МЕТОД АДРЕСНОСТИ В ЗАДАЧАХ ЭНЕРГЕТИКИ

АПОСТЕРИОРНЫЙ АНАЛИЗ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ ФИНАНСОВО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ЭЭС

HS оммерциализация функционирования ЭЭС приводит к *V» необходимости составлять и использовать так называемые финансово-технологические модели (ФТМ) ЭЭС [22].

Расход топлива для генерации активной мощности на станции i определяется по расходным характеристикам, обычно представляе-

2

мым квадратичной зависимостью Вt (PYi) = a0iи PYi + a2iPTiТоп"

ливо на станцию i может поставляться от одного или нескольких

к

поставщиков ^ bik = В{ (Pri). Пусть dk - цена поставки топли-

k=1

ва bik; ср. - оплата i-й станции поставщику к в единицу времени; PYi - мощность, вырабатываемая станцией в единицу времени; сг- - цена электроэнергии на шинах i-й станции; ап и а« - доля мощности, передаваемой станцией потребителям на ее шинах и потребителям в узле j - коэффициенты адресности; f и <р ? - оплата

потребителем на шинах i-й станции и потребителем узла j за полученную электроэнергию в единицу времени; Nt - финансовый резерв станции в единицу времени.

Финансовый баланс i-й станции в единицу времени может быть записан в следующем виде:

Финансовый баланс проиллюстрирован на рис. 8.1.

Схематическое представление финансового баланса i-й станции

Рис. 8.1. Схематическое представление финансового баланса i-й станции

Добавление уравнений финансового баланса к технологической модели, которая включает уравнения установившегося режима и учитывает технологические ограничения неравенства на генерацию, уровни напряжений, перетоки мощности, образует финансовотехнологическую модель (ФТМ).

Таким образом, в этих моделях, с одной стороны, рассматриваются традиционные технологические переменные, описывающие режим ЭЭС, связывающие эти переменные ограничения в виде равенств (законы Ома и Кирхгофа) и неравенств. С другой стороны, в эти модели должны входить переменные, учитывающие стоимостные (финансовые) факторы (цены, затраты, всякого рода отчисления), и уравнения финансовых балансов, связывающие эти переменные.

Одним из важнейших финансовых показателей является так называемая узловая цена, показывающая, сколько будет стоить единица энергии, покупаемой в данном узле. Узловые цены в общем случае разные в каждом узле, и для их определения используются ФТМ. При этом учитываются затраты на получение электроэнергии каждым генерирующим источником, потери при передаче электроэнергии по сети от источника к потребителю, физические и финансовые балансы в узлах.

В большинстве работ в качестве узловых цен используются двойственные переменные - множители Лагранжа [23, 38, 39], которые позволяют оценить финансовую значимость ограничений в виде равенств и активных ограничений в виде неравенств. Вместе с тем при этом подходе возникают как минимум следующие проблемы:

  • • не учитываются постоянные, т. е. не зависящие от режима, затраты на генерацию электрической мощности;
  • • при использовании метода неопределенных множителей Лагранжа необходим единый критерий принятия решений, который далеко не всегда совпадает с критерием каждого участника рынка в отдельности;
  • • неочевидна логика и технология получения цен на ограничения, в том числе и узловых цен.

Поэтому возникла необходимость в новом методологическом подходе, чтобы алгоритм получения узловых цен был понятен и очевиден как для потребителя, так и для производителя электрической энергии. Ниже предлагается так называемый апостериорный анализ режимов ЭЭС, на основе которого определяются ценностные переменные, входящие в ФТМ, в частности узловые цены.

Подход состоит из трех основных этапов.

  • 1. Получение для каждого интервала времени данных потоко- распределения по реальным замерам или имитационным расчетам (в частности, на основе оценивания состояния ЭЭС). При этом все технологические переменные сбалансированы с точностью, определяемой программой потокораспределения, или точностью оценок при решении задач оценивания состояния.
  • 2. Построение финансовой модели на основе финансовых балансов в узлах и ветвях ЭЭС; в результате составляется система линейных уравнений или графовая модель, решением которой будут узловые цены. Этот этап можно назвать апостериорным анализом. По существу, апостериорный анализ можно рассматривать как распределенный счетчик платы за электроэнергию в каждый интервал времени.
  • 3. Полученные узловые цены однозначно определяют затраты на покупку электроэнергии в данном узле. Сумма издержек потребителей на покупку в точности совпадает с суммарными заявленными затратами генерирующих станций, что позволяет назвать такие цены затратными. При этом соблюдаются сколь угодно точные ограничения в виде равенств и неравенств, заложенные в технологическую модель, использованную для апостериорного анализа.

Рассмотрено влияние ограничений в виде равенств и неравенств и степени оптимальности режима на значение узловых цен.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >