Оптимальное секционирование воздушных распределительных сетей 6…10 кВ в условиях нормирования показателей надежности (стр. 5 )

- размеры ущерба различны для конкретных производственных потребителей; поэтому если вводить нормируемую величину ущерба, то фактически число этих нормируемых величин будет приближаться к числу потребителей;

- предположение об учете категорий ущербов при оптимизационных расчетах во многом неясны, т. к. имеется [84] неопределенность в трактовке понятия ущербов;

- как показывает зарубежный опыт [54, 85] удельный ущерб имеет тенденцию (тренд) к росту с течением времени, причем весьма существенному (в несколько раз) и различному в зависимости от типа потребителя; это приводит к необходимости регулярного мониторинга значений данного параметра.

Законы распределения вероятностей ожидаемых значений ущербов можно получить только на основе надежных массовых обобщений применительно к конкретным потребителям, опыта прошлого и обоснованной его экстраполяции на будущее; в настоящее время таких данных нет, как и нет уверенности в возможности их получения.

С учетом надежности потребителей в ЦФ, а затрат в РС, связанных с обеспечением необходимого уровня надежности, – в системе ограничений. В большинстве моделей этого типа (Приложение Б) требуется найти одну или несколько ЦФ вида

,

(2.2)

при

,	(2.3)

где определяется как интегральный показатель надежности электроснабжения (SAIDI, SAIFI и т. д.);

– предельные затраты на повышение надежности, определяемые объемом и номенклатурой применяемых СУ (другими словами, ограничениями на ресурсы), а также дополнительными капитальными вложениями.

Данный тип постановок задач оптимального секционирования РС как по количеству моделей, так и по числу публикаций (Приложение Б) несколько уступает типу А, однако приобретает все большую популярность так как с одной стороны лишен недостатков типа А, а с другой – позволяет более адекватно реализовать компромисс между поставщиками и потребителями электроэнергии.

С учетом затрат в РС, связанных с обеспечением необходимого уровня надежности, в ЦФ, а надежности потребителей – в системе ограничений. В моделях этого типа (Приложение Б) рассматривается минимизации затрат на совокупность мероприятий по повышению надежности

,

(2.4)

при соблюдении заданного уровня надежности электроснабжения потребителей, определяемого ограничениями

,

(2.5)

где – вектор допустимой степени ненадежности в РС, размерность которого определяется числом потребителей, предельную ненадежность электроснабжения которых необходимо ограничивать, и числом нормируемых показателей надежности для каждого потребителя.

Данный подход к решению задачи оптимизации надежности, несмотря на простоту формирования, не обеспечивает в полной мере получение необходимых результатов [86]. Причины этого состоят в следующем: централизовано выработанные нормы не могут учесть всей гаммы внешних и внутренних факторов при их конкретной реализации; не учитываются индивидуальные предпочтения потребителей, их удаленность от источников питания и т. д. Основной же недостаток нормативного метода состоит [86, 87] в отсутствии экономической заинтересованности всех участников процесса в поддержании нормированного уровня надежности электроснабжения, поскольку это противоречит их индивидуальным экономическим интересам. Результатом этого является стремление и потребителей электроэнергии, и ЭСК сдвинуть нормативные требования в желательную для себя сторону. В то же время несоблюдения нормативных требований к надежности электроснабжения могут быть достаточными, чтобы лишить предприятие-потребитель текущего дохода, а иногда – чтобы «разорить» его. Это обстоятельство в условиях энергетического рынка неизбежно выдвинет вопрос о штрафах за перерывы электроснабжения [88]. Безусловно, что до формирования реальной конкуренции в сфере распределения электроэнергии, данный вопрос должен контролироваться соответствующим уполномоченным государственным органом.

Исключить указанные недостатки данной постановки задачи оптимизации надежности можно, объединив нормативный метод с системой дифференцированных тарифов на электроэнергию, конкретный вид которой уже давно дискутируется широким кругом исследователей [89–93]. При таком подходе экономические интересы ЭСК (а именно возмещение дополнительных затрат на повышение надежности электроснабжения) учитываются в виде надбавки к тарифу на электроэнергию, а интересы потребителей – в виде штрафов за несоблюдение нормативных уровней надежности, например, по схеме так называемого «Гарантированного уровня обслуживания» (Guaranteed Service Level) [94]. В этом случае задачу оптимизации надежности можно записать как минимизацию целевой функции вида

,

(2.6)

при выполнении ограничений (2.5). В формуле (2.6)

– затраты в РС на выплату штрафов i-му потребителю за несоблюдение нормативных (договорных) уровней надежности.

Данная постановка задачи оптимизации надежности в настоящее время не нашла широкого применения. Это связано с тем, что системы дифференцированных тарифов для потребителей разных отраслей промышленности в большинстве стран (за исключением, разве что, ряда европейских стран, в частности – Италии [95], где применяется на практике единый национальный тариф на распределение электроэнергии, являющийся функцией от показателя ) находятся на стадии разработки и обсуждения.

