экономия 3,5% Экономия 19,3%

Таблица 7 - Суточная оплата за электроэнергию (мощность) до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок за 2013г. для сценария II_

Дифференцированный тариф Третья ЦК Четвёртая ЦК

до оптимизации, руб. после оптимизации, руб. ДО оптимизации, руб. после оптимизации, руб. ДО оптимизации, руб. после оптимизации, руб.

86347,1 81066,6 77735,8 68932,66 87829,7 70034,2

Экономия 6% Экономия 11,3% Экономия 20,3%

Результаты проверки разработанного метода для сценария III. Исходный суточный график активной нагрузки студгородка представлен на рис. 6 сплошной линией, результаты оптимизации пунктирной линией, в определённые периоды суток она совпадает с исходной кривой.

Врем*, ч.

Рис.6. Суточный график потребления активной мощности студгородка до (1) и после (2) оптимизации и потребители, формирующие этот график: первый эквивалентный потребитель до (4) и после оптимизации (4 ); второй эквивалентный потребитель до (3) и после оптимизации (3*)

Уровень напряжения потребителей студгородка НИ. Отнесём потребителей студгородка к потребителям с максимальной мощностью от 670 кВт до 10 МВт. Расчётный день 20 декабря 2013г. Потребляемая за сутки электроэнергия студгородка составляет 30,2 МВт-ч, при этом потребляемая первым эквивалентным потребителем электроэнергия равна 15,6 МВт-ч, вторым эквивалентным потребителем - 14,6 МВт-ч. Суточная оплата за электроэнергию (мощность) для первого и второго эквивалентных потребителей до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок представлена в таблицах 8-11. Уровень напряжения после оптимизации находится в допустимых пределах ±5%.

Таблица 8 - Суточная оплата за электроэнергию (мощность) для первого эквивалентного потребителя до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок за 2012г. для сценария III__

Дифференцированный тариф Двухставочный тариф

до оптимизации, РУб. после оптимизации, РУб. до оптимизации, руб. после оптимизации, руб.

32295 32063,3 23220 23220

Экономия 1% Экономия 0 %

Таблица 9 — Суточная оплата за электроэнергию (мощность) для первого эквивалентного потребителя до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок за 2013 г. для сценария III__

Дифференцированный тариф Третья ЦК Четвёртая ЦК

до оптимизации, руб. после оптимизации, РУб. до оптимизации, руб. после оптимизации, руб. до оптимизации, руб. после оптимизации, РУб.

49230,17 48684,1 36133,34 36121,7 31987,5 31979

Экономия 1,1% Экономия 0,03% Экономия 0,03%

Таблица 10 - Суточная оплата за электроэнергию (мощность) для второго эквивалентного потребителя до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок за 2012г. для сценария III _

Дифференцированный тариф Двухставочный тариф

до оптимизации, руб. после оптимизации, руб. до оптимизации, руб. после оптимизации, руб.

28916,7 28624,2 30073,6 28403,1

Экономия 1% Экономия 5,55 %

Таблица 11 - Суточная оплата за электроэнергию (мощность) для второго эквивалентного потребителя до и после оптимизации в соответствии с применением разных тарифных ставок за 2013г. для сценария III_

Дифференцированный тариф Третья ЦК Четвёртая ЦК

до оптимизации, руб. после оптимизации, руб. до оптимизации, руб. после оптимизации, руб. до оптимизации, руб. после оптимизации, руб.

43106,4 42420 39299,7 38174,1 42455 39935,6

Экономия 1,6% Экономия 3% Экономия 6%

Далее выполнена проверка метода определения компромиссного решения в

процессе координации суточных режимов СЭС и АП. Расчётный день 28 декабря 2013г. Данные о тарифах и величине сбытовой надбавки предоставлены ООО "Иркутскэнергосбыт". Результаты проверки условия совместимости (15) представлены в таблице 12.

Таблица 12 - Суточная оплата за электроэнергию (мощность) в соответствии с предложенным ЭСО тарифным меню_

Потребитель Двухставочный тариф —у, руб. Дифференцированный тариф -f, руб.

