Коммерческие особенности управления режимами энергосистем: Конспект лекций в примерах и задачах, страница 6

4.  Адресное распределение потерь мощности и электроэнергии с оценкой их стоимости для сетевого предприятия, осуществляющего транспорт электроэнергии, в его узлах и ветвях;

5.  Перспективная задача составления баланса мощности с заблаговременностью 5 – 20 лет с определением узловых цен и адресным распределением потерь мощности и электроэнергии по составляющим баланса.

Традиционно балансы составляются по регионам. Структура баланса электроэнергии в регионе имеет несколько уровней. Баланс электроэнергии в целом имеет следующий вид:

Приходная часть 1.  Выработка электроэнергии станциями. 2.  Покупная электроэнергия с ФОРЭМ.

Расходная часть баланса в целом 4.  Электропотребление в регионе. 5.  Проданная электроэнергия. 6.  Потери энергии.

Как следует из структуры баланса, потери в сетях учитываются в целом без их разделения между составляющими баланса. При этом сразу нарушается условие адресности. Поэтому говорить об индивидуальной связи между поставщиком и потребителем нельзя. На основе этого баланса составляютсядругие виды балансов. Для расчета узловых цен необходимо знать укрупненные группы потребителей по территории электроснабжения и по структуре потребителей (например, по отраслям производства). В этом случае можно определить адресные цены на поставку электроэнергии и на потери и их оплату. Без этого потери электроэнергии, которые в среднем составляют 10%, учитываются в общих издержках.

Структурные модели объектов при расчете адресных задач.

Структурная модель отражает особенности процесса производства и включает те элементы, которые должны быть учтены при адресных расчетах.

Она должна учитывать технологические, хозяйственные и коммерческие особенности объектов управления.

 

Рис. 2.1 Схема разработки модели  адресного управления

Модель должна иметь такой вид, который позволяет производить расчеты, связывающие технологические и хозяйственные задачи системы. Если станции и сетевые предприятия указываются в границах своей хозяйственной деятельности, то это хозяйственно – технологическая модель.

Краткое изложение адресных задач показывает, что их решение требует использования больших объемов информации, математических моделей, методов и программ расчетов. Поэтому в дальнейшем будут рассматриваться упрощенные задачи, главным содержанием которых является изучения принципа адресности.

2.2. Адресная оценка мощности  при использовании хозяйственно- технологической модели системы (Задача 1).

Содержание задачи.  Электроэнергетическая система (ЭЭС) – единое хозяйственное предприятие (в том числе созданное на добровольной основе), включающее станции и сетевые предприятия (СП) (рис .2.2).

Цель расчетов определение стоимости потоков и потерь мощности в системе – на станциях и у потребителей. Критерием оптимизации режимов ЭЭС являются общие издержки, которые включают издержки всех предприятий. Оптимальный режим соответствует минимуму суммарных издержек. Для каждого объекта задаются характеристики связи между мощностью и издержками И(Р).

 

Рис.2.2. Структурная модель системы с ее хозяйственными связями.

Методика расчетов. Приведем пример общего характера для оценки стоимости потоков и потерь мощности необходимо иметь картину адресного распределения мощностей и потерь, которая показана ниже в виде баланса мощностей (табл. 2.1).

Соответственно издержки станций так же адресно распределяются, т.е.

Удельные величины издержек зависят от адресного распределения потоков и потерь мощности:

Таблица 2.1

Исходные данные для примера

	Мощности, МВт	Стоимости мощностей коп/кВтч	Потери мощности, %	Стоимость
Станция 1,	1000	100
Станция 2,	2000	150
Сетевое предприятие СП3		20	10
Сетевое предприятие СП4		30	5
Сетевое предприятие СП5		40	10
Переток по ЛЭП 3-4, МВт	600
Переток по ЛЭП 3-5, МВт	200
Переток по ЛЭП 4-5, МВт	2500
Нагрузка потребителя	100
Нагрузка потребителя	500
Нагрузка потребителя	Определяется расчетом

Задание для расчетов (на основе данных табл. 2.1).

1.  Определить адресные стоимости мощностей станций для заданного баланса мощностей системы.

2.  Определить потерь мощности по системе, в узлах нагрузки и на станциях и их стоимость.

3.  Определить общие издержки по системе и их удельную величину.

4.  Определить удельные издержи в узлах нагрузки по средним показателям для ЭЭС.

5.  Указать размеры перекрестного субсидирования при  сравнении результатов пп 2 и 4.

2.3.Учет стоимости потерь электроэнергии у потребителей различными способами (задача 2).

Содержание задачи. Издержки на возмещение потерь мощности в электрической сети могут дифференцированно учитываться при расчете режима для каждой нагрузки системы. Нагрузки постоянно меняются, и это требует постоянного проведения таких расчетов. Поэтому чаще потери учитывают упрощенно. Это позволяет отказаться от систематического расчета сети при распределении потерь электроэнергии.

Один из упрощенных методов заключается в том, что величина потерь рассчитывается для одного из режимов ЭЭС и осуществляется разнесение суммарных потерь мощности в электрической сети пропорционально мощности нагрузок потребителей, а стоимость потерь определяются по средней цене мощности системе. Такая методика часто используется в реальных энергосистемах.

Другой способ - потери в сети определены в среднем и распределяются пропорционально между станциями. Они учитываются в характеристиках станций при оптимизации режимов ЭЭС. Такая задача традиционно решается с использованием метода множителей Лагранжа [3, 11, 29, 43]. Условием оптимизации в тепловой ЭЭС является соотношение: