Анализ и прогнозирование режимных параметров и характеристик в системах электроэнергетики на базе технологий искусственного интеллекта

• Автор: Томин, Никита Викторович
• Шифр специальности: 05.14.02
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Иркутск
• Количество страниц: 215 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ.
Глава 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ АНАЛИЗА И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ХАРАКТЕРИСТИК ДЛЯ СУБЪЕКТОВ РОЗНИЧНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.
1.1. Задача анализа режимных параметров и характеристик для субъектов розничного рынка электроэнергии
1.1.1. Анализ режимных параметров и характеристик для электрических сетей субъектов розничного рынка.
1.1.2. Анализ потерь электрической энергии в электрических сетях субъектов розничного рынка.
1.2. Общая характеристика методов анализа данных и визуализации возможности их применения в задачах электроэнергетики.
1.3. Задача прогнозирования режимных параметров и характеристик в электрических сетях субъектов розничного рынка.
1.4. Обзор существующих методов прогнозирования и их практическая реализация в задачах электроэнергетики.

1.5. Выводы к главе 1.

Глава 2. ТЕХНОЛОГИИ ИСКУССТВЕННОГО ИНТЕЛЛЕКТА В ЗАДАЧАХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ.

2.1. Характеристика программных продуктов по искусственным нейронным сетям и генетическим алгоритмам.
2.2. Обзор практического использования искусственных нейронных сетей в электроэнергетических задачах.
2.3. Структура искусственных нейронных сетей
2.4. Генетические алгоритмы.
2.5. Процедуры предварительной обработки информации на базе нелинейного анализа данных и структур искусственных нейронных сетей и генетических алгоритмов
2.6. Выводы к главе
Глава 3. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ИСКУССТВЕННОГО ИНТЕЛЛЕКТА В ЗАДАЧАХ АНАЛИЗА И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ХАРАКТЕРИСТИК В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ СУБЪЕКТОВ РОЗНИЧНОГО РЫНКА.
3.1. Кластерный анализ и визуализация режимных параметров и характеристик в электрических сетях на базе карт Кохонена
3.2. Кластерный анализ потерь электрической энергии на базе карт Кохонена.
3.3. Прогнозирование режимных параметров и характеристик в электрических сетях с использованием методов искусственного интеллекта
3.4. Сравнительный анализ предложенных подходов с существующими про
граммными реализациями методов анализа и прогнозирования режимных параметров и характеристик
3.4.1. Программный комплекс РАП.
3.4.2. Программный комплекс по прогнозированию процессов электропотребления ПРОГНОЗ.
3.5. Выводы к главе
Глава 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.
4.1. Анализ расчтных и сверхнормативных потерь электроэнергии в электрических сетях Братского энергорайона.
4.2. Анализ потребления электрической энергии бытовым сектором в электрических сетях Братского энергорайона.
4.3. Суточное прогнозирование электрической нагрузки в энергорайонах г. Ир,
кутска.
4.4. Прогнозирование сверхнормативных потерь в распределительных электрических сетях Братского энергорайона.
4.5. Прогнозирование температуры наружного воздуха для тепловых сетей Братского энергорайона.
4.6. Выводы к главе
ЗАКЛЮЧЕНИЕ8.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


Очаги потерь холостого хода трансформаторы, загруженные в режиме максимальных нагрузок менее чем на на однотрансформаторных подстанциях и менее чем на на двухтрансформаторных подстанциях. В общем случае, под очагом потерь ЭЭ будем понимать участок электрической сети с повышенными фактическими потерями ЭЭ. В силу существенных различий в структуре электрических сетей и их протяжнности уровни фактических потерь ЭЭ будут индивидуальны для каждой конкретной ЭСО и зависеть, главным образомот режимов работы электрических се тей и особенностей учта поступления и отпуска ЭЭ. Зависимость от составляющих потерь ЭЭ. Повышенные значения потерь ЭЭ могут объясняться двумя причинами предельными значениями технической составляющей коэффициент загрузки и мощность трансформатора, плотность тока, протяжнность ЛЭП и т. ЭЭ, ослабление контроля за потреблением ЭЭ, снижение платжеспособности части потребителей ЭЭ и т. Временной диапазон. Участок электрической сети может проявлять себя как очаг потерь ЭЭ в течение различных периодов времени и в разное время исследуемого периода. Так, к примеру, одна трансформаторная подстанция ТП исследуемого сетевого участка может быть очагом потерь ЭЭ допустим, в июне и октябре, другая же ТП данного сетевого участка оказывается очагом потерь ЭЭ в течение всего года. Взаимосвязанность очагов потерь ЭЭ. Очаги потерь ЭЭ на различных участках исследуемой электрической могут быть взаимосвязаны ме
жду собой. Другими словами, повышенные потери ЭЭ на одном участке электрической сети могут влиять или зависеть от другого участка с повышенными значениями потерь ЭЭ. Наиболее ярко это свойство проявляется в сложнозамкнутых электрических сетях. Разделение отчтных потерь на техническую и сверхнормативную составляющие. Подобное разделение возможно осуществить только при проведении специальных расчтов по всем составляющим технических потерь ЭЭ и оценке интервалов их возможных изменений, учитывающих как погрешности исходной информации, так и применяемых методов расчта. Максимально возможная территориальная локализация обеих составляющих потерь ЭЭ. Чаще всего она осуществляется расчтными методами. При этом сверхнормативные потери электроэнергии СПЭ в значительной степени предопределяются местами установки средств технического и расчтного учта ЭЭ. ЭЭ понимаются потери ЭЭ, обусловленные, несоответствием показаний счтчиков ЭЭ у бытовых потребителей хищениями ЭЭ и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением ЭЭ. Особое место в задаче расчта и анализа потерь ЭЭ занимает проблема СПЭ. Несмотря на то, что методика утвержднная ФСТ, устанавливает порядок расчта нормативов технологических потерь, проблемы, связанные с СПЭ, в ней не рассматриваются, хотя эти проблемы не менее существенны, чем расчт технологических потерь. Необходимо подчеркнуть, что в настоящее время прибыль ЭСО существенно снижается изза наличия СПЭ. Как правило, это лишает ЭСО денежных средств, которые могли бы быть направлены на мероприятия по снижению этих потерь . Особенно остро эта проблема стоит в коммунальных распределительных сетях, где велика доля бытового потребления и соответственно велики СПЭ. Одним из предполагаемых путей решения этого вопроса является включение в тариф дополнительных затрат на такие мероприятия инвестиционной составляющей тарифа, но это не решит проблемы в целом. Данные анализа свидетельствуют о том, что во многих ЭСО фактические потери в настоящее время превышают . При этом, денежные ресурсы получаемые в таких ЭСО, позволяют покрыть лишь самые неотложные затраты. Приведнное в документе положение предусматривает увеличение норматива потерь ЭЭ на величину прогнозируемого в планируемом периоде снижения уровня потерь ЭЭ за счт проведения соответствующих мероприятий. Это адекватно включению в тариф 0,5 1 потерь, что при фактическом значении СПЭ также не решает проблему кардинального снижения потерь ЭЭ. В для решения указанной проблемы предлагается внедрение в практику нормирования потерь ЭЭ понятия временно допустимого уровня СПЭ с включением в норматив ежегодно уменьшаемого их значения. Это представляется реальным способом снижения составляющей СПЭ за несколько лет до минимально допустимого уровня.