В следующем разделе рассмотрим особенности формирования модели оптимизации надежности ВРС 6...10 кВ для условий Украины.

2.2 Особенности постановки задачи оптимизации надежности воздушных распределительных сетей 6...10 кВ энергоснабжающих компаний Украины

Участвующие в процессе решения задачи оптимального секционирования виды коммутационных и защитных аппаратов существенно (на порядок, если сравнивать, например, разъединитель и реклоузер) отличаются как стоимостными характеристиками, так и влиянием на показатели надежности. Например, автоматические СУ влияют и на длительность, и на частоту отключений, в то время, как неавтоматические СУ – только на длительность. Поэтому при выборе критерия оптимальности решаемой задачи следует учитывать следующие соображения:

1. Учитывая, что, в принципе, надежность электроснабжения может характеризоваться достаточно широким спектром показателей (см. раздел 1.3), решаемая задача оптимизации должна иметь многокритериальный характер. При этом отдельные показатели надежности имеют, как правило, разную физическую природу, и, соответственно, отличные друг от друга единицы измерения. Не противоречит мировому опыту использование, в данном случае, в качестве ЦФ (или одной из составляющих ЦФ частей) аддитивного критерия (свертки) вида

где – весовой коэффициент (коэффициент важности) показателя надежности ;

– вектор, характеризующий состав и местоположение СУ.

По сути, такой подход аналогичен так называемому «методу взвешенных сумм с точечным оцениванием весов», при этом значение аддитивного критерия предлагается интерпретировать как «коэффициент качества» [96]. Применение подобного критерия при решении задачи секционирования РС анализировалось в ряде работ:

- в [56] предлагалось

- в [97] рассматривалось

- в [98] предлагалось

где индекс обозначает заданное значение (target value) конкретного i-го показателя, к которому он должен стремиться в процессе решения оптимизационной задачи (). Как видно из приведенных примеров, функция , чаще всего, представляет собой нормирование рассматриваемых критериев.

2. Как показывает мировой опыт (раздел 2.1), при решении задачи оптимального секционирования ВРС 6...10 кВ приходится сталкиваться с необходимостью согласования двух противоположных целей – повышения надежности с одной стороны, и уменьшения затрат на реализацию данной цели – с другой. В такой ситуации на практике при решении задач многокритериального характера часто используется метод, основанный на отношении «Затраты/Выгода» (Cost/Benefit Ratio) [99], в котором под понятием «выгода» может пониматься и совокупность критериев. Одно из основных требований этого метода [100], заложенное в алгоритме принятия решения, – возможность суммировать различные виды «выгод» (критерии), получая, таким образом, интегральную оценку – «выгоду», характеризующую то или иное решение.

Учитывая вышесказанные соображения, предлагается при решении задачи повышения надежности ВРС 6...10 кВ использовать критерий – максимум отношения величины показателя повышения надежности к приращению затрат на повышение надежности

. (2.7)

В выражении (2.7) – нормированный обобщенный показатель (индекс) повышения надежности (NRI - normalized reliability index) на текущей L-й итерации оптимизации при установке в k-м месте линии СУ n-го вида (), определяемый как

(2.8)

или

(2.9)

где ASIDI (Average System Interruption Duration Index) – средний системный показатель длительности перерывов электроснабжения (час/год)

;

ASIFI (Average System Interruption Frequency Index) – средний системный показатель частоты перерывов электроснабжения (откл./год)

;

, , , и – весовые коэффициенты показателей надежности SAIDI, SAIFI, EENS, ASIDI и ASIFI соответственно ( или );

,, , и – значения показателей надежности, полученные в результате установки СУ на предыдущей (L-1)-й итерации.

Учитывая, что для рассматриваемой линии сумма средних нагрузок узлов , следует отметить, что выражение (2.8) является частным случаем выражения (2.9) (при и ), т. к.

(2.10)

Из равенства (2.10) следует, что изменение показателя ASIDI эквивалентно изменению показателя EENS (и наоборот, изменение EENS приводит к пропорциональному изменению ASIDI).

Присутствующий в выражении (2.7) показатель отражает относительное приращение затрат на повышение надежности после установки в линии -го СУ, и вычисляется следующим образом:

- если предполагается монтаж СУ, то

,

где – стоимость СУ n-го вида,

CMIN – стоимость наиболее дешевого СУ из всех рассматриваемых дискретных последовательностей (имеется в виду, что для магистрали, ответвлений и ТПРП могут быть заданы разные дискретные последовательности СУ);

- если рассматривается замена СУ (n-1)-го вида на более эффективное и дорогое устройство из дискретной последовательности, то

.

Очевидно, что критерий (2.7) фактически является аналогом критерия «Отношение Затраты/Выгода», и может быть представлен в виде

.