А, 35098,0 38254,7

А! 15372,5 18085,7

Как видно из таблицы 12, оба потребителя предпочтут тариф с меньшей платой -у (двухставочный тариф). Однако ЭСО, стремясь минимизировать свои затраты на устранение дефицитной ситуации, имеет возможность предложить потребителям тариф, стимулирующий к переносу мощности потребителя в дефицитный у ЭСО период.

В торги с ЭСО соглашается вступить потребитель А¡, имеющий потенциал к регулированию собственного графика нагрузки, равный Рг=300 кВт, однако в процессе торгов потенциал потребителя может увеличиться ещё на 60 кВт (целесообразность увеличения будет зависеть от предложенного ЭСО тарифа). Торги начинаются с максимальной цены, предложенной ЭСО, с последующим уменьшением величины сбытовой надбавки па каждые 10% на электроэнергию по дифференцированному тарифу, на мощность по двухставочному тарифу. При этом ЭСО сравнивает свою итоговую прибыль, получаемую в процессе устранения дефицита при участии АП, с прибылью, получаемой при участии сторонних источников. Последняя определяется по следующему принципу:

1. Вычисляется прибыль всей энергосистемы, равная полной величине оплаты потребителями за сутки за электроэнергию и мощность. В нашем случае, когда оба потребителя предпочтут двухставочный тариф, прибыль энергосистемы составит сумму полезностей первого и второго потребителя

Прибыль энергосистемы равна 50 470,5 руб.

2. Из прибыли всей энергосистемы вычисляется прибыль, которую получит ЭСО от двух потребителей в соответствии с выражением (14). Прибыль ЭСО от двух потребителей составит 2 135,9 руб.

3. Вычисляются затраты, которые понесёт ЭСО в случае дополнительной покупки электроэнергии. Из рис. 1 была определена величина дефицитной мощности (1) АР</=273 кВт и суточный объём привлекаемой электроэнергии 15 кВт-ч. Дополнительные расходы связаны с тем, что дефицит электроэнергии в пиковые часы вынуждает ЭСО покупать необходимую электроэнергию на балансирующем рынке, где цена выше и менее предсказуема. Так, стоимость привлекаемой электроэнергии (С¿) увеличена на 12% от средней стоимости электроэнергии на оптовом рынке4 в часы максимума нагрузок. Средняя стоимость электроэнергии на оптовом рынке в часы максимума нагрузок равна 1587,4 руб./МВт ч. Вычислим затраты ЭСО на покупку необходимой электроэнергии по выражению

з„ = тгл-сл Об)

Затраты ЭСО на покупку необходимой величины дефицита электроэнергии равны 1 093 руб.

4. Заново определяется прибыль ЭСО с учетом понесённых ею затрат на покупку электроэнергии у сторонних источников по (13). Так, итоговая прибыль (полезность) ЭСО при устранении дефицита мощности за счёт привлечения сторонних источников генерирования составит 1043,0 руб.

Результаты торгов с потребителем при устранении дефицитной ситуации у ЭСО, а также получаемую от этого итоговую прибыль ЭСО, которая определяется в соответствии с выражением (14), и выручку потребителя представим в виде таблицы 13. Выручка последнего определяется как разность величин платы потребителя за электроэнергию (мощность) ЭСО до и после переноса мощности с учётом величины скидки предоставляемой ЭСО. Т.к. потребитель А? не участвует в торгах, то прибыль получаемая ЭСО от потребителя А2 остаётся постоянной на протяжении всего процесса торгов.

4иЯЬ: http://www.atsenergo.ru/results/rsv/

Таблица 13- Результаты торгов ЭСО с потребителем A¡

Величина скидки Дифференцированный тариф Двухставочный тариф

ПлатаЛ;, руб. Прибыль ЭСО, руб. Прибыль А/, руб. Плата Д/, руб. Прибыль ЭСО, руб. Прибыль Ai, руб.

