ЗАДАЧА АДАПТАЦИИ ПРОГНОЗНЫХ МОДЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ

Задача управления и контроля параметров объекта электроснабжения (ОЭ), представляющего собой совокупность рассредоточенных потребителей электроэнергии, состоит в осуществлении организационно-технических мероприятий (управляющих воздействий), обеспечивающих регламентированные показатели электропотребления  суммарную мощность потребителей, суммарную потребленную электроэнергию и др.

Управление электропотреблением осуществляется как на энергоснабжающих организациях (энергосистемах), так и на предприятиях, являющихся потребителями электроэнергии.

В энергоснабжающих организациях управление осуществляется с целью поддержания оптимального плана генерации электроэнергии с точки зрения обеспечения минимума расхода энергоресурсов, недопущения перегрузки генерирующих мощностей и ухудшения качества электроэнергии, особенно в периоды прохождения максимумов нагрузки.

Особенностью производства электроэнергии является равенство произведенной и израсходованной в единицу времени энергии (мощности). Аккумулирование электроэнергии в значительных количествах практически невозможно, поэтому в электрических системах в любых режимах работы удовлетворяется уравнение баланса активных мощностей:

P_раб = P_Н + P_С + P_СН (1)

где P_раб  суммарная активная мощность, отдаваемая в сеть генераторами электростанций (рабочая мощность системы); P_Н  наибольшая суммарная совместная активная нагрузка потребителей системы; P_С  суммарные потери активной мощности во всей системе, соответствующие максимальной нагрузке; P_СН  активная нагрузка собственных нужд электростанций при максимальной нагрузке [1].

Выполнение уравнения (1) соответствует минимуму потерь топливных энергоресурсов, а также исключает аварийные ситуации, связанные с перегрузкой генерирующих мощностей.

На предприятиях, объединениях, являющихся потребителями энергии, основными показателями электропотребления, определяющими характер управления, являются:

 предельное количество активной электроэнергии, потребленной за расчетный период для данного предприятия;

 предельное значение средней активной мощности предприятия за получасовой интервал времени, регламентированный в часы максимальной нагрузки (часы максимумов) и др.

Эти показатели определяются для каждого предприятия  потребителя энергосистемы на основе уравнения (1).

Немаловажную роль в принципах управления электропотреблением ОЭ также играет наличие дифференцированного тарифа на электроэнергию по часам суток и типам суток.

Этот тариф предусматривает плату за электроэнергию, учтенную приборами учета, но при разных дифференцированных ставках.

Обычно предусматриваются три ставки [2]:

1. За электроэнергию, потребляемую в часы утреннего и вечернего максимумов энергосистем B₁;

2. За электроэнергию, потребляемую в часы полупиковой нагрузки B₂;

3. За электроэнергию, потребляемую в часы ночного провала графика нагрузки B₃.

При этом B₁ > B₂ > B ₃. В этом случае плата за электроэнергию составит (руб. кВт·ч):

С _w = B ₁ W ₁ + B ₂ W ₂ + B ₃ W ₃ , (2)

где W₁ – энергия, потребляемая в часы максимума нагрузки (Пик₁ и Пик₂); W₂ – энергия, потребляемая в часы полупиковой зоны; W₃ – энергия, потребляемая в часы ночного провала графика нагрузки энергосистемы;

При этом общее потребление определяется как:

W = W ₁ + W ₂ + W ₃ . (3)

Средняя стоимость 1 кВт/ч при дифференцированном тарифе по зонам суток составит (руб.):

B _w = C _w /W = (B ₁ W ₁ + B ₂ W ₂ + B ₃ W ₃ )/W. (4)

Из вышесказанного вытекает, что управление энергопотреблением как на предприятии, так и в энергосистеме должно быть направлено на соблюдение заданных значений максимума мощности нагрузки (например, получасового), лимитов потребления энергии за определенные периоды (сутки, месяц, квартал), а также минимизацию денежных затрат путем учета дифференциации тарифа [2].

Переход к рыночным принципам взаимоотношений между потребителями электроэнергии и энергосистемой повышает требования к точности прогнозирования электропотребления, как для отдельных предприятий, так и для энергосистемы и ответственность за решения, принятые на основе результатов прогнозирования.

Цель прогноза для энергосистемы состоит в оценке ожидаемого графика изменений мощности потребителей (спроса) и величины потребления электроэнергии для планирования режимов работы энергосистемы и входящих в нее электростанций, а также планирования запасов топлива. Цель прогноза для промышленных предприятий  оценка графика мощности при оптимизации и оперативном управлении электропотреблением, прогноз заявляемого максимума и расходов электроэнергии при формировании заявок и договора с энергоснабжающей организацией на поставку электроэнергии; планирование потребности в электроэнергии и других энергоносителей по планам и прогнозам выпуска продукции.

В зависимости от сроков упреждения прогнозы делятся на оперативные (on-line) и неоперативные (off-line). В соответствии со сложившейся терминологией в литературе по прогнозированию и управлению в энергетике, принята следующая классификация интервалов прогнозирования [3]:

 оперативный прогноз  от нескольких минут до нескольких часов в пределах текущих суток;

 краткосрочный  от одних до десяти суток (суточные графики мощности P(t) или суточные расходы электроэнергии W(t));

 долгосрочный текущий  от одного до нескольких месяцев, кварталов и до года;

 долгосрочный годовой  от одного года до пяти лет;

 перспективный  на пять лет и более.

Методы прогнозирования подразделяются на статистические и вероятностные. Статистическое моделирование применяется для оперативного прогноза, который используется для диспетчерского управления режимами электропотребления предприятия.

Вероятностное моделирование применяется для долгосрочного прогноза. Долгосрочный прогноз используют при заключении договора с энергоснабжающей организацией в части юридически-правовых и технико-экономических аспектов и для планирования затрат (лимитов) на обеспечение электроснабжения внутризаводских потребителей .

Структурные изменения в экономике по-разному протекают в различных регионах, что, соответственно, отражается на структуре и динамике электропотребления (ЭП) в энергосистеме. Поэтому в качестве первоочередных и чрезвычайно важных задач являются задачи адаптации прогнозных моделей, алгоритмов и программ, как к отдельным энергосистемам, так и к новым тенденциям во временных рядах ЭП (территориальная и временная адаптация). При этом не снимаются с повестки дня разработки новых адаптивных методов и прогнозных моделей, позволяющие учитывать многообразие параметров, влияющих на ЭП, особенно в переходный период в условиях структурных изменений в промышленности, нестабильности экономики и, соответственно, неполноты информации о тенденциях в спросе на электроэнергию по группам потребителей. Именно данные выводы позволяют сформулировать направления дальнейшего исследования.

Литература:

1. Седов А.В., Надтока И.И. Системы контроля, распознавания и прогнозирования электропотребления: модели, методы, алгоритмы и средства. –Ростов н/Д: Изд-во Рост. ун-та,2002. 320 с.

2. Степанова В.Ю., Полшкова К.В. Исследование методов учета энергопотребления промышленного предприятия (тезисы доклада). Сборник трудов VIII Всероссийской научной конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Информационные технологии, системный анализ и управление». – Таганрог: Изд-во ТТИ ЮФУ,2010.

3. С.В. Жичкин, А.В. Мозгалин Краткосрочное прогнозирование суточного электропотребления Нижнетагильского металлургического комбината / Электрификация металлургических предприятий Сибири. Вып.12 – Томск: Изд-во Том. ун-та, 2005. С. 222 – 228.