Мах цена до переноса 38 254 2372 - 35 098 2136 -

Мах цена после переноса 37 074 2284 1180 31 100 1835 3998

10% 36 889 2099 1365 31050 1785 4048

20% 36 704 1917 1549 30 999 1735 4098

30% 36 520 1730 1734 30 949 1684 4149

40% 36 335 1547 1918 30 899 1634 4199

50% 36 151 1361 2103 30 848 1584 4250

Предположим, что потребитель A¡ согласился использовать весь свой потенциал к регулированию собственного графика нагрузки, который составил Рг=360 кВт. График нагрузки ЭСО после торгов с потребителем A¡ примет вид, представленный на рис. 1. пунктирной линией. Из рис. 1 видно, что полностью справиться с дефицитной ситуацией за счёт привлечения потребителя ЭСО не удалось: величина дефицитной мощности (2) стала равна AP¿=71,25 кВт, суточный объём привлекаемой электроэнергии Wjr35,6 кВт'ч, что значительно меньше исходного дефицита электроэнергии (1) у ЭСО.

Затраты, которые понесет ЭСО на покупку необходимой электроэнергии у сторонних источников в этом случае определяются по (16) и составят 63,3 руб.

В результате торгов были найдены значения, удовлетворяющие обоих участников торгов. По дифференцированному тарифу компромиссное решение было достигнуто па скидке ЭСО в 30%. Получаемая при этом итоговая прибыль ЭСО согласно (13) составила 1 667 руб. Это больше значения прибыли, получаемой ЭСО при привлечении сторонних источников: 1667 руб. > 1043 руб. Для потребителя при этом суточная прибыль составила 1734 руб.

По двухставочному тарифу компромиссное решение было найдено на скидке ЭСО в 10%. Итоговая прибыль ЭСО согласно (13) составила 1722 руб. Это также больше значения прибыли, получаемой ЭСО при привлечении сторонних источников генерирования: 1722 руб. > 1043 руб. Для потребителя суточная прибыль в этом случае составила 4 048 руб.

Вернёмся к проверке условия совместимости (15). Ранее было определено, что потребитель А2 выбрал двухставочный тариф, т.к. плата по данному тарифу для потребителя меньше, чем плата по дифференцированному тарифу. В торгах принять участие он отказался, т.к. не имеет потенциала к регулированию собственного графика электропотребления. Потребитель A¡ согласился участвовать в торгах, т.к. обладает приблизительным по величине потенциалом, необходимым для устранения дефицитной ситуации. Ранее, до торгов с ЭСО, потребителю было выгоднее осуществлять расчёт по двухставочному тарифу, в процессе торгов ситуация не изменилась.

Условия совместимости и участия для потребителей A¡hA2 примут вид

¡U2(y(A2))<U2(/(A2)),

где у и / - двухставочный и дифференцируемый тарифы, полученные в результате торгов ЭСО с потребителем A¡.

Оба потребителя предпочитают двухставочный тариф, что является недопустимым в ТК с ассиметричной информацией, в данном случае это может повлечь за собой сужение рынка реализуемых сделок по дифференцированному тарифу. Процесс торгов ситуации не изменил. Что говорит о несовершенстве на сегодняшний день формирования дифференцированных тарифов для реализации договорных отношений между ЭСО и потребителем.

Однако, торги показали, что справиться с дефицитной ситуацией ЭСО выгоднее за счёт привлечения потребителя и нахождения с ним компромиссного решения, удовлетворяющего обе стороны. Для потребителя расчёт по двухставочному тарифу, определённому в процессе торгов, приносит большую прибыль. Данная прибыль может компенсировать затраты потребителя, связанные с перестройкой режима работы и регулированием графика нагрузки, и, возможно даже, получить ему некоторый бонус.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основная идея работы заключается в разработке метода координации суточных режимов СЭС и потребителей, на базе которого возможно создание механизма взаимоотношений между ЭСО и АП в целях устранения дефицитных ситуаций в энергосистеме.

Показано, что оптимальное функционирование СЭС и АП может быть достигнуто за счёт определённых усилий обеих сторон. При этом участников взаимодействия стоит рассматривать не изолированно, а как единый комплекс "ЭСО + АП". На примере продемонстрировано, что совместное взаимодействие двух участников позволяет справиться с дефицитной ситуацией, возникшей в энергосистеме, с учётом экономических интересов каждого участника, при этом компромиссное решение может быть найдено в процессе торгов. Для энергосистемы это позволяет получить некоторую отсрочку по времени на ввод новых генерирующих источников мощности.

В диссертационной работе получены следующие основные результаты:

1. Предложена методика координации суточных режимов систем электроснабжения и активных потребителей.

2. Разработаны математические модели и метод оптимизации суточных режимов активного потребителя с использованием генетических алгоритмов в случаях принадлежности распределительной электрической сети сетевой компании, потребителю, энергоснабжающей организации.

3. Разработан метод определения компромиссного решения с использованием теории контрактов при взаимодействии ЭСО и потребителей в процессе координации суточных режимов системы электроснабжения и потребителей, на примере наиболее важного случая - дефицита электроэнергии (мощности) в энергосистеме.

4. Произведена верификация разработанных математических моделей, методики и методов на примере потребителей различных типов: медеплавильного завода, нефтеперерабатывающего цеха и потребителей студенческого городка.

Список научных трудов автора

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах: - в изданиях, рекомендованных ВАК

1. Воропай, Н.И. Оптимизация суточных графиков нагрузки активных потребителей / Н.И. Воропай, З.А. Стычински, Е.В. Козлова, B.C. Степанов, К.В. Суслов // Известия РАН. Энергетика. - 2014. - №1. - С. 84-90.

2. Степанов, B.C. Возможности регулирования собственного режима питания промышленного предприятия и технико-экономические предпосылки их реализации /

B.C. Степанов, K.B. Суслов, Е.В. Козлова // Промышленная энергетика. - 2013. - №6. -С. 2-7.

3. Степанов, B.C. Управление электропотреблением путём деформации графиков нагрузки потребителей / B.C. Степанов, К.В. Суслов, Е.В. Козлова // Вестник Иркутского государственного технического университета. — 2012. — №9(68). - С. 231-235.

- в реферируемом зарубежном издании

1. Stepanov, V. Electricity Demand and Management Capabilities of an Industrial Enterprise and Technical and Economic Preconditions for Their Implementation / V. Stepanov, K. Suslov, E. Kozlova, Z. Styczysnki // IEEE Grenoble Conference PowerTech, POWERTECH 2013 [Электронный ресурс] - Электрон, ст. - Режим доступа к ст.: http://www.scopus.com; Article number 6652130.

- в других изданиях

1. Stepanov, V.S. The regulation of energy consumption of industrial enterprises / V.S. Stepanov, E.V. Kozlova, K.V. Suslov // Special issue Grant 220 Russian Federation «Smart Grid for Efficient Energy Power System for the Future». - Magdeburg, 2013. - Volume П. -pp. 9-11.

2. Kozlova, E.V. Optimization of load daily curves of active consumers / E.V. Kozlova, N.I. Voropai // Special issue Grant 220 Russian Federation «Smart Grid for Efficient Energy Power System for the Future». - Magdeburg, 2013. - Volume Ш. - pp. 42-45.

3. Stepanov, V.S. The Market-based Methods of Load Rescheduling of Consumers and Power System / V.S. Stepanov, E.V. Kozlova, L.M. Chebotnyagin, K.V. Suslov // Liberalization and Modernization of Power Systems: Smart Technologies for Joint Operation of Power Grids. The 5th International Conference Proceedings. - Irkutsk: Energy Systems Institute, 2012. - pp.254-259.

4. Kozlova, E.V. Power supply system day modes optimization with regard to electric power consumer activity / E.V. Kozlova // Special issue Grant 220 Russian Federation «Smart Grid for Efficient Energy Power System for the Future». - Magdeburg, 2012. - Volume I. - pp. 106-112.

5. Козлова, Е.В. Модель и численные исследования системы электроснабжения с учетом активной роли потребителей / Е.В. Козлова // Материалы Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск, 2012.-С. 377-380.

6. Козлова, Е.В. Оптимизация суточных режимов системы электроснабжения с учетом активной роли потребителей / Е.В. Козлова, Н.И. Воропай // Материалы Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск, 2012. - С. 373-376.

7. Козлова, Е.В. Пути повышения эффективности решения задач оптимизации / Е.В. Козлова, Т.В. Сокольникова, КВ. Суслов // Федоровские чтения - 2011г. XLI Всероссийская научно-практическая конференция (с международным участием) с элементами научной школы для молодежи. - Москва, 2011. - С. 18-19.

8. Козлова, Е.В. Суточные режимы электропотребления комплексного объекта "Система электроснабжения плюс потребители" / Е.В. Козлова // Материалы Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск, 2011. - С. 416-421.

Отпечатано в ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130 Заказ №32, тираж 130 экз.